ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ПРИКАЗ
от 10 июля 1997 г. N 314
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ЗАКЛЮЧЕНИЯ ЭКСПЕРТНОЙ КОМИССИИ
ПО МАТЕРИАЛАМ ДОРАБОТАННОГО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО
ОБОСНОВАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭЛИСТИНСКОЙ
ПАРОГАЗОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В соответствии с Федеральным законом "Об экологической
экспертизе" (ст. 18) приказываю:
Утвердить заключение экспертной комиссии, образованной во
исполнение Приказа Госкомэкологии России от 15.04.97 N 162, по
материалам доработанного технико-экономического обоснования
строительства Элистинской парогазовой электростанции.
Председатель Госкомэкологии РФ
В.И.ДАНИЛОВ-ДАНИЛЬЯН
Утверждено
Приказом Председателя
Государственного комитета
Российской Федерации
по охране окружающей среды
от 10.07.97 N 314
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
от 3 июля 1997 года
ЭКСПЕРТНОЙ КОМИССИИ ПО ДОРАБОТАННОМУ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОМУ ОБОСНОВАНИЮ СТРОИТЕЛЬСТВА
ЭЛИСТИНСКОЙ ПАРОГАЗОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Экспертная комиссия, утвержденная Приказом Госкомэкологии
России от 15.04.97 N 162, в составе: руководителя - д.т.н.
Гаврилова А.Ф., ответственного секретаря - главного специалиста
Госкомэкологии России Персановой Н.Е. и членов экспертной
комиссии: д.с.-х.н. Водяницкого Ю.Н., д.т.н., проф. Пермякова
Б.А., к.т.н. Алексенко В.Л., к.т.н. Березинца П.А., к.т.н.
Драчиковой Е.С., Амеличевой И.П., Иноземцевой Г.М., Зунгруевой
М.С. рассмотрела доработанные материалы технико-экономического
обоснования (ТЭО) строительства Элистинской парогазовой
электростанции (ПГЭС).
1. На экспертизу представлены следующие материалы:
1.1. Элистинская ПГЭС. Дополнение к ТЭО. Центр проектирования
электростанций АО по проектированию сетевых и энергетических
объектов (АО РОСЭП) ПАО "ЕЭС России", М., 1997.
1.2. Элистинская ПГЭС. 1.4.Б. Охрана окружающей среды. ОВОС.
АО РОСЭП и Экоцентр ТЭК, филиал теплотехнического научно -
исследовательского института, М., 1997.
1.3. Элистинская ПГЭС. 1.4.Б. Охрана окружающей среды. ОВОС.
АО РОСЭП РАО "ЕЭС России", М., 1997.
1.4. Ответы на замечания Государственной экологической
экспертизы Минприроды России по рассмотрению технико -
экономического обоснования строительства Элистинской парогазовой
электростанции от 24.11.93 АО РОСЭП РАО "ЕЭС России" М., 1997.
2. Краткая характеристика объекта.
2.1. Элистинская ПГЭС предназначена для покрытия электрических
и тепловых нагрузок в г. Элиста и развития маневренной
электрической мощности энергосистем Северного Кавказа.
Необходимость ее строительства диктуется дефицитностью энергии в
г. Элисте и отсутствием собственных генерирующих источников
энергии в АО "Калмэнерго". Режим работы электростанции - базовый,
число часов использования установленной мощности в году - 5000 ч.
ПГЭС располагается в северной промзоне г. Элисты и удалена от
городской жилой застройки примерно на 4 км, от поселковой жилой и
административной зоны примерно на 2 км.
Район характеризуется резко континентальным климатом с
суховеями, пыльными бурями и длительными (до 3 лет) засухами.
Площадка ПГЭС характеризуется сложными инженерно -
геологическими условиями: высокой коррозионной агрессивностью
грунта, просадочностью верхнего необводненного суглинка
толщиной 5 - 9 м.
Грунтовые воды до глубины 5 м отсутствуют.
2.2. В ТЭО Элистинской ПГЭС предусматривается четыре
парогазовых установки ПГУ-80.
В состав каждой парогазовой установки (ПГУ-80) входит:
- 2 газотурбинные установки НК-37-1 мощностью по 30,1 МВт
Самарского НПО "Труд" с электрогенераторами;
- 2 котла - утилизатора Белгородского
энергомашиностроительного з-да (на два давления - 4,0 МПа и
0,75 МПа);
- 1 паровая турбина мощностью 19,7 МВт Кировского з-да с
электрогенератором;
- конденсационная установка со смешивающим конденсатором и
воздушным охладителем конденсата;
- система очистки топливного газа;
- 2 дожимных компрессора;
- теплофикационная установка;
- электротехническое оборудование;
- АСУ ПГУ;
- вспомогательное оборудование.
К общестанционным сооружениям относятся:
- водоподготовительная установка со складом реагентов;
- склад аварийного дизельного топлива с насосной и очистными
сооружениями;
- пруд - накопитель с канализационной насосной;
- пожарная насосная с резервуарами;
- пункт подготовки топливного газа;
- общестанционный пункт управления;
- ОРУ-110 кВ.
Основное и резервное топливо - природный газ астраханского
месторождения, который подается дожимными компрессорами под
давлением 4,5 МПа. Аварийным является дизельное топливо, запас
которого предусмотрен на 5 суток потребности ПГЭС (его хранение
предполагается в наземных трех резервуарах, емкостью каждого по
3000 куб. м).
Природный газ содержит сероводород до 20 мг/куб. м и других
сернистых соединений - 36 мг/куб. м.
Для пуска ПГЭС "с нуля", отопления помещений и модулей ПГУ в
период монтажа и освоения предусматривается пуско-резервная
котельная теплопроизводительностью 3,2 Гкал/ч.
На промплощадке электростанции предусматривается строительство
установок термического обезвреживания жидких промышленных отходов
в печах погружного горения.
Для защиты от шума воздухозаборные и выхлопные тракты газовых
турбин оснащаются шумоглушителями, а сами газотурбинные установки
и поджимные компрессоры размещаются в звукоизолированных
помещениях.
2.3. В период 1994 - 1996 гг. с учетом замечаний
Государственной экологической экспертизы разработчиками были
выполнены доработки Элистинской ПГЭС, основными из которых
явились:
- повышение температуры газов перед турбиной с 1127° С до
1207° С, что привело к увеличению мощности ГТУ и ее экономичности,
а также позволило отказаться от необходимости сжигания
дополнительного топлива перед котлом - утилизатором;
- усовершенствованы конструкция клапанов и проточная часть
паровой турбины, вывод пара в конденсатор, что привело к повышению
КПД турбины на 1,3%;
Отмеченные изменения по ПГУ и ПТУ позволили повысить КПД
брутто ПГУ почти на 4%;
- путем усовершенствования камеры сгорания гарантировано
содержание оксидов азота в выхлопных газах на серийных двигателях
НК-37-1 не более 50 мг/куб. нм; в этой связи отпала необходимость
в специальных установках по очистке уходящих газов от оксидов
азота "Нероаэра" и связанного с ними оборудования;
- вместо агрегатных, блочных химводоподготовительных установок
предусмотрена общестанционная ВПУ, обеспечивающая подготовку воды
как для парового цикла ПГУ, так и для подпитки тепловых сетей;
- разработаны решения, в соответствии с которыми поставка
оборудования производится в блоках заводского изготовления,
которые на площадке стыкуются и размещаются в укрупненных модулях
с общим ограждением и кровлей (вместо большего количества малых
технологических модулей).
В доработанном варианте ПГЭС имеет следующие
технико-экономические показатели:
- мощность электрическая в конденсационном режиме - 320 МВт;
- мощность электрическая в теплофикационном режиме -
270,4 МВт;
- мощность тепловая - 160 Гкал/ч;
- удельный расход условного топлива на отпущенную
электроэнергию - 227 гут/кВт.ч;
- на отпущенное тепло - 143 кгут/Гкал;
- КПД (брутто) ПГУ в конденсационном режиме - 48,5%;
- штатный коэффициент - 0,927 чел./МВт;
- площадь ПГЭС в ограде - 18,84 га;
- коэффициент застройки - 37%;
- коэффициент использования территории - 66,4%.
Доработанный вариант ПГЭС содержит более прогрессивные
технические решения по сравнению с паросиловой электростанцией на
природном газе: снижается расход топлива на 20% и соответственно
улучшается экологическая обстановка в регионе, однако по своим
технико-экономическим показателям ПГЭС уступает лучшим зарубежным
аналогам.
3. Технические решения, направленные на охрану окружающей
среды.
При эксплуатации ПГЭС на окружающей среду оказывают негативное
воздействие:
- уходящие газы газотурбинных установок (ГТУ) и погружных
печей, содержащие оксиды азота, серы и углерода;
- сточные ливневые воды с территории электростанции
технологические стоки;
- шум от газотурбинных агрегатов, вентиляторов и других
механизмов;
- иные отходы (шламы и т.п.).
3.1. Сточные воды, образующиеся при работе Элистинской ПГЭС,
разделяются на несколько потоков, для очистки которых в ТЭО
предусмотрены следующие решения.
Хозбытовые сточные воды в количестве 57,98 куб. м/сут.
сбрасываются в горканализацию.
Ливневые сточные воды с площадки ПГЭС, склада ГСМ, блока
предочистки от нефтепродуктов, а также сточные воды от водной
промывки котлов - утилизаторов поступают в пруд - накопитель, где
предусмотрено улавливание всплывшего мусора, осаждение взвешенных
веществ, сбор нефтепродуктов деревянным боном и удаление их через
щелевую трубу в сборный колодец с последующим вывозом на районную
нефтебазу; шлам периодически вывозится в места, согласованные с
местными санитарными органами; очищенная сточная вода поступает на
химводоочистку (ХВО) и используется для 30% подпитки систем
теплоснабжения.
Химводоочистка для подготовки подпиточной воды и ввода ее в
теплосеть включает содоизвесткование, реагентную обработку
коагулянтом (сернокислым железом). Умягченная в осветлителе вода
собирается в резервуаре, через механические осветлительные фильтры
поступает на умягчение в 2 ступенях натрий-катионитных фильтров и
далее в резервуары - накопители и на атмосферные деаэраторы.
Сточные воды химводоочистки проходят реагентную обработку и
возвращаются в ВПУ. Шламы вывозятся на городскую свалку.
Сбросы от периодической химической промывки внутренних
поверхностей и продувки котлов - утилизаторов подаются в модульную
установку термического обезвреживания жидких отходов (МУТО),
оснащенную печами погруженного горения. Образующиеся шламы
вывозятся на городскую свалку.
Термически загрязненные сточные воды от воздухоохладителей
компрессоров охлаждаются в закрытой системе с "сухой" радиаторной
градирней. Водоснабжение ЭПГЭС обеспечивает технический водопровод
из Чограйского водохранилища.
В ТЭО предусмотрен ряд мероприятий по рациональному
использованию водных ресурсов:
- сухие градирни (без использования свежей воды);
- замкнутые контуры использования воды;
- физико-механическая очистка и повторное использование
производственных и дождевых сточных вод;
- бессточная технология подготовки подпиточной воды;
- модульная установка термического обезвреживания (МУТО)
минерализованных сточных вод и промывок котлов.
Оборотная система охлаждения подшипников насосов, вентиляторов
и пр. оборудования работает в беспродувочном режиме с восполнением
потерь водопроводной водой. Воздух и турбинное масло в ГТУ
охлаждаются водяной системой с отводом тепла в "сухих" градирнях и
частичным использованием подпиточной водой перед ее подачей в
теплосеть. Таким образом полностью исключается сброс нагретых вод.
Нефтесодержащие сточные воды с площадки склада ГСМ
производственные и дождевые (расход 20 л/с, взвешенные вещества -
180 мг/л, нефтепродукты - 100 мг/л) проходят локальную очистку в
подземном блоке: горизонтальные отстойник и двухступенчатая
доочистка на фильтрах. Очищенные стоки (взвешенные вещества -
10 мг/л, нефтепродукты - 5 мг/л) совместно со стоками корпуса БЭО,
МУТО и дождевыми стоками с территории сбрасываются в пруд -
накопитель. Отстоявшиеся стоки (взвешенные вещества до 25 мг/л,
нефтепродукты до 2 мг/л) используются для заполнения
противопожарных резервуаров, для полива территории, а также после
очистки на двухступенчатых угольных фильтрах направляются на ВПУ
для подготовки подпиточной воды системы теплоснабжения.
Солесодержащие производственные стоки, образующиеся от
установок по подготовке подпиточной воды и от продувки барабанов
котлов, направляются на установку МУТО (Фирма "Модуль" АО
Кировский завод). В барботажно-пенном испарителе печей, работающих
на природном газе, сточные воды упариваются, а затем в
высокотемпературной зоне образуется плав солей, который после
грануляции и охлаждения вывозится на свалку. Парогаз с
температурой 85 - 100° C отводится в дымовую трубу.
3.2. Атмосферный воздух
Основными загрязняющими атмосферный воздух компонентами из
организованных источников (4 труб высотой 75 м и одной высотой
45 м) являются оксиды азота, серы и углеводорода, образующиеся в
результате сжигания природного газа.
Источниками углеводородов бензиновой фракции будут три
наземных бака для хранения аварийного дизельного топлива,
автотранспорт ПГЭС (10 автомашин), маневренные тепловозы.
Выбросы NOx и CO обуславливаются конструктивными решениями
установок и режимом их эксплуатации.
Содержание в уходящих газах NOx и CO принято правомерно по
данным заводов - изготовителей оборудования и по уточненным данным
составило: NOx = 120 мг/куб. м или 19,08 г/с для головной ГТУ и
50 мг/куб. м или 8 г/с для остальных ГТУ; CO = 300 мг/куб. м или
51,3 г/с (от каждой ГТУ уходящие газы отводятся в атмосферу трубой
H = 75 м);
- для установки термического обезвреживания (с трубой H =
45 м) NOx = 1,05 г/с (74,2 мг/куб. м); CO = 3,69 г/с
(260,6 мг/куб. м).
Расчеты рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере от ПГЭС
выполнены по программе "Эколог" (ОНД-86) с учетом 5 организованных
источников выбросов и величин фоновых концентраций,
рекомендованных комитетом по охране природы Калмыкии: по SO2 =
0,1 мг/куб. м; NO2 = 0,03 мг/куб. м; по CO = 1,5 мг/куб. м.
Согласно расчетам граница зоны влияния выбросов ПГЭС,
отвечающая изолинии 0,05 ПДК м.р. по группе суммации (оксиды азота
и серы) удалена на расстояние около 16 км от предприятия.
Зона максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ
от ПГЭС создается на расстоянии 1500 м от предприятия и приходится
на промзону.
Абсолютная величина максимального загрязнения приземных слоев
атмосферы не превысит величины 0,6 ПДК м.р.
В ТЭО также разработаны мероприятия на период НМУ.
3.3. Шумовое воздействие
Газотурбинные установки являются источником постоянного и
значительного шума, поэтому в ТЭО вопросу шумового воздействия на
окружающую среду уделено большое внимание. Выполнены подробные
расчеты по оценке уровней шума, создаваемого различным
оборудованием ГТ, компрессорами, вентиляторами и др.
При расчетах использованы современные методики, основанные на
действующих нормативных документах. Определены санитарные разрывы
от источника шума до возможного расположения жилых домов при
соблюдении в них санитарных норм. Результирующая граница
санитарно-защитной зоны по фактору шума определяется путем
энергетического суммирования шума от основных источников. Во всех
источниках шума предусмотрена проектом установка шумоглушителей
наиболее распространенного типа и достаточно эффективных в работе.
3.4. Почвенный покров
Доминирующие в районе строительства ПГЭС светло-каштановые
почвы характеризуются гумусовым слоем мощностью в среднем 38 см. В
этих почвах содержание гумуса 1,45% в горизонте А и 1,23% в
горизонте В. У почв довольно высокая поглотительная способность:
до 20 мг экв/100 г почвы. Почвы имеют щелочную реакцию. Процессы
водной эрозии не наблюдаются.
Планируется плодородный почвенный слой на территории
Элистинской ПГЭС снимать и вывозить на поля совхоза "Элистинский".
Мощность срезки плодородного слоя составляет от 0,3 до 0,8 м.
Воздействие ТЭС на почву рассматривается в двух аспектах.
Во-первых, обсуждается возможность изменения реакции почв в
сторону подкисления за счет попадания азотной кислоты на
поверхность почвы с осадками. Во-вторых, рассматривается возможное
влияние соединений азота на запасы неорганического азота в почвах.
По первому вопросу делается вывод о незначительном подкислении
почв, так как выпадаемые осадки будут иметь значение pH 5,6,
характерное для естественной дождевой воды. По второму вопросу
делается вывод, что влияние ТЭС на запасы неорганического азота
незначительно.
В целом почвенно-геохимическая часть ТЭО не вызывает
возражений.
4. Рекомендации, предложения
4.1. Несмотря на увеличение мощности электростанции в
доработанном варианте штатный коэффициент сохранился на прежнем
уровне (0,927 чел/МВт), что повлекло увеличение численности
эксплуатационного персонала с 240 до 297 чел.
Увеличилась также площадь застройки с 14,62 га до 18,84 га с
соответствующим уменьшением коэффициента застройки с 42 до 37%.
Чтобы приблизиться по этому показателю к зарубежным ПГЭС площадь
Элистинской ПГЭС должна быть уменьшена почти в 2 раза.
4.2. Степень утилизации теплоты топлива не превышает 70%, что
является сравнительно низким показателем.
4.3. Допущена ошибка в величине удельного расхода топлива на
отпущенную электроэнергию (227 гут/кВ.ч).
4.4. Сомнительна целесообразность внесения на поля такого
мощного слоя почвы - до 0,8 м, как это предусмотрено ТЭО. Ведь
гумусовый слой почвы всего около 0,38 м. На глубине 0,8 м почва
теряет свое плодородное качество и ее внесение на поля совхоза
способно понизить продуктивность почв сельскохозяйственного
освоения.
4.5. На стр. 17 вместо подвижного фосфора ошибочно указан
фтор. При расчете выбросов неорганического азота приводится
значение 300 г/га, но не указывается, за какой срок этот азот
поступает в почву (стр. 99).
4.6. Необходимо предусмотреть измерительные приборы для
контроля выбросов из труб электростанции.
4.7. Из материалов ТЭО не ясно, какие требования предъявляются
к составу подпиточных вод, соответствуют ли этим требованиям
очищенные сточные воды. Следует уточнить, какие меры предусмотрены
по предотвращению биообрастания теплосети.
4.8. Следует дополнить сведения о локальных очистных
сооружениях для очистки нефтесодержащих сточных вод - какая
используется загрузка на двухступенчатых фильтрах (1, стр. 5), а
также дополнить сведения по двухступенчатым угольным фильтрам (2,
стр. 90) - срок службы угля, условия его регенерации или
ликвидации и пр.
4.9. Следует привести описание технологии уборки осадков из
прудов - накопителей (гидравлическая, механизированная или др.), а
также указать способ отделения нефтепродуктов от других
всплывающих загрязнений и воды, учитывая, что нефтепродукты из
пруда - накопителя и очистных сооружений планируется сжигать в
котельной.
4.10. Сложение звука и учет фактического суммарного уровня
создаваемого шума будет несколько выше, чем приводится в расчете
(см. "Справочник проектировщика", раздел "Защита от шума в
градостроительстве", М., Стройиздат, 1993, стр. 7. Номограммы
сложения). Целесообразно было бы учесть существующие фоновые
шумовые загрязнения в районе строительства ПГЭС.
Нет ясности по уровню шума от ГТД НК-37-1 в области
инфразвуковых частот (2... 8 Гц).
Учитывая недостаточную информацию по диапазону, уровню и
характеристике шумового излучения для относительно нового
нетрадиционного в области энергетики оборудования (НК-37-1),
необходимо рекомендовать обследование шумового загрязнения при
работе всего оборудования в диапазоне частот от 2 до 18000 Гц. Это
позволит в случае необходимости принять дополнительные меры и
технические решения.
4.11. Расчет емкости пруда - накопителя выполнен на прием
стоков только с территории промплощадки; учитывая его расположение
в естественном понижении, необходимо разработать мероприятия по
предотвращению попадания в него ливневых и паводковых стоков со
всей площади водосбора.
4.12. Вызывает сомнение предлагаемое решение по размещению
отходов МУТО (800 кг/сут) и шлама ВПУ (1 куб. м/сут) на городской
свалке, так как в соответствии со СНиП 2.01.28-85 "Полигоны по
обезвреживанию и захоронению токсичных промышленных отходов.
Основные положения по проектированию" для хранения подобных
отходов (III-IV класс токсичности) требуются специальные карты.
Выводы
1. Представленное доработанное ТЭО по объему и содержанию
соответствует требованиям СП 11-101-95 "Порядка разработки,
согласований, утверждения и состава обоснования инвестиций в
строительство предприятий, зданий и сооружений". В ТЭО имеются
материалы по оценке воздействия на окружающую среду, в которых
представлены решения по природоохранным мероприятиям и рассмотрено
обоснование экологической безопасности намечаемой деятельности.
2. По результатам рассмотрения материалов доработанного ТЭО
экспертная комиссия пришла к выводу о допустимости воздействия на
окружающую природную среду строительства и эксплуатации
Элистинской ПГЭС. Доработанное ТЭО строительства Элистинской ПГЭС
может быть одобрено.
3. Материалы доработанного ТЭО строительства Элистинской
парогазовой электростанции могут служить основой для разработки
следующей стадии проектной документации, в которой должны быть
учтены рекомендации экспертной комиссии.
Руководитель экспертной комиссии
А.Ф.ГАВРИЛОВ
Ответственный секретарь
Н.Е.ПЕРСАНОВА
Члены экспертной комиссии:
Б.А.ПЕРМЯКОВ
Ю.Н.ВОДЯНИЦКИЙ
В.Л.АЛЕКСЕНКО
И.П.АМЕЛИЧЕВА
П.А.БЕРЕЗИНЕЦ
Е.С.ДРАЧИКОВА
М.С.ЗУНГРУЕВА
Г.М.ИНОЗЕМЦЕВА
|
