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华润电力温州电厂二期扩建工程 (4 号机)

审批

浙江-温州

发布时间： 2026年03月19日

项目详情

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1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
****0300MAC45GNF28	薛文顺
冀东	省市**市
舥艚片区华润路1号

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

****电厂二期扩建工程 (4 号机)

2021版本:087-火力发电；热电联产（均含掺烧生活垃圾发电、掺烧污泥发电）	D4411-D4411-火力发电
	省市**市舥艚片区华润路1号
经度:120.66064 纬度: 27.49877	****环境局
	2023-08-21
温环建〔2023〕056号	****
2025-10-11	344399
30388	****
****	****监测中心
123********037721U	****监测中心
123********037721U	2025-10-25
2025-05-01	2025-10-25
2026-02-10	2026-03-16
	生态环境公示网

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

扩建	扩建
/

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

扩建1台1000MW超超临界、二次再热燃煤发电机组，同步建设烟气超低排放设施。	扩建1台1000MW超超临界、二次再热燃煤发电机组，同步建设烟气超低排放设施。
/

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

输煤系统采用铁海联运的方式，厂内卸煤系统、输煤系统、碎煤系统和储煤系统均利用3#机组煤场，煤场长477m（内），宽104m（内），内部面积约49608m2（内，包含3#、4#机组容量），内部煤炭分堆储存，设计堆煤高18m，设计储量约28万吨。煤场内布置2台臂长42m的大俯仰角斗轮堆取料机，堆料能力为3800t/h，取料能力为1500t/h，并在斗轮机基础上布置2路带式输送机作为进出煤场堆取输送设备。根据一期的预留情况，对T-5转运站进行改造与原有项目上煤系统相衔接，使一期储煤场的机械设施也能为本期工程服务。本期上煤系统带式输送机按双路布置，V=2.78m/s，Q=1500t/h，煤仓间采用电动犁式卸料器配煤。运煤系统配置了筛分、破碎、除铁、取样、计量、校验、检修等辅助设备。采用全封闭输煤栈桥，转运站设置除尘器，有效抑尘。落差较大的转运点设有缓冲锁气器，以减少煤块对胶带的冲击和煤尘飞扬。各转运点设有曲线落煤管、无动力除尘导料槽。煤仓间设有除尘器，转运站在每条皮带的头部和尾部设置自动气雾抑尘系统。输煤系统装设水力冲洗系统，清除散落在地面的粉尘及小煤粒，冲洗范围覆盖转运站、碎煤机室、栈桥及煤仓间等区域，冲洗水排入煤废水处理系统。 3.6.2制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，每台机组采用6只原煤仓配6台给煤机和6台中速磨。机组锅炉配2台电动动叶可调轴流式一次风机。 3.6.3点火系统锅炉采用微油点火系统，利用一期工程燃油储油供油设施，不新增设备。 3.6.4烟气系统锅炉烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器采用四分仓容克式。每台炉配2台电动动叶可调轴流式送风机和 2 台电动动叶可调轴流式吸风机。脱硫不设增压风机，采用引风机与脱硫增压风机合并设置的方案。。 3.6.5热力系统热力系统除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用十二级回热抽汽系统，设有5台高压加热器）、二台外置式蒸汽冷却器、一台除氧器、六台低压加热器和一台汽封加热器。锅炉启动所需的辅助蒸汽来自已建工程，本期不启动锅炉。本期工程主蒸汽压力由31MPa提高到32MPa；采用十二级回热抽汽；增设0#高加、蒸冷器；优化主蒸汽、再热系统系统的管道阻力主蒸汽压降优化至4.05%，一次再热压降优化至约6.76%、二次再热压降优化至约8.72%；采用100%汽动给水泵，提高给水泵组效率；热力系统保温计算外表面温度按45℃考虑；采用低压加热器疏水泵将9号低压加热器正常疏水引至9号低压加热器后的凝结水管道，充分利用疏水的热量；配合机炉深度耦合，采用空预器旁路+烟气换热器/暖风器+辅助换热器方案，可将供电煤耗降至259.65gce/kWh。 3.6.6除灰渣系统除灰系统将按照“灰渣分除、干灰干排”，综合利用，灰渣全部外运综合利用。（1）除渣系统本期工程采用干除渣系统，渣经渣井及排渣装置落在风冷干式排渣机上，在输送过程中通过自然冷风将含有大量热量的热渣冷却成可以直接储存和运输的冷渣，冷却后的炉底渣进入碎渣机，破碎后输送至渣仓储存，装车外运供综合利用。本期工程设一套风冷式排渣机设备，排渣机连续额定输送能力为15t/h，最大输送能力76.9t/h。本期工程设钢渣仓一座，有效容积160m3，渣仓底部设有3个出口，其中2个接干渣卸料机，用于干渣直接装车供综合利用，另外1个接双轴搅拌机，用于干渣调湿，在应急情况下湿渣通过自卸卡车运至应急渣、石膏堆场堆放，渣仓底部卸料装车空间采用封闭设计，防止卸料时扬尘污染。厂内已建有1座1.7万m3渣及石膏堆场，本期利用上述堆场，不再扩建。（2）除灰系统飞灰采用正压浓相气力输送系统，输送至干灰库，外运综合利用，输送系统出力为115t/h。本期工程不设灰库，利用3#机组的2座灰库。灰库设有调湿灰装车和干灰装车接口，正常情况下灰库的干灰通过汽车或船运综合利用，应急情况下运至厂内已建成的应急灰罐暂存，灰罐库容为3×5万m3。 3.6.7烟气处理系统燃煤经制粉系统磨制成煤粉，然后送锅炉燃烧产生烟气，主要烟气污染物为SO2、NOx、颗粒物、汞及其化合物。本期工程锅炉出口烟气经脱硝后再经高效静电除尘器、脱硫系统脱硫除尘后经240m高烟囱排入大气。 3.6.7.1脱硝系统本期工程炉内采用低氮燃烧技术，并进行SCR脱硝，脱硝还原剂氨采用尿素水解法制备。SCR烟气脱硝原理为：在催化剂和氧气存在的条件下，向温度约280℃~420℃的烟气中喷入氨，将烟气中NOx还原成N2和H2O来脱除NOx。本期工程脱硝装置采用高含尘布置方案，即脱硝装置布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。催化剂共设4层，其中一层作为预留层，在满负荷工况下，低氮燃烧后锅炉NOx排放浓度不高于200mg/Nm3，脱硝设计效率不低于85%，NOx排放浓度不高于30mg/Nm3。本期工程尿素水解制氨系统利用3#机组。尿素水解技术（间接加热）是将饱和蒸汽通入水解器中的盘管对其加热，再通过盘管对反应器中的尿素溶液进行加热，当达到一定温度（140℃～160℃）、一定压力（0.4MPa～0.6MPa）的条件下，一定浓度（40%～60%）的尿素溶液在水解器中分解产生氨气、二氧化碳及水蒸汽，混合气和原机组脱硝系统稀释风加热稀释后送入脱硝系统。尿素水解方程为：CO(NH2)2+H2O→2NH3+CO2。本期工程为实现全负荷脱硝，采用省煤器分级布置加上设置省煤器水旁路从而保证在从并网开始的低负荷工况下脱硝装置能安全、稳定运行，实现全负荷脱硝。 3.6.7.2脱硫系统本期工程烟气脱硫采用石灰石-石膏法，脱硫系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统等组成。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统等均利用3#机组在建工程。本期工程脱硫塔设有5层喷淋层，脱硫效率≥99%。烟气通过吸收塔入口从吸收塔浆液池上部进入吸收区，在吸收塔内，热烟气与浆液接触发生化学反应。浆液从烟气中吸收SOx以及其他酸性物质。在液相中SOx与碳酸钙反应，形成亚硫酸钙。吸收塔排出的石膏经浓缩脱水后在石膏筒仓存放。脱硫后的烟气经除雾器除去雾滴后通过240m高烟囱排放。 3.6.7.3除尘系统本期工程设置2台三室五电场静电除尘器，其中1~3电场采用高频电源供电，4~5电场采用高频+基波叠加脉冲电源，除尘效率不低于99.96%。此外工程采用的石灰石-石膏湿法脱硫系统配备有高效除雾器，系统除尘效率可达70%，综合除尘效率可达99.988%。 3.6.8化学水系统（1）锅炉补给水处理系统本工程淡水主水源采用城水，锅炉补给水系统采用“超滤+一级反渗透+二级反渗透+混床”工艺，利用3#机组已建锅炉补给水系统，本期不。（2）凝结水精处理系统超超临界机组对凝结水质的要求高于超临界机组，凝结水氢电导率期望值应不大于0.10μs/cm，故本期工程的凝结水精处理系统采用“前置过滤器＋高速混床”，其原则性流程为：凝结水泵来凝结水→前置除铁过滤器→体外再生高速混床→树脂捕捉器→热力系统。前置除铁过滤器按2×50%配置，体外再生高速混床按4×33%配置。3#、4#机组共用1套树脂体外再生装置，其对应的酸碱系统已在建设中。（3）化学加药系统为了减少热力系统的腐蚀和提高给水的pH值，精处理后的凝结水及给水采用添加氨和氧的校正处理。其中加氨采用外购氨水方式加药，氨水浓度为20%，全厂设有1个10m3氨水储罐，位于机组排水槽上方，供电厂2台机组使用；加氧采用添加纯氧方式。加药装置本期工程设有1套。（4）水、汽取样系统为了提高机组热力系统水、汽取样分析的准确性和连续性，有效地监控热力系统水汽品质，本期工程每台机组设置1套水汽集中取样自动分析装置，并配置与机组压力等级相匹配的在线监测仪表，以及小机凝汽器检漏取样装置。水、汽取样装置按每台机组设一套的方式布置于锅炉房的零米层或主厂房内合适区域。（5）直流冷却水处理本期机组冷却系统按海水直流冷却方式。为了有效的控制凝汽器内微生物繁殖，防止冷却设备污堵和腐蚀现象发生，本期工程对直流冷却水系统采取氯化处理。本工程不电解制氯车间，在一期预留的次氯酸钠发生装置位置处加装2台120kg/h的次氯酸钠发生装置。（6）氢气供应系统一期工程已按4×1000MW机组规模一次建成，本期工程只需新增1根供氢站至本期主厂房的供氢母管。 3.6.9废水处理系统 3.6.9.1生活污水处理系统电厂内已**处理站一座，生活污水处理采用A2/O生物氧化工艺系统，设置2套10m3/h的处理设备。处理后的中水再经过滤、消毒处理后回至工业回用水池。 3#机组已考虑全厂劳动定员，本期工程不新增员工，无新增生活污水产生。 3.6.9.2含油废水处理系统电厂一期处理站，采用隔油+油水分离装置进行处理，处理达标后作为煤场喷淋用水，含油污泥委托有处置资质单位处置。电厂不产生含油废水，仅在油系统检修时才有漏油，会产生少量含油废水，本期工程少量的含油废处理站，处理后回用，含油污泥委托有处置资质单位处置。 3.6.9.3工业废水集中处理系统电厂一期除直流冷却水排入，其余工业废水集中处理。电厂一期已建有一套完整的工业废水集中处理系统，按经常性废水、非经常性废水分类收集、分别处理。废水处理系统有调节 pH、絮凝、澄清、过滤等处理工艺，厂内已建有2×3000m3废水贮存池及60m3/h的废水处理设施。本期工业废水全部依托一期已有工业废水集中处理系统。本期工程经常性排水主要包括：超滤反洗排水、反渗透浓水、锅炉补给水处理系统再生废水、凝结水精处理系统再生废水，非经常性排水主要包括：锅炉化学清洗排水、空预器冲洗排水等。其中反渗透浓水直接回用至工业水池，不做处理，超滤反洗排水进经常性废水处理系统处理。经常性废水主要为酸碱废水，通常情况下仅pH不合格。这部分水收集在废水集中处理车间2×3000m3贮存池内，用罗茨风机充分搅拌均匀后进入最终中和池，其中加入酸(碱)，调节pH达6~9范围后，作为工业回用水回用。本期扩建后，所有机组产****处理站的废水量为32.8m3/h，无需增加该部分废水处理设施。非经常性废水这部分水的特点是一次排水量大，但排放周期间隔较长。水质超标项目有pH值、悬浮物、重金属离子，有时COD也可能超标。因此对这部分水除了pH调整，还要进行絮凝、澄清处理。废水贮存池的容积按经常性废水一天的发生量和非经常性废水的最大一次量之和。经核算，一期、二期经常性废水一天发生量约为787.2m3/d（32.8m3/h），非经常性废水的最大一次量为5200m3，原有的废水贮存池容积6000m3，能满足本期扩建后全厂的要求。 3.6.9.4煤水处理系统本期工程依托3#机组建设的含煤废水处理系统，每天可处理140吨含煤废水，可满足本期工程的需求。 3.6.9.5脱硫废水处理系统依托现有的1套60t/h一体化处理装置。脱硫废水通过氢氧化钙、碳酸钠、除氟剂加药处理，去除废水中的重金属离子、氟离子，使出水水质含量达到《燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T997-2020）和《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后送至海水电解制氯系统进行电解次氯酸钠制备。电解海水制次氯酸钠原理是利用整流变压器和整流器，将交流电变压整流为直流电，通过次氯酸钠发生器电解槽组件内的水电解制次氯酸钠。	输煤系统采用铁海联运的方式，厂内卸煤系统、输煤系统、碎煤系统和储煤系统均利用3#机组煤场，煤场长477m（内），宽104m（内），内部面积约49608m2（内，包含3#、4#机组容量），内部煤炭分堆储存，设计堆煤高18m，设计储量约28万吨。煤场内布置2台臂长42m的大俯仰角斗轮堆取料机，堆料能力为3800t/h，取料能力为1500t/h，并在斗轮机基础上布置2路带式输送机作为进出煤场堆取输送设备。根据一期的预留情况，对T-5转运站进行改造与原有项目上煤系统相衔接，使一期储煤场的机械设施也能为本期工程服务。本期上煤系统带式输送机按双路布置，V=2.78m/s，Q=1500t/h，煤仓间采用电动犁式卸料器配煤。运煤系统配置了筛分、破碎、除铁、取样、计量、校验、检修等辅助设备。采用全封闭输煤栈桥，转运站设置除尘器，有效抑尘。落差较大的转运点设有缓冲锁气器，以减少煤块对胶带的冲击和煤尘飞扬。各转运点设有曲线落煤管、无动力除尘导料槽。煤仓间设有除尘器，转运站在每条皮带的头部和尾部设置自动气雾抑尘系统。输煤系统装设水力冲洗系统，清除散落在地面的粉尘及小煤粒，冲洗范围覆盖转运站、碎煤机室、栈桥及煤仓间等区域，冲洗水排入煤废水处理系统。 3.6.2制粉系统采用中速磨煤机正压直吹式制粉系统，每台机组采用6只原煤仓配6台给煤机和6台中速磨。机组锅炉配2台电动动叶可调轴流式一次风机。 3.6.3点火系统锅炉采用微油点火系统，利用一期工程燃油储油供油设施，不新增设备。 3.6.4烟气系统锅炉烟风系统采用平衡通风方式，空气预热器采用四分仓容克式。每台炉配2台电动动叶可调轴流式送风机和 2 台电动动叶可调轴流式吸风机。脱硫不设增压风机，采用引风机与脱硫增压风机合并设置的方案。。 3.6.5热力系统热力系统除辅助蒸汽系统按母管制设计外，其余热力系统均采用单元制。热力循环采用十二级回热抽汽系统，设有5台高压加热器）、二台外置式蒸汽冷却器、一台除氧器、六台低压加热器和一台汽封加热器。锅炉启动所需的辅助蒸汽来自已建工程，本期不启动锅炉。本期工程主蒸汽压力由31MPa提高到32MPa；采用十二级回热抽汽；增设0#高加、蒸冷器；优化主蒸汽、再热系统系统的管道阻力主蒸汽压降优化至4.05%，一次再热压降优化至约6.76%、二次再热压降优化至约8.72%；采用100%汽动给水泵，提高给水泵组效率；热力系统保温计算外表面温度按45℃考虑；采用低压加热器疏水泵将9号低压加热器正常疏水引至9号低压加热器后的凝结水管道，充分利用疏水的热量；配合机炉深度耦合，采用空预器旁路+烟气换热器/暖风器+辅助换热器方案，可将供电煤耗降至259.65gce/kWh。 3.6.6除灰渣系统除灰系统将按照“灰渣分除、干灰干排”，综合利用，灰渣全部外运综合利用。（1）除渣系统本期工程采用干除渣系统，渣经渣井及排渣装置落在风冷干式排渣机上，在输送过程中通过自然冷风将含有大量热量的热渣冷却成可以直接储存和运输的冷渣，冷却后的炉底渣进入碎渣机，破碎后输送至渣仓储存，装车外运供综合利用。本期工程设一套风冷式排渣机设备，排渣机连续额定输送能力为15t/h，最大输送能力76.9t/h。本期工程设钢渣仓一座，有效容积160m3，渣仓底部设有3个出口，其中2个接干渣卸料机，用于干渣直接装车供综合利用，另外1个接双轴搅拌机，用于干渣调湿，在应急情况下湿渣通过自卸卡车运至应急渣、石膏堆场堆放，渣仓底部卸料装车空间采用封闭设计，防止卸料时扬尘污染。厂内已建有1座1.7万m3渣及石膏堆场，本期利用上述堆场，不再扩建。（2）除灰系统飞灰采用正压浓相气力输送系统，输送至干灰库，外运综合利用，输送系统出力为115t/h。本期工程不设灰库，利用3#机组的2座灰库。灰库设有调湿灰装车和干灰装车接口，正常情况下灰库的干灰通过汽车或船运综合利用，应急情况下运至厂内已建成的应急灰罐暂存，灰罐库容为3×5万m3。 3.6.7烟气处理系统燃煤经制粉系统磨制成煤粉，然后送锅炉燃烧产生烟气，主要烟气污染物为SO2、NOx、颗粒物、汞及其化合物。本期工程锅炉出口烟气经脱硝后再经高效静电除尘器、脱硫系统脱硫除尘后经240m高烟囱排入大气。 3.6.7.1脱硝系统本期工程炉内采用低氮燃烧技术，并进行SCR脱硝，脱硝还原剂氨采用尿素水解法制备。SCR烟气脱硝原理为：在催化剂和氧气存在的条件下，向温度约280℃~420℃的烟气中喷入氨，将烟气中NOx还原成N2和H2O来脱除NOx。本期工程脱硝装置采用高含尘布置方案，即脱硝装置布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。催化剂共设4层，其中一层作为预留层，在满负荷工况下，低氮燃烧后锅炉NOx排放浓度不高于200mg/Nm3，脱硝设计效率不低于85%，NOx排放浓度不高于30mg/Nm3。本期工程尿素水解制氨系统利用3#机组。尿素水解技术（间接加热）是将饱和蒸汽通入水解器中的盘管对其加热，再通过盘管对反应器中的尿素溶液进行加热，当达到一定温度（140℃～160℃）、一定压力（0.4MPa～0.6MPa）的条件下，一定浓度（40%～60%）的尿素溶液在水解器中分解产生氨气、二氧化碳及水蒸汽，混合气和原机组脱硝系统稀释风加热稀释后送入脱硝系统。尿素水解方程为：CO(NH2)2+H2O→2NH3+CO2。本期工程为实现全负荷脱硝，采用省煤器分级布置加上设置省煤器水旁路从而保证在从并网开始的低负荷工况下脱硝装置能安全、稳定运行，实现全负荷脱硝。 3.6.7.2脱硫系统本期工程烟气脱硫采用石灰石-石膏法，脱硫系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统等组成。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统等均利用3#机组在建工程。本期工程脱硫塔设有5层喷淋层，脱硫效率≥99%。烟气通过吸收塔入口从吸收塔浆液池上部进入吸收区，在吸收塔内，热烟气与浆液接触发生化学反应。浆液从烟气中吸收SOx以及其他酸性物质。在液相中SOx与碳酸钙反应，形成亚硫酸钙。吸收塔排出的石膏经浓缩脱水后在石膏筒仓存放。脱硫后的烟气经除雾器除去雾滴后通过240m高烟囱排放。 3.6.7.3除尘系统本期工程设置2台三室五电场静电除尘器，其中1~3电场采用高频电源供电，4~5电场采用高频+基波叠加脉冲电源，除尘效率不低于99.96%。此外工程采用的石灰石-石膏湿法脱硫系统配备有高效除雾器，系统除尘效率可达70%，综合除尘效率可达99.988%。 3.6.8化学水系统（1）锅炉补给水处理系统本工程淡水主水源采用城水，锅炉补给水系统采用“超滤+一级反渗透+二级反渗透+混床”工艺，利用3#机组已建锅炉补给水系统，本期不。（2）凝结水精处理系统超超临界机组对凝结水质的要求高于超临界机组，凝结水氢电导率期望值应不大于0.10μs/cm，故本期工程的凝结水精处理系统采用“前置过滤器＋高速混床”，其原则性流程为：凝结水泵来凝结水→前置除铁过滤器→体外再生高速混床→树脂捕捉器→热力系统。前置除铁过滤器按2×50%配置，体外再生高速混床按4×33%配置。3#、4#机组共用1套树脂体外再生装置，其对应的酸碱系统已在建设中。（3）化学加药系统为了减少热力系统的腐蚀和提高给水的pH值，精处理后的凝结水及给水采用添加氨和氧的校正处理。其中加氨采用外购氨水方式加药，氨水浓度为20%，全厂设有1个10m3氨水储罐，位于机组排水槽上方，供电厂2台机组使用；加氧采用添加纯氧方式。加药装置本期工程设有1套。（4）水、汽取样系统为了提高机组热力系统水、汽取样分析的准确性和连续性，有效地监控热力系统水汽品质，本期工程每台机组设置1套水汽集中取样自动分析装置，并配置与机组压力等级相匹配的在线监测仪表，以及小机凝汽器检漏取样装置。水、汽取样装置按每台机组设一套的方式布置于锅炉房的零米层或主厂房内合适区域。（5）直流冷却水处理本期机组冷却系统按海水直流冷却方式。为了有效的控制凝汽器内微生物繁殖，防止冷却设备污堵和腐蚀现象发生，本期工程对直流冷却水系统采取氯化处理。本工程不电解制氯车间，在一期预留的次氯酸钠发生装置位置处加装2台120kg/h的次氯酸钠发生装置。（6）氢气供应系统一期工程已按4×1000MW机组规模一次建成，本期工程只需新增1根供氢站至本期主厂房的供氢母管。 3.6.9废水处理系统 3.6.9.1生活污水处理系统电厂内已**处理站一座，生活污水处理采用A2/O生物氧化工艺系统，设置2套10m3/h的处理设备。处理后的中水再经过滤、消毒处理后回至工业回用水池。 3#机组已考虑全厂劳动定员，本期工程不新增员工，无新增生活污水产生。 3.6.9.2含油废水处理系统电厂一期处理站，采用隔油+油水分离装置进行处理，处理达标后作为煤场喷淋用水，含油污泥委托有处置资质单位处置。电厂不产生含油废水，仅在油系统检修时才有漏油，会产生少量含油废水，本期工程少量的含油废处理站，处理后回用，含油污泥委托有处置资质单位处置。 3.6.9.3工业废水集中处理系统电厂一期除直流冷却水排入，其余工业废水集中处理。电厂一期已建有一套完整的工业废水集中处理系统，按经常性废水、非经常性废水分类收集、分别处理。废水处理系统有调节 pH、絮凝、澄清、过滤等处理工艺，厂内已建有2×3000m3废水贮存池及60m3/h的废水处理设施。本期工业废水全部依托一期已有工业废水集中处理系统。本期工程经常性排水主要包括：超滤反洗排水、反渗透浓水、锅炉补给水处理系统再生废水、凝结水精处理系统再生废水，非经常性排水主要包括：锅炉化学清洗排水、空预器冲洗排水等。其中反渗透浓水直接回用至工业水池，不做处理，超滤反洗排水进经常性废水处理系统处理。经常性废水主要为酸碱废水，通常情况下仅pH不合格。这部分水收集在废水集中处理车间2×3000m3贮存池内，用罗茨风机充分搅拌均匀后进入最终中和池，其中加入酸(碱)，调节pH达6~9范围后，作为工业回用水回用。本期扩建后，所有机组产****处理站的废水量为32.8m3/h，无需增加该部分废水处理设施。非经常性废水这部分水的特点是一次排水量大，但排放周期间隔较长。水质超标项目有pH值、悬浮物、重金属离子，有时COD也可能超标。因此对这部分水除了pH调整，还要进行絮凝、澄清处理。废水贮存池的容积按经常性废水一天的发生量和非经常性废水的最大一次量之和。经核算，一期、二期经常性废水一天发生量约为787.2m3/d（32.8m3/h），非经常性废水的最大一次量为5200m3，原有的废水贮存池容积6000m3，能满足本期扩建后全厂的要求。 3.6.9.4煤水处理系统本期工程依托3#机组建设的含煤废水处理系统，每天可处理140吨含煤废水，可满足本期工程的需求。 3.6.9.5脱硫废水处理系统依托现有的1套60t/h一体化处理装置。脱硫废水通过氢氧化钙、碳酸钠、除氟剂加药处理，去除废水中的重金属离子、氟离子，使出水水质含量达到《燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T997-2020）和《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后送至海水电解制氯系统进行电解次氯酸钠制备。电解海水制次氯酸钠原理是利用整流变压器和整流器，将交流电变压整流为直流电，通过次氯酸钠发生器电解槽组件内的水电解制次氯酸钠。
①含煤废水新增装置：环评描述一期工程已按2×40m3/h配备含煤废水处理系统，可满足本期工程的需求，因此，不再煤水处理设施。二期工程实际按照环评内容建设，依托一期设备，另含煤废水处理干化装置，每天可处理140吨含煤废水，可满足本期工程需求。 ②电解制氯装置有调整（冷却水系统，考虑次氯酸钠不稳定性，比环评内容新增一台备用的制氯设备；工业回用水与一期工程建设的河水净化水共同做为全厂工业水使用，取消加氯工艺）。在一期预留的次氯酸钠发生装置位置建设2台120kg/h的次氯酸钠发生装置，较环评建设一台120kg/h有所增加。

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

采用石灰石-石膏湿法脱硫，脱硫效率不低于 99%。每台炉配置2台三室五电场低低温电除尘器，同时配合高效除尘脱硫吸收塔，其中除尘器的除尘效率不低于 99.96%，脱硫吸收塔的除尘效率不低于70%，综合除尘效率不低于 99.988%。采用低氮燃烧技术和SCR工艺脱除氮氧化物，使用尿素脱硝。满负荷工况下低氮燃烧控制SCR入口NOx浓度不高于200mg/Nm3，SCR脱硝效率不低于85%。采用除尘、脱硝和脱硫协同控制脱汞，脱汞效率可达70%。烟气最终通过一座高240m，管径7.8m的烟囱排放，配套安装有烟气在线监测系统。采用布袋除尘器除尘，并进行喷雾抑尘、负压吸尘和水力冲洗等。脱硫废水经过混凝澄清处理后至电解制氯系统制备次氯酸钠。本期工程冷凝器冷却方式采用直流冷却，温排水直接排出港池外。废烟气脱硝催化剂(钒钛系)、废润滑油和废旧铅蓄电池等危险废物委托有资质单位处理。锅炉灰渣立足于综合利用，当短时不能综合利用时，飞灰可临时贮存在干灰库中，石膏及堆渣临时贮存在扩建的石膏及渣堆场。废弃离子交换树脂和废弃超滤及反渗透膜委外处置。交由环卫部门清运。	采用石灰石-石膏湿法脱硫，脱硫效率不低于 99%。每台炉配置2台三室五电场高效静电除尘器，同时配合高效除尘脱硫吸收塔，其中除尘器的除尘效率不低于 99.96%，脱硫吸收塔的除尘效率不低于70%，综合除尘效率不低于 99.988%。采用低氮燃烧技术和SCR工艺脱除氮氧化物，使用尿素脱硝。因采用低氮燃烧技术，SCR脱硝进口浓度低于设计值，因此SCR工艺氮氧化物去除效率77%~83%，所以SCR脱硝效率低于85%。采用除尘、脱硝和脱硫协同控制脱汞，脱汞效率达70%。烟气最终通过一座高240m，管径7.8m的烟囱排放，配套安装有烟气在线监测系统。采用布袋除尘器除尘，并进行喷雾抑尘、负压吸尘和水力冲洗等。脱硫废水经过混凝澄清处理后至电解制氯系统制备次氯酸钠。冷凝器冷却方式采用直流冷却，温排水直接排出港池外。废烟气脱硝催化剂(钒钛系)、废润滑油和废旧铅蓄电池等危险废物委托有资质单位处理。锅炉灰渣立足于综合利用，当短时不能综合利用时，飞灰可临时贮存在干灰库中，石膏及堆渣临时贮存在扩建的石膏及渣堆场。废弃离子交换树脂和废弃超滤及反渗透膜委外处置。交由环卫部门清运。
低低温电除尘器变为高效静电除尘

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

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3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

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1100.34	136.25	2440	1236.59	136.25	/
1726.93	378	3500	2104.93	378	/
95.07	42.875	350	137.945	42.875	/
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4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

1	工业废水处理系统	《城市污水再生利用工业用水水质》(GB/T19923-2024）	一期已建有一套完整的工业废水集中处理系统，按经常性废水、非经常性废水分类收集、分别处理。一期工程已建设2×3000m3废水贮存箱及60m3/h的废水处理设施，可满足本期工程废水处理的需求。本期工程****处理站。	pH值、BOD5、CODcr、氨氮、总磷、溶解性总固体、LAS、石油类
2	生活污水处理系统	《城市污水再生利用工业用水水质》(GB/T19923-2024）	电厂内已****处理站一座，生活污水处理采用A2/O生物氧化工艺系统，设置2套10m3/h的处理设备。处理后的中水再经过滤、消毒处理后回至工业回用水池。	pH值范围、五日生化需氧量、化学需氧量、氨氮、总磷、阴离子表面活性剂、溶解性总固体、粪大菌群
3	脱硫废水处理系统	燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标（DL/T997-2020）及污水综合排放标准（GB9878-1996）	依托现有的1套60t/h一体化处理装置。脱硫废水通过氢氧化钙、碳酸钠、除氟剂加药处理，去除废水中的重金属离子、氟离子	总（汞）、总（铅）、总（铬）、总（砷），pH值范围、化学需氧量、氟化物、硫化物及悬浮物
4	冷却水处理系统	《污水综合排放标准》（GB8978-1996）以及《海水冷却水排放要求》（GB/T39361-2020）	本期工程冷凝器冷却方式采用直流冷却，温排水直接排出港池外。	总（汞）、总（铅）、总（铬）、总（砷），pH值范围、水温、余氯、急性毒性、悬浮物

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

1	烟气处理系统	《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB33/2147-2018）、《火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法》（HJ562-2010）	低氮燃烧技术和SCR工艺+高效静电除尘+石灰石-石膏湿法脱硫	二氧化硫，氮氧化物，烟气黑度，汞，氨
2	G、H库	《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）	布袋除尘	颗粒物
3	危废库处理系统	《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）	活性炭箱	挥发性有机物

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

噪声防治系统

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

（1）****电厂噪声最有效的方法，电厂在设备招标时对设备噪声源强提出要求，尽量采用低噪声设备。（2）发电机、汽轮机、碎煤机、空压机、曝气风机、海水升压泵、磨煤机、循环水泵等设备均布置在室内，主厂房等噪声源强过大厂房墙体采用复合吸隔声材料，隔声量≥20dB(A)，厂房采用隔声门窗，隔声量≥20dB(A)。（3）发电机、汽轮机等设备配套隔声罩，隔声量不小于15dB(A)。（4）送风机、一次风机、引风机管**增设阻尼材料，本体设置隔声罩或阻性消声器，隔声量和消声量不小于15dB(A)。（5）锅炉选用低噪声设备，采取必要减振措施，风机进口与风道连接处采用柔性连接，锅炉运转层以下封闭，安装隔声门窗及通风消声器，隔声量和消声量不小于15dB(A)。（6）锅炉排汽噪声控制可通过在喷口安装具有扩张降速、节流降压、变频或改变喷注气流参数等功能的放空消声器；电厂应用的节流降压消声器消声量可达30dB以上。电厂系统吹管应提前公示，吹管排口朝向噪声不敏感区域。（7）厂区内根据功能分区，可利用厂区内已建的绿化设施辅助降噪。

噪声

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

为了防止工程建设对地下水造成污染，从原料产品储存、装卸、运输、生产过程、污染处理设施等全过程控制各种有毒有害原辅材料、中间材料、产品泄漏（含跑、冒、滴、漏），同时对有害物质可能泄漏到地面的区域采取防渗措施，阻止其渗入地下水中，即从源头到末端全方位采取控制措施。

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

（1）综合利用条件本期工程设计中为灰渣的综合利用考虑了技术措施。本期工程依托三号机组的2座灰库，每座灰库有效容积设计为5000m3。正常情况下，飞灰采用正压气力输送系统，将省煤器、电除尘器的飞灰集中输送到干灰库贮存。每座灰库下设2台干灰卸料机，预留2个二级气力输送接口，可直接将库内的干灰装入罐车外运综合利用或转运至码头装船系统。（2）综合利用途径灰渣的物理化学特性决定了其有广泛的用途。灰渣综合利用途径一般包括：公路路堤填料、公路路面基层材料、沥青路面填料、粉煤灰建筑砌块、混凝土的掺合料、生产水泥的骨料或直接掺入水泥使用等。在混凝土中掺入一定比例的干灰，可降低成本并改善混凝土的性能。研磨细的粉煤灰，可用作生产水泥的骨料或直接掺入水泥使用。粉煤灰建筑砌块，具有保温、隔热和吸音的特点。脱硫石膏是一种品位较高的宝贵**，它可适合于不同用途的石膏建材制品的生产。综合利用途径主要包括：生产水泥、制作高强石膏、制备石膏砂浆、制备粉刷石膏、生产石膏砌块和石膏条板、制备纸面石膏板、制备内墙腻子、用作矿山填充等，目前主要应用于水泥和石膏板行业。

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

海洋生态环境保护措施（1）优化取水口设计取水仓机械卷载效应对鱼卵仔鱼将带来巨大的杀伤力，对附近水域渔业**造成不利影响。在工程设计阶段，为了减缓上述影响，工程取水仓进水孔应安装粗条铁质拦污栅，在循环泵房集水池设置粗滤网和二次滤网。****电厂取水仓二次滤网孔径设计情况，建议取水仓二次滤网孔径可以按照4~6mm设计。（2）排水口排放控制措施温排水系统应设置监控设备，对排水量、水温以及余氯浓度等进行监控。正常工况下排水量、水温等指标不得超过设计标准，余氯浓度按照0.1mg/L进行控制，避免排水对海域水环境及生态环境造成更大影响；陆生生态环境保护措施本期工程做好水土保持工作，采用工程措施、植物措施及临时防护措施相结合的综合防治体系，做好厂址附近的生态环境建设，使工程建设对生态环境影响减小到最低程度。强化生态环境保护职能，建设有环保意识和高素质的生态环境保护队伍。企业应落实人员队伍、制定生态环境防护、恢复和改善的监督管理措施，特别重视建设区域绿化建设和管理。

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

（1）尿素制氨系统尿素制氨系统包括尿素溶解罐、尿素溶液泵、尿素溶液储罐、尿素溶液输送泵、尿素水解反应器、氨气计量模块等。尿素水解工艺是将配置成50%（或40%)的尿素溶液通过计量泵送往水解反应器，通过辅助蒸汽系统来的蒸汽对尿素溶液进行预热，蒸汽通过装设在水解反应器底部的喷嘴直接喷射到尿素溶液中，使之达到130~180℃的反应温度，加压到0.28~0.83MPa 进行水解。水解产物与稀释空气混合均匀后管道输入脱硝系统。水解器与脱硝系统采用管道输送氨气，若运行中发生阀门、管道破裂等，则可能导致氨气发生泄漏，会造成人员中毒或火灾、爆炸事故。如果氨气扩散到厂界外，会导致周围居民发生中毒事故。（2）化学加氨系统为了减少热力系统的腐蚀现象和提高给水的pH值，给水及精处理后的凝结水采用添加氨水的校正处理。本工程采用外购氨水配制成低浓度浓水（浓度约0.6%），采用管道输送至热力系统。氨水储罐储存于机组排水槽池顶，若稀释过程中发生阀门、管道破裂等，则可能导致氨水发生泄漏，氨气蒸发至环境中，造成人员中毒或火灾、爆炸事故。如果氨气扩散到厂界外，会导致周围居民发生中毒事故。（3）施工期船舶溢油风险施工船舶作业时，可能因操作不当或天气等原因发生碰撞，引起船舶溢油事故。（4）含余氯温排水的事故排放本工程采用电解海水制取次氯酸钠的方式，对冷却水系统添加次氯酸钠，采用连续加氯及冲击加氯相结合的方式，排放口余氯浓度按照 0.1 mg/L 进行控制。在加氯过程中若发生人为因素（如操作不当、过量加氯等），可能造成排水中余氯浓度异常增高，进而对排放口附近海洋生物造成较大影响，因此本次评价也分析了余氯产生的风险影响。（5）危废暂存间机组检修的废润滑油、定期更换的废烟气脱硝催化剂（钒钛系）和废旧铅蓄电池均分类存放在危废暂存间。由于废烟气脱硝催化剂（钒钛系）和废旧铅蓄电池均为固体，且不是经常性产生的危险物质，一般不会发生环境风险。危废暂存间地面采取防腐防渗，废矿物油储存在桶中，在存放期间若发生油桶破裂，废油泄漏到地面泄漏物料在及时收集处理后，不会通过泄漏影响土壤和地下水。若遇火源会导致火灾，期间会产生少量的 CO，对周边造成的次生影响较小。另外，全厂设有完备的消防设施，一旦出现火灾，可及时处理，对大气环境影响较小。（6）电解次氯酸钠溶液储罐本期工程对直流冷却水系统采取加次氯酸钠处理，本期工程采用电解海水和脱硫废水制次氯酸钠，设 1×120kg/h 的电解制氯设备，电解出的次氯酸钠溶液浓度为 0.1%，配套设 1 个 60m3 储罐，储罐周围设有围堰，发生泄漏时浓度为 0.1%的次氯酸钠溶液可暂存于围堰中，后续通过泵输送至直流冷却水进水口杀菌，综合利用，可有效避免环境风险。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程