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浙能嘉兴电厂四期扩建项目9号机组
项目详情
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400-688-2000
1、建设项目基本信息
企业基本信息
| **** | 建设单位代码类型：|
| 913********318598H | 建设单位法人：刘道远 |
| 沈强 | 建设单位所在行政区划：**省**市**市 |
| **市**路85号1401、1501、1601室 |
建设项目基本信息
| ****电厂四期扩建项目9号机组 | 项目代码：**** |
| 建设性质： | |
| 2021版本:087- | 行业类别（国民经济代码）：D4411-D4411-火力发电 |
| 建设地点： | **省**市**市 **港区****北侧 |
| 经度:121.143290 纬度: 30.623360 | ****机关：****环境局 |
| 环评批复时间： | 2023-08-18 |
| 嘉环建〔2023〕14号 | 本工程排污许可证编号：913********318598H001P |
| 2017-06-22 | 项目实际总投资(万元)：363006 |
| 43433.6 | 运营单位名称：**** |
| 913********318598H | 验收监测(调查)报告编制机构名称：****监测中心 |
| 123********037721U | 验收监测单位：****监测中心 |
| 123********037721U | 竣工时间：2025-06-22 |
| 2025-06-22 | 调试结束时间：2026-05-28 |
| 2026-06-01 | 验收报告公开结束时间：2026-06-29 |
| 验收报告公开载体： | https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=520204 |
2、工程变动信息
项目性质
| 项目属于扩建性质，****电厂位于**九**国家森林公园东北侧，扩建厂址位于三期工程南侧场地。 | 实际建设情况：项目属于扩建性质，****电厂位于**九**国家森林公园东北侧，扩建厂址位于三期工程南侧场地。 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
规模
| 项目主要建设内容为：拟建设1×1000MW级超超临界二次再热燃煤发电机组，及为机组正常运行所需的所有厂内、外主要和辅助生产系统及附属设施，主要包括热力系统、制粉及烟风道系统、运煤系统除灰渣系统、水处理系统、电气系统、热工控制系统、供水系统附属生产工程以及厂区内道路、绿化配套工程。 | 实际建设情况：建设1×1000MW级超超临界二次再热燃煤发电机组，及为机组正常运行所需的所有厂内、外主要和辅助生产系统及附属设施，主要包括热力系统、制粉及烟风道系统、运煤系统除灰渣系统、水处理系统、电气系统、热工控制系统、供水系统附属生产工程以及厂区内道路、绿化配套工程。 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
生产工艺
| 燃煤由铁水联运至本项目煤码头，通过卸船机和输煤皮带运至厂内条形封闭煤场贮存，燃料经厂内输煤系统和制粉系统制成煤粉后，送至锅炉燃烧，锅炉烟气加热给水产生蒸汽，推动汽轮发电机组发电，产生的电能接入500kV线路装置送出。燃料在锅炉中燃烧形成的烟气经过SCR脱硝装置脱硝、电除尘器除尘、高效石灰石-石膏湿法脱硫除尘后，最后通过240m高单管集束烟囱排入大气。本项目直流冷却水来自**湾，工业和生活用水等淡水补给水取自**市境内河网水，其中一期淡水补给水取自黄姑塘，二期淡水补给水取自广陈塘。 | 实际建设情况：燃煤由铁水联运至本项目煤码头，通过卸船机和输煤皮带运至厂内条形封闭煤场贮存，燃料经厂内输煤系统和制粉系统制成煤粉后，送至锅炉燃烧，锅炉烟气加热给水产生蒸汽，推动汽轮发电机组发电，产生的电能接入500kV线路装置送出。燃料在锅炉中燃烧形成的烟气经过SCR脱硝装置脱硝、电除尘器除尘、高效石灰石-石膏湿法脱硫除尘后，最后通过240m高单管集束烟囱排入大气。本项目直流冷却水来自**湾，工业和生活用水等淡水补给水取自**市境内河网水，其中一期淡水补给水取自黄姑塘，二期淡水补给水取自广陈塘。 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
环保设施或环保措施
| （1）酸碱废水 环评要求：酸碱废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和锅炉排污水等，废水收集至废水贮存池酸碱中和后综合利用，不外排。 （2）含煤废水 环评要求：本项目含煤废水主要有输煤栈桥冲洗水和除尘器排水等，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。高效净水器底部污泥自流排入煤泥沉淀池前端。最终进入煤场。 （3）脱硫废水 环评要求：脱硫废水进入脱硫废水处理系统处理达标后经**市****公司****工程处理后达标排放。 （4）直流冷却水 环评要求：本工程对直流冷却水系统采取氯化处理后直接排至**湾。 （5）空气预热器冲洗废水 环评要求：空气预热器冲洗频率约1次～2次/单台炉/年，主要污染因子为pH、SS、COD、Fe，****电厂废水处理系统，处理达标后回用。 （6）锅炉化学清洗废水 环评要求：锅炉化学清洗频率约5年1次/每台炉，主要污染因子为pH、SS、COD、Fe，纳入电厂废水处理系统，处理达标后回用。 （7）生活污水 环评要求：本项目厂区生活污水，排入****处理站统一处理，处理达标后用于厂区绿化。 （8）含油废水 环评要求：本项目含油废水收集后依托三期CPI隔油池，处理达标后回用。 （9）雨水 环评要求：本项目采用雨水、污水分流制，厂区雨水经雨水口、雨水检查井、雨水管网汇集后排入本期**的1000m3初期雨水池，通过雨水泵加压后就近排入循环水排水箱涵，最终排至**湾。 锅炉中燃烧形成的烟气经过SCR脱硝装置脱硝、电除尘器除尘、高效石灰石-石膏湿法脱硫除尘后，最后通过240m高单管集束烟囱排入大气。 本项目低矮废气主要来源于设置在转运站、煤仓间、灰库、渣仓等设施上的排气筒排气。本项目在上述位置均设有除尘器，除尘效率可达99.9%，除尘后排气筒排放的粉尘浓度均能达到《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）排放限值要求。 无组织废气 ①采用全封闭煤场和输煤栈桥，转运站设置除尘器。 ②落差较大的转运点设有缓冲锁气器。 ③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。 ④灰渣库为封闭式。 | 实际建设情况：与环评基本一致，本工程采用高温烟气旁路喷雾干燥塔处理一体化装置处理脱硫废水处理设施处理达标后的脱硫废水，项目产生的脱硫废水经三联箱处理后进入高温烟气干燥塔，利用烟气余热对处理后的脱硫废水进行蒸发干燥。根据同期建设的10号机组项目已经报批的《****电厂四期扩建项目10号机组环境影响报告书》，本项目利用烟气余热对处理后的脱硫废水进行蒸发干燥工艺与10号机组环境影响报告书中脱硫废水处理工艺一致。 |
| 本工程采用高温烟气旁路喷雾干燥塔处理一体化装置处理脱硫废水处理设施处理达标后的脱硫废水，项目产生的脱硫废水经三联箱处理后进入高温烟气干燥塔，利用烟气余热对处理后的脱硫废水进行蒸发干燥。根据同期建设的10号机组项目已经报批的《****电厂四期扩建项目10号机组环境影响报告书》，本项目利用烟气余热对处理后的脱硫废水进行蒸发干燥工艺与10号机组环境影响报告书中脱硫废水处理工艺一致。 | 是否属于重大变动：|
其他
| （1）环评要求：本期工程拟**煤场，新增含煤废水约120m3/d，由于三期含煤废水处理系统已无裕量，故本期在煤泥沉淀池附近设置2套20t/h的含煤废水净化处理设施。 （2）环评要求：本期在合适位置扩建6座1000m3废水贮池，利用老厂处理设施，不再扩建。 （3）环评要求：**两套Q=1200t/h的碎煤机。 （4）环评要求：暂考虑采用一座高度为240m、出口直径（内径）为8.0m的单管钢制烟囱，配套安装有烟气在线监测系统。 | 实际建设情况：（1）实际情况：根据初步设计，本期含煤废水汇入三期含煤废水处理系统。实际三期含煤废水出力系统处理能力为80m3/h，现需处理的含煤废水约32m3/h，本期工程含煤废水约7.5m3/h（含部分初期雨水水量），三期含煤废水处理系统能够满足9号机组含煤废水的处理。 （2）实际情况：根据初步设计，本期在合适位置扩建3座1000m3废水贮池，本期**的废水贮池没有**配套的处理设施，仅用于废水的临时存放。本期未新增制水设施，锅炉日常产生的工业废水（~21.5t/h）通过**的废水输送管道，****处理站进行处理。****处理站共有12座1000m3废水贮池，完全能满足全厂废水贮存与处理；机组非经常性排水主要是锅炉化学清洗后的排水，1000MW机组一次化学清洗产生的废水量约为2000m3，3座1000m3废水贮池完全能够满足贮存要求。 （3）实际情况：根据电规发电〔2023〕301号《****电厂四期2×1000MW机组扩建工程可行性研究报告的评审意见》：本期工程9号机组上****电厂三期工程上煤系统。电厂三期工程上煤系统带式输送机设计规格为带宽1600mm、带速2.5m/s、出力2000t/h。三期工程及本期工程9号机组（共3×1000MW机组）设计煤种小时耗煤量合计1158t/h，校核煤种小时耗煤量合计1263t/h。根据《****电厂设计规范》（GB 50660-2011）“7.4.2 由贮煤设施至锅炉房的上煤系统带式输送机的出力不应小于对应机组最**续蒸发量时燃用设计煤种与校核煤种两个耗煤量较大值的135%”，同时原三期输煤系统碎煤机按照皮带机出力来配套建设，出力为1200t/h，三期工程上煤系统出力可满足与本期工程9号机共用系统的要求。 （4）实际情况：采用一座高度为240m、出口直径（内径）为7.8m的单管钢制烟囱，配套安装有烟气在线监测系统。 |
| （1）实际情况：根据初步设计，本期含煤废水汇入三期含煤废水处理系统。实际三期含煤废水出力系统处理能力为80m3/h，现需处理的含煤废水约32m3/h，本期工程含煤废水约7.5m3/h（含部分初期雨水水量），三期含煤废水处理系统能够满足9号机组含煤废水的处理。 （2）实际情况：根据初步设计，本期在合适位置扩建3座1000m3废水贮池，本期**的废水贮池没有**配套的处理设施，仅用于废水的临时存放。本期未新增制水设施，锅炉日常产生的工业废水（~21.5t/h）通过**的废水输送管道，****处理站进行处理。****处理站共有12座1000m3废水贮池，完全能满足全厂废水贮存与处理；机组非经常性排水主要是锅炉化学清洗后的排水，1000MW机组一次化学清洗产生的废水量约为2000m3，3座1000m3废水贮池完全能够满足贮存要求。 （3）实际情况：根据电规发电〔2023〕301号《****电厂四期2×1000MW机组扩建工程可行性研究报告的评审意见》：本期工程9号机组上****电厂三期工程上煤系统。电厂三期工程上煤系统带式输送机设计规格为带宽1600mm、带速2.5m/s、出力2000t/h。三期工程及本期工程9号机组（共3×1000MW机组）设计煤种小时耗煤量合计1158t/h，校核煤种小时耗煤量合计1263t/h。根据《****电厂设计规范》（GB 50660-2011）“7.4.2 由贮煤设施至锅炉房的上煤系统带式输送机的出力不应小于对应机组最**续蒸发量时燃用设计煤种与校核煤种两个耗煤量较大值的135%”，同时原三期输煤系统碎煤机按照皮带机出力来配套建设，出力为1200t/h，三期工程上煤系统出力可满足与本期工程9号机共用系统的要求。 （4）实际情况：采用一座高度为240m、出口直径（内径）为7.8m的单管钢制烟囱，配套安装有烟气在线监测系统。 | 是否属于重大变动：|
3、污染物排放量
| 0 | 0 | 33.638 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 16.82 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 1.68 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
| 1374.3 | 186.3 | 2830.41 | 0 | 0 | 1560.6 | 186.3 | / |
| 2849 | 459.45 | 4059.99 | 0 | 0 | 3308.45 | 459.45 | / |
| 147 | 38.61 | 405.99 | 0 | 0 | 185.61 | 38.61 | / |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
4、环境保护设施落实情况
表1 水污染治理设施
| 1 | 其****处理站） | 《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T 19923-2024）间冷开式循环冷却水补充水、锅炉补给水、工艺用水、产品用水标准限值要求和《城市污水再生利用 城市杂用水水质》（GB/T 18920-2020）城市绿化、道路清扫、消防水质用水标准限值要求 | 依托原有180t/h处理系统 | 验收监测期间，其****处理站）出口废水pH值范围、化学需氧量、氨氮、五日生化需氧量、浊度、溶解氧、氯化物、溶解性总固体、铁日均排放浓度均满足《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T 19923-2024）间冷开式循环冷却水补充水、锅炉补给水、工艺用水、产品用水标准限值要求和《城市污水再生利用 城市杂用水水质》（GB/T 18920-2020）城市绿化、道路清扫、消防水质用水标准限值要求。 | |
| 2 | 生活污水处理设施 | 《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T 19923-2024）间冷开式循环冷却水补充水、锅炉补给水、工艺用水、产品用水标准限值要求和《城市污水再生利用 城市杂用水水质》（GB/T 18920-2020）城市绿化、道路清扫、消防水质用水标准限值要求 | 依托****处理站统一处理 | 验收监测期间，生活污水处理系统出口废水pH值范围、化学需氧量、五日生化需氧量、氯化物、溶解性总固体、浊度、溶解氧、氨氮、铁日均排放浓度均满足《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T 19923-2024）间冷开式循环冷却水补充水、锅炉补给水、工艺用水、产品用水标准限值要求和《城市污水再生利用 城市杂用水水质》（GB/T 18920-2020）城市绿化、道路清扫、消防水质用水标准限值要求。 | |
| 3 | 四期直流冷却水 | 《海水冷却水排放要求》（GB/T39361-2020）标准限值要求 | 本期工程冷凝器冷却方式采用直流冷却，温排水直接通过三期排水口排出。 | 验收监测期间，四期直流冷却水排口废水pH值范围、高锰酸盐指数、悬浮物、水温日均排放浓度均满足《海水冷却水排放要求》（GB/T39361-2020）标准限值要求。 |
表2 大气污染治理设施
| 1 | 9#机组废气处理设施 | 《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB33/2147-2018）表1中Ⅱ阶段排放标准限值要求以及环评批复要求 | 烟气经过SCR脱硝装置脱硝、电除尘器除尘、高效石灰石-石膏湿法脱硫除尘后，最后通过240m高单管集束烟囱排入大气。 | 验收监测期间，9#机组废气处理设施出口颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物、烟气黑度等均符合《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB33/2147-2018）表1中Ⅱ阶段排放标准限值要求，其中颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等也均符合环评批复要求的3.9mg/m3、30mg/m3、42mg/m3的从严值。脱硝设施出口的氨逃逸浓度符合《火电厂烟气脱硝工程技术规范-选择性催化还原法》（HJ562-2010）中2.5mg/m3的限值要求。 |
表3 噪声治理设施
| 1 | 防噪措施 | 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）3类标准 | （1）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、磨煤机、空压机、氧化气风机、循环水泵等设备均布置在室内，主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）锅炉排汽噪声控制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。电厂系统吹管提前公示，吹管排口朝向噪声不敏感区域。 （6）厂区内根据功能分区，利用厂区内已建的绿化设施辅助降噪。 | 验收监测期间，本项目昼间、夜间厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）3类标准。其中厂界噪声夜间最大值为偶发噪声，最大值为67dB（A），未超过标准15dB（A），满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）3类标准。 |
表4 地下水污染治理设施
| 1 | （1）防渗分区 目前施工过程中的可操作性和技术水平，针对不同的污染防治区域采用不同的防治和防渗措施，将本期**工程所在区域划分为重点防渗区、一般防渗区和简单防渗区。 ①重点防渗区，位于地下或半地下的生产功能单元及污染地下水的物料泄漏不容易及时发现和处理的区域，本工程主要工作区位于事故油池。 ②一般防渗区，污染地下水的物料泄漏容易及时发现和处理的区域，主要灰库、渣仓、机组排水槽、脱硫塔等。 ③简单防渗区，不会对地下水环境造成污染的区域，主要包括厂区其他区域，非污染防治区不做专门的防渗处理。 （2）重点防渗区防渗措施 重点防渗区的池体采用钢筋混凝土结构，混凝土抗渗等级不小于P8，且水池的内表面涂刷水泥基渗透结晶型或喷涂聚脲等防水涂料，或在混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水剂。 （3）一般防渗区防渗措施 一般防渗区采用强度等级不低于C25的混凝土，抗渗等级不低于P6。 | （1）防渗分区 目前施工过程中的可操作性和技术水平，针对不同的污染防治区域采用不同的防治和防渗措施，将本期**工程所在区域划分为重点防渗区、一般防渗区和简单防渗区。 ①重点防渗区，位于地下或半地下的生产功能单元及污染地下水的物料泄漏不容易及时发现和处理的区域，本工程主要工作区位于事故油池。 ②一般防渗区，污染地下水的物料泄漏容易及时发现和处理的区域，主要灰库、渣仓、机组排水槽、脱硫塔等。 ③简单防渗区，不会对地下水环境造成污染的区域，主要包括厂区其他区域，非污染防治区不做专门的防渗处理。 （2）重点防渗区防渗措施 重点防渗区的池体采用钢筋混凝土结构，混凝土抗渗等级不小于P8，且水池的内表面涂刷水泥基渗透结晶型或喷涂聚脲等防水涂料，或在混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水剂。 （3）一般防渗区防渗措施 一般防渗区采用强度等级不低于C25的混凝土，抗渗等级不低于P6。 |
表5 固废治理设施
| 1 | 电厂灰渣、脱硫污泥、脱硫石膏委托****处理；污泥送入一期污泥掺烧系统掺烧处理。 废矿物油、废油漆桶、废试剂、废试剂瓶委托**市****公司处置；废催化剂委托**浙****公司再生回收；废铅酸蓄电池委托******公司处置。对委托处置危险废物按照有关规定办理危险废物转移报批手续，严格执行危险废物转移联单制度。 本项目厂区设置危险废物贮存间，执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）有关规定。 工业固体废弃物执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）；危险废物贮存执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）。 | **电厂2025年12月委托**省危险****公司对脱硫污泥进行鉴定。根据**省危险****公司2026年3月出具的《******电厂四期扩建工程9号机组脱硫废水污泥固体废物危险特性鉴别报告》结论，本项目脱硫污泥不属于危险废物。 企业建有固废台账和管理制度，企业危险废物暂时暂存于危废暂存库中，根据现场核查危险废物贮存规范，未发现超期贮存的危废，根据调查结果，已经产生固废均能妥善处置。 |
表6 生态保护设施
表7 风险设施
| 1 | 加强日常环保管理和环境风险防范与应急。加强环境风险防范与应急。根据实际情况适时修订完善环境风险防范及环境污染事故应急预案，并报当地生态环境部门备案。环境污染事故应急****政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接。加强氢气、燃油、尿素等敏感物料储存、使用过程的风险防范，加强区域应急物资调配管理，构建区域环境风险联控机制，定期开展应急演习。设置足够容量的应急事故水池及初期雨水收集池，确保生产事故污水、污染消防水和污染雨水不排入外环境。在发生或者可能发生突发环境事件时，应当立即采取措施处理，及时通报可能受到危害的单位和居民，并向生态环境部门报告，有效防范因污染物事故排放或安全生产事故可能引发的环境风险，确保周边环境安全。 | 本项目审批后企业已委****监测中心，根据本项目审批情况更新了《****突发环境事件应急预案》2026年版，并于2026年3月20****环境局****开发区分局备案（330461-2026-008-H）。 |
5、环境保护对策措施落实情况
依托工程
| 3.7.1燃油系统 电厂厂区设有油库区，建有3座1000m3油罐，可满足全厂锅炉启动及助燃要求。二期油泵房内已建有4台供油泵，2用2备，油泵参数一致，流量为50m3/h，压头为500mH2O。本项****电厂已有的燃油系统，仅增加连接的燃油管道。电厂全厂（包括本期）单机启动柴油消耗量最大不超过20t，极端情况下共计9台机组同时单机启动柴油耗量约180t。电厂已有柴油量可以满足上述需求，****电厂燃油系统是可行的。此外电厂还配套设有含油废水处理设施，处理出力为4m3/h，保障含油废水处理达标后回用不外排。 3.7.2废水处理系统 电厂运行过程中产生的废水可分为生活污水与工业废水。工业废水又可分为经常性废水和非经常性废水。经常性废水中的直流冷却水直排**湾，含煤废水和脱硫废水分别单独处理达标后回用；非经常性废水中的含油废水单独处理达标后回用；剩下的工业废水集中处理。 电厂一、二、三期工程共用一座废水处理设施，一期设有6×1000m3废水贮池，二期增设6×1000m3废水贮池，合计共12只废水贮池。本项目即依托该废水集中处理设施处理废水。 废水处理系统： （1）机组排水→废水站回用水池→二期工业水池，出力为1×180t/h。 （2）化学再生废水→化学再生废水池→电解处理系统，出力为2×60t/h。 （3）全厂脱硫废水出来后的**→废水站脱硫废水**池→澄清/过滤→综合回用水池 雨水、生活污水**→雨水回用水池→澄清/过滤→综合回用水池 上述澄清/过滤处理系统出力为1×180t/h。 9号机扩建后，考虑全厂机组数量较多，出现大流量非经常性废水排放频率增加且经常性废水排放量也有所增加，且9号机主厂房距一、二期废水车间较远，故考虑在本期合适位置扩建3只1000m3废水贮池，****电厂废水处理系统是可行的。 3.7.3供氢站 电厂建有1座供氢站，站内布置10×16.5m3的氢气储罐（2.5MPa）。 电厂单台机组十天补氢量约0.1Nm3，启动充氢量约3Nm3。 本项目机组十天补氢量约0.1Nm3，启动充氢量约3Nm3。电厂8台发电机组加上本项目单台发电机组十天的正常消耗量和一台氢冷发电机一次启动充氢量之和为27.9Nm3。电厂供氢站氢气总储量为165Nm3，可以满足全厂的用氢需求。 | 验收阶段落实情况：3.7.1燃油系统 电厂厂区设有油库区，建有3座1000m3油罐，可满足全厂锅炉启动及助燃要求。二期油泵房内已建有4台供油泵，2用2备，油泵参数一致，流量为50m3/h，压头为500mH2O。本项****电厂已有的燃油系统，仅增加连接的燃油管道。电厂全厂（包括本期）单机启动柴油消耗量最大不超过20t，极端情况下共计9台机组同时单机启动柴油耗量约180t。电厂已有柴油量可以满足上述需求，****电厂燃油系统是可行的。此外电厂还配套设有含油废水处理设施，处理出力为4m3/h，保障含油废水处理达标后回用不外排。 3.7.2废水处理系统 电厂运行过程中产生的废水可分为生活污水与工业废水。工业废水又可分为经常性废水和非经常性废水。经常性废水中的直流冷却水直排**湾，含煤废水和脱硫废水分别单独处理达标后回用；非经常性废水中的含油废水单独处理达标后回用；剩下的工业废水集中处理。 电厂一、二、三期工程共用一座废水处理设施，一期设有6×1000m3废水贮池，二期增设6×1000m3废水贮池，合计共12只废水贮池。本项目即依托该废水集中处理设施处理废水。 废水处理系统： （1）机组排水→废水站回用水池→二期工业水池，出力为1×180t/h。 （2）化学再生废水→化学再生废水池→电解处理系统，出力为2×60t/h。 （3）全厂脱硫废水出来后的**→废水站脱硫废水**池→澄清/过滤→综合回用水池 雨水、生活污水**→雨水回用水池→澄清/过滤→综合回用水池 上述澄清/过滤处理系统出力为1×180t/h。 9号机扩建后，考虑全厂机组数量较多，出现大流量非经常性废水排放频率增加且经常性废水排放量也有所增加，且9号机主厂房距一、二期废水车间较远，故考虑在本期合适位置扩建3只1000m3废水贮池，****电厂废水处理系统是可行的。 3.7.3供氢站 电厂建有1座供氢站，站内布置10×16.5m3的氢气储罐（2.5MPa）。 电厂单台机组十天补氢量约0.1Nm3，启动充氢量约3Nm3。 本项目机组十天补氢量约0.1Nm3，启动充氢量约3Nm3。电厂8台发电机组加上本项目单台发电机组十天的正常消耗量和一台氢冷发电机一次启动充氢量之和为27.9Nm3。电厂供氢站氢气总储量为165Nm3，可以满足全厂的用氢需求。 |
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环保搬迁
| 无 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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区域削减
| 无 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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生态恢复、补偿或管理
| 建设单位应按照报告计算的生态补偿金额投入相资 进行海域生态修复，补偿和投资总额为 2449.25 万 元，拟在**市渔业主管部门的安排下分期实施。 主要放流大黄鱼、鲷科类、三疣梭子蟹等种类。放 流时间可选择在每年春季 3～5 月。放流海域为**市海域。 | 验收阶段落实情况：本项目增殖放流与10号机组同步实施。现已进入招标流程，根据《****电厂四期扩建项目渔业生态补偿增殖放流及效果评估服务技术规范书》进度要求，合同签署后一个月落实并完成第一年度渔业生态补偿增殖放流苗种采购，择机实施放流任务。 |
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功能置换
| 无 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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其他
| 无 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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6、工程建设对项目周边环境的影响
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7、验收结论
| 1 | 未按环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定要求建设或落实环境保护设施，或者环境保护设施未能与主体工程同时投产使用 |
| 2 | 污染物排放不符合国家和地方相关标准、环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定或者主要污染物总量指标控制要求 |
| 3 | 环境影响报告书（表）经批准后，该建设项目的性质、规模、地点、采用的生产工艺或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动，建设单位未重新报批环境影响报告书（表）或环境影响报告书（表）未经批准 |
| 4 | 建设过程中造成重大环境污染未治理完成，或者造成重大生态破坏未恢复 |
| 5 | 纳入排污许可管理的建设项目，无证排污或不按证排污 |
| 6 | 分期建设、分期投入生产或者使用的建设项目，其环境保护设施防治环境污染和生态破坏的能力不能满足主体工程需要 |
| 7 | 建设单位因该建设项目违反国家和地方环境保护法律法规受到处罚，被责令改正，尚未改正完成 |
| 8 | 验收报告的基础资料数据明显不实，内容存在重大缺项、遗漏，或者验收结论不明确、不合理 |
| 9 | 其他环境保护法律法规规章等规定不得通过环境保护验收 |
| 不存在上述情况 | |
| 验收结论 | 合格 |
温馨提示
1.该项目指提供国家及各省发改委、环保局、规划局、住建委等部门进行的项目审批信息及进展，属于前期项目。
2.根据该项目的描述，可依据自身条件进行选择和跟进，避免错过。
3.即使该项目已建设完毕或暂缓建设，也可继续跟踪，项目可能还有其他相关后续工程与服务。
400-688-2000
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