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国家能源集团宁夏煤业有限责任公司宁东综合能源站项目

审批

宁夏-银川-灵武市

发布时间： 2026年11月04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：

****
916********972927P	是建新
李光文	回族自治区市宁东镇
回族自治区市宁东镇

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：

********能源站项目	****

2021版本:119-加油、加气站	F5266-F5266-机动车燃气零售
	回族自治区市宁东镇 ****基地现代煤化工产业区
经度:106.660447 纬度: 38.179528	****委员会生态环境局
	2023-09-28
宁东管（环）〔2023〕87号	无
2026-02-05	4870
79	国能煤业公司**公司
****1200MAK6XX7P8M	回族自治区研究院**公司
916********210823M	回族自治区研究院**公司
916********210823M	2025-12-25
2026-01-01	2026-02-02
2026-09-29	2026-11-03
	http://nxshhky.com/

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：

本项目在宁东现代煤化工产业园国能南路安大道西北角，建设 1 座占地面积 11666.7m2**能源站，用于车辆加油（汽油和柴油）、加气、加氢及充电。	本项目汽油、柴油等功能不变，未新增产品种类，建设项目开发、使用功能均未发生改变。
无

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：

******能源站项目（项目代码：）基地现代煤化工产业区，占地面积11666.7平方米，总投资5800.54万元，其中环保投资102万元。项目主要建设加油区、加气区、加氢区和充电区等主体工程，配套建设储罐、化粪池、废水收集池及油气回收系统等公辅和环保工程。经评估审查，项目建设符合国家、自治区相关产业政基地总体规划，在落实《****能源站项目环境影响报告表》（以下简称《报告表》）提出的各项环境保护措施基础上，**公司按照《报告表》中所列建设项目的性质、规模、地点、环境保护对策措施等进行项目建设。	本项目加油区建设2台50m3埋地卧式双层柴油罐、2台30m3埋地卧式双层汽油罐、2台汽油潜油泵、2台柴油潜油泵、2台四枪汽油机油机（均带油气回收装置、其中4只92#汽油加油枪、4只95#汽油加油枪）、4台四枪柴油加油机（其中8只0#柴油加油枪、8只-20#柴油加油枪），加气区建设1台60m3LNG立式储罐、3台LNG双枪加气机，同时配套建设辅助工程，公用工程等。
“设置1台10m3氢气缓冲罐、2组45MPa储氢瓶、1组20MPa储氢瓶、1组90MPa储氢瓶、1个低压氢气缓冲罐、3个氢气卸气柱、压缩机、放空管、冷却水装置”变动为“未建设”，“设置3台加氢加气机”变动为“未建设”，变**能源站暂不开设加氢服务，建设单位计划于二期工程建设加氢装置；“设置2个380V、120kW直流充电桩”变动为“未建设”，“年用电量约为481.4万kW﹒h”变动为“年用电量约为31.6万kW﹒h”，变**能源站暂不开设新能源车充电服务，建设单位计划于二期工程建设充电装置。

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：

（1）加油过程工艺流程加油工艺过程主要包括油品卸入、油品储存、油品输出和油气回收。 ①油品卸入油品卸入为密闭卸油方式，本项目采用快速接头与油罐车卸油管连接后，利用位差直接将油品卸入埋地卧式油罐，每个油罐分别设置卸油管道和卸油接口。汽油罐车到达卸油点后，连接静电接地装置，用连通软管将罐车与汽油罐的密闭卸油口快速接头、气相口快速接头接好，打开罐车和汽油罐卸油口、气相口上的阀门，开始卸油。卸油完毕后关闭罐车和汽油罐液相、气相口上的阀门，拆除静电接地装置，发动**加油站。柴油罐车到达卸油点后，连接静电接地装置，用连通软管将罐车与柴油罐的密闭卸油口快速接头、气相口快速接头接好，打开罐车和柴油罐卸油口、气相口上的阀门，开始卸油。卸油完毕后关闭罐车和柴油罐液相、气相口上的阀门，拆除静电接地装置，发动**加油站。 ②油品储存汽油、柴油在埋地油罐中常压储存。 ③油品输出油品输出采用潜油泵式加油工艺：潜油泵式工艺流程采用油罐内的潜油泵将油品正压输送至加油机进行加油，适用于加油机为多枪（四枪以上）多油品或油罐至加油机水平管长度超过50m的加油工艺。本项目汽油加油采用潜油泵式加油机输油工艺。通过开启汽油储罐中的潜油泵将油品输出，经汽油加油机的油气分离器实现油、气两相分离，液相汽油经计量器，再经加油枪加到机动车油箱中，机动车油箱中的气相油气则经过油气回收管道，经油气回收装置回到汽油储罐。本项目柴油加油采用潜油泵式加油机输油工艺。通过开启柴油储罐中的潜油泵将油品输出，经柴油加油机的油气分离器实现油、气两相分离，液相柴油经计量器，再经加油枪加到机动车油箱中，机动车油箱中的气相油气则经过油气回收管道，经油气回收装置回到柴油储罐。 ④油气回收油气回收包括卸油油气回收（一次回收）和加油油气回收（二次回收）系统。各汽油罐共用一根卸油油气回收总管。加油油气回收（二次回收）系统均采用分散式真空辅助油气回收系统，所有汽油加油机可共用一根加油油气回收总管。卸油油气回收系统：卸油油气回收阶段是通过压力平衡原理，将在卸油过程中挥发的油气收集到油罐车内，运回储油库进行油气回收处理的过程。该阶段油气回收实现过程：在油罐车卸油过程中，储油车内压力减小，地下储罐内压力增加，地下储罐与油罐车内的压力差，使卸油过程中挥发的油气通过管线回到油罐车内，达到油气收集的目的。待卸油结束，地下储罐与油罐车内压力达到平衡状态，卸油油气回收阶段结束。加油油气回收系统：汽车加油过程中，油气回收专用加油枪将油箱口散溢的油气利用内置真空泵使油气回收枪口和回收管路形成负压真空，按照气液比在1.0~1.2之间的要求，将加油时产生的油气吸入导管内，然后通过冷凝液收集汽化器进行冷凝吸附，将处理过的油气排放，吸附冷凝油经回收管线收集送回油罐，实现加油与油气等体积置换。（2）LNG加气过程工艺流程加气工艺过程主要包括LNG卸车、调压（调饱和）、加气、安全泄放等。 ①LNG卸车通常LNG卸车有三种方式，卸车增压器卸车、LNG泵卸车、卸车增压器和泵联合卸车。本项目采取卸车增压器和泵联合卸车方式：将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，连接LNG槽车与LNG低温泵撬的液相管线，打开低温泵撬与LNG储罐液相阀门，通过LNG低温泵撬中的增压器（冬季用泵）增大槽车的气相压力至0.6MPa，利用压差将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。 ②LNG调压（调饱和）由于汽车车载瓶中的 LNG 必须为饱和液体，所以需要在加气前对储罐内的LNG进行升压、升温使之处于饱和状态。调饱和的方式有3种：饱和压力调节器调饱和、LNG 泵低速循环调饱和、饱和压力调节器和泵低速循环联合调饱和。本项目采取饱和压力调节器和泵低速循环联合调饱和的方式：打开LNG储罐与低温泵撬连接管道阀门，利用压力调节器和泵低速循环使LNG储罐升压升温，达到饱和状态。 ③LNG加气 LNG储罐内的饱和液态天然气经低温泵撬加压后，经低温工艺管道进入LNG加气机，经计量后充入车载LNG气瓶。加气过程分为单线、双线加气。当车载储气瓶压力较低时，车载储气瓶采用上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使气瓶内压力降低，减少放空气体，提高加气速率。当车载储气压力较高时，采用双线加气，通过回气管，将车载储气瓶内的气体释放以卸压。 ④LNG安全泄放 LNG长时间储存，由于系统的漏热，致使LNG气化，会使系统压力升高。当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。	与环评一致
无

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：

项目运营期严格落实《报告表》中提出的各项污染防治措施，确保各类污染物排放满足相关标准要求。 1.严格落实各项大气污染防治措施。项目各类废气污染物排放须分别达到行《加油站大气污染物排放标准》（GB20952-2020）、《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）等相关要求，具体限值参见《报告表》。 2.严格落实各项水污染防治措施。实施雨污分流，项目废水经化粪池处理后，地油厂处理站处理，禁止外排环境。项目废水水质和水量按《报告表》提出的要求进行控制。 3.切实落实地下水和土壤污染防治措施。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治，确保防渗设施牢全。参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）等要求，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施应及时修复和加固。加强隐蔽工程泄漏检测，一旦发现泄漏，应立即采取补救措施，防止污染地下水和土壤。建立完善的地下水监测和土壤监测制度，合理设置地下水和土壤监测点，严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。 4.切实落实声环境保护措施。通过选用低噪声设备、采用减振、消音、隔音等降噪措施，厂界噪声须符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中3类标准限值要求。 5.严格落实固体废物污染防治措施。按照“**化、减量化、无害化”处置原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，确保不造成二次污染。生活垃圾交由环卫部门统一处理；项目产生的危险废物储油罐残渣等及时送有资质的危险废物处置单位安全处置。严格执行危险废物转移联单制度，严禁委托无危险货物运输资质的单位运输危险废物，严禁委托无相应危废处理资质的个人和单位处置危险废物，严禁非法排放、倾倒、处置危险废物。 6.强化各项环境风险防范措施，有效防范环境风险。按照项目建设运行情况，设置可燃气体、有毒气体监测报警系统，以及防火、防爆、防中毒等事故处理系统。制定切实可行的防控及处理处置措施，纳入突发环境事件应急预案并备案，与园区应急预案相衔接。配备足够的应急队伍、设备和物资。定期开展突发环境事件应急演练，有效防控环境风险。	本项目汽油加油枪设置了油气回收系统，汽车加油过程中，油气回收专用加油枪将油箱口散溢的油气利用内置真空泵使油气回收枪口和回收管路形成负压真空，按照气液比在1.0~1.2之间的要求，将加油时产生的油气吸入导管内，然后通过冷凝液收集汽化器进行冷凝吸附，将处理过的油气排放，吸附冷凝油经回收管线收集送回油罐，实现加油与油气等体积置换；油罐区设置了卸油油气回收系统，卸油油气回收阶段是通过压力平衡原理，将在卸油过程中挥发的油气收集到油罐车内，运回储油库进行油气回收处理的过程。该阶段油气回收实现过程：在油罐车卸油过程中，储油车内压力减小，地下储罐内压力增加，地下储罐与油罐车内的压力差，使卸油过程中挥发的油气通过管线回到油罐车内，达到油气收集的目的。其排气孔高度为4.67m，满足《加油站大气污染物排放标准》（GB 20925-2020）中“油气处理装置排气口距地平面高度不应小于4m”的要求；卸油口及加油区已安装废气在线监测设备，至少每半年进行一次监测，主要监测气液比、液阻、密闭性。本项目**1座容积20m3的化粪池、1座容积10m3的地面冲洗废水收集池。厂区设置垃圾桶收集生活垃圾，储油罐残渣每五年清理一次，交由有资质单位清理并处置，不在厂区内暂存。
“铺设消防管道，建设一座容积不小于216m3的消防水池”变动为“未建设”，变动原因为根据《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB 50156-2021）中“12.2.1 加油加气站的LPG设施和加氢合建站中的储氢容器应设置消防给水系统”要求。****能源站暂不开设加氢服务，本项目为加油加气站且不涉及LPG设施的建设，因此本项目无需建设消防给水系统。

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：

无	无
无

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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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	化粪池	《污水综合排放标准》（GB 8978-1996）中表4第二类污染物最高允许排放浓度三级标准	**1座容积20m3的化粪池	已监测
2	冲洗废水收集池	《污水综合排放标准》（GB 8978-1996）中表4第二类污染物最高允许排放浓度三级标准	**1座容积10m3的地面冲洗废水收集池	已监测

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	加油油气回收系统	/	本项目汽油加油枪设置了油气回收系统	/
2	卸油油气回收系统	/	油罐区设置了卸油油气回收系统	/

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

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

切实落实地下水和土壤污染防治措施。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治，确保防渗设施牢**全。参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）等要求，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施应及时修复和加固。加强隐蔽工程泄漏检测，一旦发现泄漏，应立即采取补救措施，防止污染地下水和土壤。建立完善的地下水监测和土壤监测制度，合理设置地下水和土壤监测点，严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。

埋地油罐区、加油区、LNG储罐区防渗层的防渗层均使用防渗性能不低于6.0m，厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的防渗材料;站房及厂内道路为一般水泥硬化;本项****能源站厂区内**1口地下水监测井，该地下水监测井位置坐标为E：106°39′37.61″，N：38°10′46.30″，井深为40m。

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

严格落实固体废物污染防治措施。按照“**化、减量化、无害化”处置原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，确保不造成二次污染。生活垃圾交由环卫部门统一处理；项目产生的危险废物储油罐残渣等及时送有资质的危险废物处置单位安全处置。严格执行危险废物转移联单制度，严禁委托无危险货物运输资质的单位运输危险废物，严禁委托无相应危废处理资质的个人和单位处置危险废物，严禁非法排放、倾倒、处置危险废物。

储油罐残渣每五年清理一次，交由有资质单位清理并处置，不在厂区内暂存;厂区设置垃圾桶收集生活垃圾并及时有环卫部门进行清运。

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

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

强化各项环境风险防范措施，有效防范环境风险。按照项目建设运行情况，设置可燃气体、有毒气体监测报警系统，以及防火、防爆、防中毒等事故处理系统。制定切实可行的防控及处理处置措施，纳入突发环境事件应急预案并备案，与园区应急预案相衔接。配备足够的应急队伍、设备和物资。定期开展突发环境事件应急演练，有效防控环境风险。

①建立健全防火安全规章制度； ②采取防火防爆措施、设立报警系统； ③工艺设备、运输设施及工艺系统选用了高质、高效可靠性的产品； ④各装置、设备、设施以及建筑物，应根据规定确定防雷等级，按国家标准和有关规定设计可靠的防雷保护装置，防止雷电（包括直击雷）、雷电感应、雷电波等对人身、设备以及建筑物的危害和破坏； ⑤要选择符合工艺要求、质量好的设备、管道、阀门，对可能发生的泄漏点进行经常性的检查、维护和控制，防患于未然； ⑥油罐安装高低液位报警器，减少管线接口，油罐的进出口管道采用金属软管连接等。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程