1、xx油田分公司炼化总厂xx油田分公司炼化总厂 10 万吨年特种油品万吨年特种油品深度加氢及精馏改造项目深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书环境影响报告书（公示稿公示稿）建设单位：建设单位：xx石油xx油田分公司炼油化工总厂xx石油xx油田分公司炼油化工总厂编制单位：编制单位：xxxx环境科技有限责任公司xxxx环境科技有限责任公司编制日期：编制日期：二二三二二三年年五五月月xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书I目目录录概述.11 总论.41.1 编制依据.41.2 评价目的及工作原则.71.3 评价原则.81.4 评价内容.91.5 评价重点.912、.6 评价时段.101.7 环境影响识别与评价因子筛选.101.8 环境功能区划.131.9 评价标准.161.10 评价工作等级及评价范围.211.11 环境保护目标.312 现有工程概况.342.1 xx油田炼油化工总厂概况.342.2 现有 70 万吨/年柴油加氢精制装置概况.432.3 现有 15 万吨/年柴油加氢精制装置概况.483 项目概况与工程分析.533.1 项目概况.533.2 项目建设地点与规模.533.3 项目建设内容.533.4 项目平面布置及占地.583.5 项目原辅材料及产品性质.593.6 公用工程及依托可行性分析.613.2 工程分析.633.3 本项目“三本账3、”统计汇总.883.4 大气污染物总量控制建议指标.893.5 区域削减量.89xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书II4 环境现状调查与评价.904.1 自然环境概况.904.2 环境质量现状调查与评价.975施工期环境影响分析.1145.1 施工期大气环境影响分析.1145.2 施工期声环境影响评价与分析.1165.3 施工期水环境影响分析.1195.4 施工期固体废物影响分析.1205.5 施工期生态影响分析.1206 运营期环境影响分析.1226.1 运营期环境空气影响预测评价.1226.2 运营期地表水环境影响分析.1626.3 运营期地4、下水环境影响分析.1646.4 运营期声环境影响分析.1766.5 运营期固体废物环境影响分析.1786.6 运营期土壤环境影响分析.1807 环境风险.1877.1 风险潜势判别.1877.2 评价等级判定及评价范围.1887.3 风险识别.1887.4 环境风险分析.1907.5 环境风险管理与应急要求.1917.6 环境风险评价结论.2028 环保措施可行性及达标性分析.2048.1 大气污染防治措施可行性及达标性分析.2048.2 废水防治措施可行性及达标性分析.2068.3 噪声污染防治措施可行性及达标性分析.2088.4 固体废物污染防治措施可行性及达标性分析.2098.5 地下水5、土壤污染防治措施可行性分析.2119 产业政策及规划符合性分析.212xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书III9.1 与相关政策的符合性分析.2129.2 与相关规划的符合性分析.2129.3 项目厂址选择合理性分析.22010碳排放评价.22110.1 源项识别.22110.2 源强核算.22210.3 减排潜力分析.22510.4 排放控制管理.22510.5 节能降碳措施.22710.6 碳排放分析结论.22811 环境经济损益分析.23011.1 工程经济效益分析.23011.2 环境效益分析.23012 环境管理与监控计划.233126、.1 环境管理.23312.2 环境管理机构、管理制度及管理台账.23412.3 环境监测计划.23612.4“三同时”验收内容.23913 评价结论及建议.24713.1 项目概况.24713.2 项目产业政策、规划符合性.24713.3 环境质量现状.24813.4 环境影响预测.24913.5 污染防治措施及达标排放评价结论.25113.6 总量控制分析.25513.7 公众参与.25513.8 结论.25513.9 建议.255xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1概概述述（1）建设项目特点）建设项目特点1）项目建设内容本项目分为预处理单元7、加氢单元、精馏单元，采用航煤和柴油作为原料，通过 70 万吨/年柴油加氢精制装置硫化氢汽提塔 C-201 切割分离，经利旧 15 万吨/年柴油加氢装置、采用新型加氢吸附脱硫工艺对加氢脱硫、脱氧、脱芳，再经过新增精馏单元，可生产高端 W2 型轻质白油（NB/SH/T 0913-2015），牌号分别为 W2-40、W2-70、W2-100、W2-120 轻质白油，抢占国内高端特种油市场。2）项目建设必要性调整产品结构，适应行业发展的需要目前xx炼化仍以燃料油为主要产品，不满足炼化行业燃料型油品产能过剩、特种白油需求量大的现状，亟待调整产品结构，降低燃料油成品比例、增产高附加值特种油品，适应行业的8、发展需求。转型升级，落实集团公司领导指示精神和自身发展的需要结合中石油集团公司战略布局、领导指示和自身的发展需求，在“十四五”期间，xx炼化要朝着转型升级、减油增特目标发展。建设特种油品深度加氢及精馏改造项目是实现转型升级、成为“高端低凝特种油品”生产基地的基础。助力xx油田扭亏脱困的需要xx炼化作为xx油田两大主营业务之一，地位举足轻重、作用无可替代、承担起了油田公司创效主体的重任，为油田扭亏脱困发挥了重要支撑作用，成为xx油田发展的重要基石。当前xx油田正处于扭亏脱困的关键时期，进行炼化转型升级，发展特色高效产品，推进高端低凝特种油品生产基地建设打下坚实的基础，为集团公司贡献新时代石油摇篮9、力量。支持国防建设的需要15 号航空液压油是我国军用飞机液压系统指定用油，xx炼化作为其专门生产厂家，在保障军队供应、支持国防建设方面既感使命光荣，又倍感压力巨大。受传统酸碱精制工艺影响，产品收率只有 70%，每年产生近 2000 多吨酸渣难以处理，污染环境。从而导致液压油产品产量受到制约。10 万吨/年特种油品深度xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书2加氢脱硫及精馏项目生产的精制油中，280320的馏份是生产液压油产品的良好原料，由于其精制深度更大，所以硫、氮、芳烃等杂质含量比酸碱精制的基础油更少，不但可以保证 15 号航空液压油原料供应，更为研10、发多种低成本的其它民用液压油打下基础。这也符合集团公司开展 15 号航空液压油加氢工艺拓源的要求。（2）环境影响评价工作过程）环境影响评价工作过程根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国环境影响评价法和建设项目环境保护管理条例的有关规定和要求，xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司炼油化工总厂委托我公司开展了“xx油田分公司炼化总厂10 万吨年特种油品深度加氢及精馏改造项目”环境影响评价工作。我公司接受委托后，立即组织工作人员赴现场进行了实地踏勘、调查和资料收集，并出具项目所在区域环境质量现状监测方案，由建设单位委托有资质监测机构进行环境质量现状监测。经过详细的现场调查、收集整理了项目的11、相关资料后，我单位按照环境影响评价技术导则的要求，编制了xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书，建设单位在委托环评工作后，2023 年 2 月 9 日在网站上进行了第一次公示，在 2023 年 3 月 30 日之后进行征求意见稿公示，同步采取网络、报纸、现场张贴等公示方式，公示期间未收到与环评相关的意见、建议。（3）分析判定相关情况）分析判定相关情况根据产业结构调整指导目录（2019 年修订本），本项目既不属于鼓励类项目，也不属于淘汰类项目，为“允许类”，因此项目的建设符合国家产业政策。对照环境保护综合名录（2021 年）（环办综合函2021495 12、号），本项目产品“W2-40、W2-70、W2-100、W2-120 轻质白油、工业白油”均不属于“高污染、高环境风险”产品目录，符合要求。经详细对比，本项目与关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知、重点行业挥发性有机物综合治理方案、关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见以及xx市“三线一单”分区管控要求等均符合。项目与相关产业政策及规划的符合性分析详见“第 9 章产业政策及规划符合性分析”章节。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书3（4）关注的主要环境问题）关注的主要环境问题本项目主要关注运营期对周边环境的影响。运营期13、的主要关注的环境问题有以下几个方面：大气环境方面本项目大气环境方面主要关注运营期间工艺加热炉烟气、自装置阀门、管线、泵等在运行中逸散到大气中的非甲烷总烃等大气污染物对项目所在区域大气环境的影响及其污染防治措施。水环境方面本项目水环境方面主要关注运营期间水污染控制和水环境影响减缓措施的有效性、依托污水处理设施的环境可行性。声环境方面本项目声环境方面主要关注项目运营期各类压缩机、机泵、空冷器等产生的噪声对项目所在区域声环境的影响及其污染防治措施。固体废物方面本项目固体废物方面主要关注运营期间异构化反应单元产生的废催化剂、废瓷球以及干燥罐产生的废干燥剂对项目所在区域环境的影响及其污染防治措施。拟建项14、目外排污染物对环境的影响控制在环境可接受的水平，有效保护项目所在地的环境质量。（5）环境影响评价主要结论）环境影响评价主要结论xx油田分公司炼化总厂 10 万吨年特种油品深度加氢及精馏改造项目符合国家产业政策，环保措施可行，工程完成后污染物排放情况均满足相关污染物的排放标准。在确保项目落实环保设施与主体工程“三同时”制度，制订有效应急预案，加强风险管理、落实责任、确保环保措施正常运行情况下，该项目对周围环境影响较小，环境风险可以接受。从环保角度，该项目建设是可行的。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书41 总论总论1.1 编制依据编制依据1.1.115、 相关法律相关法律（1）中华人民共和国环境保护法，2015 年 1 月 1 日起实施（2）中华人民共和国环境影响评价法，2018 年 12 月 29 日修订（3）中华人民共和国水污染防治法，2022 年 6 月 27 日修订（4）中华人民共和国大气污染防治法，2018 年 10 月 26 日修订（5）中华人民共和国固体废物污染环境防治法，2020 年 9 月 1 日起实施（6）中华人民共和国噪声污染防治法，2022 年 6 月 5 日（7）中华人民共和国水法，2016 年 7 月 2 日修订（8）中华人民共和国清洁生产促进法，2012 年 2 月 29 日修订（9）中华人民共和国节约能源法，216、018 年 10 月 26 日修订（10）中华人民共和国城乡规划法，2019 年 4 月 23 日修订（11）中华人民共和国水土保持法，2010 年 12 月 25 日修订1.1.2 相关法规及部门规章相关法规及部门规章（1）建设项目环境保护管理条例，2017 年 10 月 1 日（2）产业结构调整指导目录（2019 年本），2021 年 12 月 30 日修订（3）建设项目环境影响评价分类管理名录（2021 年版），2021 年 1月 1 日实施（4）关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知，环环评2016150 号（5）关于做好环境影响评价制度与排污许可制衔接相关工作的通知，环办17、环评202284 号（6）关于印发环评管理中部分行业建设项目重大变动清单的通知，环办201552 号（7）关于印发的通知，环办环评函2020688 号xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书5（8）建设项目环境保护事中事后监督管理办法（试行），环发2015163号（9）关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知，环发201277 号（10）关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知环发201298 号（11）挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策，环境保护部公告 2013年第 31 号（12）关于印发的通知，环发2014177 号（13）关18、于印发的通知，环大气201953 号（14）关于提升危险废物环境监管能力、利用处置能力和环境风险防范能力的指导意见，环固体201992 号（15）环境保护公众参与办法，生态环境部部令第 4 号（16）工矿企业土地污染管理办法，生态环境部令第 3 号（17）中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要（18）1.1.3 地方法规及规范性文件地方法规及规范性文件（1）xx省环境保护条例（2020 年 1 月 1 日）（2）xx省地表水环境功能区划（2012-2030）（甘政函20134 号）（3）xx省水污染防治条例（2021 年 1 月 1 日）（4）xx省大气污19、染防治条例（2019 年 1 月 1 日）（5）xx省固体废物污染环境防治条例（2022 年 1 月 1 日）（6）落实国务院大气污染防治行动计划的实施意见（甘政发201393号）（7）xx省国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书6（8）xx省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见（9）xx省“十四五”生态环境保护规划（甘政办发2021105 号）（10）xx市“十四五”生态环境保护规划（酒政办发2022102号）（11）xx市人民政府关于印发的通知（酒政发202153 号）（20、12）xx市生态环境局关于印发的通知（酒环发2021483 号）1.1.4 环评技术规范及标准环评技术规范及标准（1）建设项目环境影响评价技术导则 总纲（HJ2.1-2016）（2）环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）（3）环境影响评价技术导则 地表水环境（HJ/T2.3-2018）（4）环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2016）（5）环境影响评价技术导则 声环境（HJ2.4-2021）（6）环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）（HJ964-2018）（7）环境影响评价技术导则 生态影响（HJ19-2022）（8）建设项目环境风险评价技术导则（HJ 169-221、018）（9）建设项目危险废物环境影响评价指南（环发201743 号）（10）环境影响评价技术导则 石油化工建设项目（HJ/T89-2003）（11）水污染治理工程技术导则（HJ2015-2012）（12）大气污染治理工程技术导则（HJ2000-2010）（13）危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2018）（14）石油化工工程防渗技术规范（GB/T50934-2013）（15）危险废物收集贮存运输技术规范（HJ 2025-2012）（16）污染源源强核算技术指南 准则（HJ884-2018）（17）污染源源强核算技术指南 石油炼制工业（HJ 982-2018）（18）排污单位自行监测技22、术指南 石油炼制工业（HJ880-2022）（19）排污许可证申请与核发技术规范 石化工业（HJ 853-2022）（20）石化企业挥发性有机物（VOCs）排放量估算方法技术指南xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书7（21）关于印发的通知（环办2015104 号）（22）石化行业挥发性有机物治理实用手册（生态环境部大气环境司编，2020 年 7 月 2 日）1.1.5 项目相关资料项目相关资料（1）委托书，xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司炼油化工总厂（2）xx油田分公司炼化总厂 10 万吨年特种油品深度加氢及精馏改造项目可行性研究报告，新疆23、xx工程有限公司，2022 年 12 月（3）关于xx油田分公司炼化总厂 10 万吨年特种油品深度加氢及精馏改造项目可行性研究报告的批复（4）xx石油天然气股份有限公司xx油田公司 70 万吨/年柴油加氢精制装置及外围配套工程环境影响报告书，xx省环境科学设计研究院，2013年 5 月（5）关于xx石油天然气股份有限公司xx油田公司70万吨/年柴油加氢精制装置及外围配套工程环境影响报告书的批复，xx省生态环境厅，甘环审发2013 81 号，2013 年 8 月 9 日（6）xx石油天然气股份有限公司xx油田公司70万吨/年柴油加氢精制装置及外围配套工程验收意见，xx市生态环境局，2016 年 24、3 月 3 日1.2 评价目的及工作原则评价目的及工作原则1.2.1 评价目的评价目的针对建设项目的工程特点、污染特征和所在区域的环境特征，确定建设项目的评价目的如下：（1）掌握评价区域的自然环境概况和环境质量现状，调查了解区域环境敏感点，确定建设项目主要环境要素和环境保护目标；（2）通过工程分析，掌握项目实施后“三废”排放特征，确定污染源参数，核算项目实施前后污染物排放“三本账”，明确“三废”的产生、排放及污染物的治理措施的可行性；分析项目各项工程的依托设施及污染防治技术的可行性；（3）根据环境污染现状及环境影响预测结果，结合项目拟采取的污染防治xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品25、深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书8措施，找出影响环境的主要因素，并根据“技术可行、经济合理、稳定达标”原则，提出合理的环保建议，确保项目能满足清洁生产、达标排放和总量控制的要求；通过开展上述工作，论证项目在环境保护方面的可行性，给出环境影响评价结论，为工程设计、施工、投产后的环境管理提供科学依据，为环境管理部门提供决策依据。1.2.2 评价原则评价原则（1）依据国家、地方有关环保法律、法规、政策及规划、环境影响评价技术导则及有关标准指导评价工作，坚持“依法评价、科学评价、突出重点”的原则；（2）评价力求依据充分、结论科学、明确、公正、客观，防治措施合理可行，操作性强，为管理和决策部门提供科26、学的环评依据；（3）依据污染源源强核算技术指南 石油炼制工业（HJ 982-2018）开展工程分析，说明排污节点，统计分析改造前后污染物产生量、允许排放浓度和允许排放量，对项目拟采取的环保措施的合理性、可行性进行分析，并提出相应的改进措施；（4）贯彻关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知环发201277 号和关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知环发201298 号文件的精神，采取切实可行的环境风险防范及应急措施，将项目环境风险水平降到最低程度；（5）依据排污许可证申请与核发技术规范 石化工业（HJ 853-2022）相关规定，核定主要排放口污染物许可排放浓度、排放量，做好与27、排污许可证核发工作的衔接。1.3 评价原则评价原则（1）依据国家、地方有关环保法律、法规、政策及规划、环境影响评价技术导则及有关标准指导评价工作，坚持“依法评价、科学评价、突出重点”的原则；（2）评价力求依据充分、结论科学、明确、公正、客观，防治措施合理可行，操作性强，为管理和决策部门提供科学的环评依据；xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书9（3）依据污染源源强核算技术指南石油炼制工业（HJ982-2018）开展工程分析，说明排污节点，分析技术改造前后污染物产生量、允许排放浓度和允许排放量，对项目拟采取的环保措施的合理性、可行性进行分析，并提出相应28、的改进措施；（4）贯彻关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知环发201277 号和关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知环发201298 号文件的精神，采取切实可行的环境风险防范及应急措施，将项目环境风险水平降到最低程度；1.4 评价内容评价内容本次环评的评价内容具体包括项目工程分析，环境概况调查，环境质量现状与影响分析，环境影响预测与评价，环境保护措施及可行性分析，环境风险评价，环境经济损益分析，环境管理与监控计划，结论及建议等方面，同时对依托工程进行可行性分析。1.5 评价重点评价重点根据工程污染特征和厂址周围环境状况，拟定环境影响评价的重点为：（1）工程分析主要针对运营29、期对工艺过程分析、核算，确定各类污染物的污染源强，包括正常工况及非正常工况下的污染源强的核算与确定。（2）环境影响预测与评价从保护环境的角度出发，对本项目各环境要素影响的程度和范围进行分析、预测和评估。（3）污染防治措施评价针对本项目的污染防治措施，以环境保护为目的，从技术经济方面的可行性和可靠性角度进行综合评价，并分析相关处理措施，提出评价结论和污染防治措施改进方案及建议，为环境保护措施提供科学的建议和建设依据。（4）环境风险评价对运营阶段的重大危险源进行辨识，通过风险预测，明确对周围环境敏感目标的影响，同时提出相对应的环境风险防范措施的要求，减少环境风险的发生。xx油田分公司炼化总厂 1030、 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书101.6 评价时段评价时段（1）评价方法本次评价结合工程特点，在调查项目区环境质量现状及环境敏感目标基础上，采用导则推荐模式进行预测，定性评述与定量评价相结合的方法进行评价。（2）评价时段本项目的评价工作分施工期和运营期两个时段开展，重点评价运营期。1.7 环境影响识别与评价因子筛选环境影响识别与评价因子筛选1.7.1 环境影响识别环境影响识别根据项目工程特点、环境特征以及工程对环境的影响性质与程度，在工程分析的基础上，进行了本项目环境影响识别，建立了环境影响识别矩阵具体见表1.7-1。表表 1.7-1环境影响因素识别矩阵环境影响因素识别31、矩阵环境因素工程行为自然环境环境空气地表水地下水声环境土壤环境生态环境施工期挖填土方-1S-1S0-2S-1S-1S材料堆存-1S000-1S0建筑施工-1S-1S0-2S-1S0材料运输-1S00-1S00扬尘-1S00000废水0-1S-1S0-1S0噪声000-1S00固体废物0000-1S0运营期原料产品运输0-1S-1S-1L00废气-2L-1L-1L0-1L-1L废水0-1L-1L0-1L-1L噪声000-2L00固体废物-1S-1S-1L0-1L0环境风险-1S-1S-1S0-1S-1S注：（1）环境影响因素识别包括建设项目对各环境要素可能产生的污染影响与生态破坏，包括有利影响与32、不利影响、长期影响与短期影响等。（2）表中不利影响用“-”表示，有利影响用“+”表示；短期影响用“S”表示，长期影响用“L”表示；无影响用“0”表示，轻影响用“1”表示，中等影响用“2”表示，较重影响用“3”表示。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书111.7.2 评价因子筛选评价因子筛选根据工程分析及环境影响识别、考虑当地环境特征，确定本项目环境现状及影响评价因子具体情况见表 1.7-2。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书12表表 1.7-2项目环境影响评价因子筛选结果一览表项目环境影响评价因子筛选33、结果一览表环境要素污染源评价因子现状评价因子影响预测及评价因子环境空气非甲烷总烃、颗粒物、NH3、H2S基本因子：SO2、NO2、PM10、PM2.5、CO、O3；特征因子：NMHC、NH3、H2S；非甲烷总烃、PM10、SO2、NO2、NH3、H2S地表水pH、COD、BOD5、NH3-N、SSpH、电导率、溶解氧、高锰酸盐指数、五日生化需氧量、氨氮、石油类、挥发酚、汞、铅、化学需氧量、总氮、总磷、铜、锌、氟化物、硒、砷、镉、铬(六价)、氰化物、阴离子表面活性剂、硫化物、粪大肠菌群、盐度、硝酸盐、亚硝酸盐，共 27 项污水处理措施依托可行性分析地下水CODMn、NH3-N、石油类、挥发酚、硫34、化物/石油类、硫化物固废危险废物：废滤芯、废催化剂、废保护剂、废瓷球/危险废物：废滤芯、废催化剂、废保护剂、废瓷球声环境等效连续噪声级 LAeq，T等效连续噪声级 LAeq，T等效连续噪声级 LAeq，T土壤石油类基本因子：砷、镉、六价铬、铜、铅、汞、镍、四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、顺-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四氯乙烷、四氯乙烯、1,1,1，-三氯乙烷、1,1,2-三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3-三氯丙烷、氯乙烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯35、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、邻二甲苯、硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并a蒽、苯并a芘、苯并b荧蒽、苯并k荧蒽、二苯并a,h蒽、茚并1,2,3-cd蒽芘、萘；pH、石油烃石油烃环境风险风险物质：精制柴油、航油、白油/大气环境风险评价因子：一氧化碳等伴生次生污染物：CO、SO2xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书131.8 环境功能区划环境功能区划（1）环境空气质量功能区划根据环境空气质量标准（GB3095-2012）中环境空气功能区划分类要求，二类区主要为居住区、商业交通居民混合区、文化区、工业区和农村地区，结合xx市老市区土地利用情况，本项目所36、在区域为工业区，因此确定拟改造项目厂址环境空气功能区划属于二类区。（2）地表水环境功能区划根据xx省地表水功能区划（2012-2030 年）（xx省水利厅、xx省环保厅、xx省发改委，甘政函20134 号），本项目纳污水体石油河豆腐台xx段为地表水环境类功能区。地表水功能区划见图 1.8-1。（3）声环境功能区划根据声环境质量标准（GB3096-2008）中声环境功能区划分要求，3 类区指以工业生产、仓储物流为主要功能，需要防止工业噪声对周围环境产生严重影响的区域，本项目所在区域为工业区，因此确定拟改造项目厂址声环境功能区划属于 3 类功能区。（4）生态功能区划根据xx省生态功能区划，本项目所37、在区域属于“内蒙古中xx干旱荒漠生态区-河西走廊干旱荒漠、绿洲农业生态亚区-43 xx绿洲盐渍化敏感农牧业生态功能区”。项目位于xx省生态功能区划图中的位置详见图 1.8-2。（5）土壤环境依照土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准(GB36600-2018)中关于土壤环境功能区划分的相关规定，确定土壤环境功能区为二类用地（工业用地）。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书14图图 1.8-1 xx省水环境功能区划示意图xx省水环境功能区划示意图项目所在位置项目所在位置xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报38、告书15图图 1.8-2xx省生态功能区划图xx省生态功能区划图项目项目位置位置xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书161.9 评价标准评价标准1.9.1 环境质量标准环境质量标准（1）环境空气质量标准本项目评价范围内南山自然保护区为环境空气功能区划为环境空气质量标准及修改单（GB3095-2012）中一类区，其他区域为二类区。项目环境空气中 SO2、NO2、CO、O3、PM10、PM2.5、选用环境空气质量标准及修改单(GB3095-2012)中的一、二级浓度限值；NMHC 小时均值参考大气污染物综合排放标准详解，NH3、H2S 参照环境影响评价39、技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）附录 D 中”其他污染物空气质量浓度参考限值”。具体见表 1.9-1。表表 1.9-1环境空气质量标准环境空气质量标准污染物名称浓度限值执行标准取值时间一级标准二级标准PM2.5（mg/m3）年平均0.0150.035环境空气质量标准 及修改单（GB3095-2012）24 小时平均0.0350.075PM10（mg/m3）年平均0.0400.0724 小时平均0.0500.15SO2（mg/m3）年平均0.0200.0624 小时平均0.0500.151 小时平均0.1500.500NO2（mg/m3）年平均0.040.0424 小时平均0.080.40、081 小时平均0.2000.200CO（mg/m3）年平均441 小时平均1010O3（mg/m3）日最大 8 小时平均0.1000.1601 小时平均0.1600.200TSP（mg/m3）年平均0.080.2024 小时平均0.120.30NMHC（mg/m3）1 小时平均2.02.0大气污染物综合排放标准详解NH3（g/m3）1 小时平均2020环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）附录D 中”其他污染物空气质量浓度参考限值”H2S（g/m3）1 小时平均1010 xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书17（2）地表水水环境质41、量标准本项目所在区地表水环境评价执行地表水质量标准（GB3838-2002）中类标准，具体限值详见表 1.9-2。表表 1.9-2地表水质量标准单位：地表水质量标准单位：mg/L(pH 除外除外)项目pHCODcrBOD5挥发酚NH3-N总磷石油类氰化物硫化物高锰酸盐指数标准值693060.011.50.30.50.20.510项目DO铜锌硒砷汞镉铬（六价）铅LAS标准值31.02.00.020.10.0010.0050.050.050.3（3）地下水水环境质量标准本项目所在区地下水环境评价执行地下水质量标准（GB/T14848-2017）中 III类标准，具体限值详见表 1.9-3。表表 142、.9-3地下水质量标准单位：地下水质量标准单位：mg/L(pH 除外除外)序号污染物名称类质量标准 mg/L标准来源1pH6.58.5（无量纲）地下水环境质量标准(GB/T14848-2017)类标准2氨氮0.503总硬度以（CaCO3）计4504溶解性总固体10005硫酸盐2506氯化物2507铁0.38锰0.19挥发性酚类（以苯酚计）0.00210硝酸盐（以 N 计）2011亚硝酸盐（以 N 计）1.0012氟化物1.013氰化物0.0514汞0.00115砷0.0116镉0.00517六价铬0.0518铅0.2019耗氧量3.020细菌总数10021总大肠菌群3.0 xx油田分公司炼化总43、厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书18序号污染物名称类质量标准 mg/L标准来源22石油类0.05参照地表水环境质量标准（GB3838-2002）（4）声环境质量标准项目所在区域声环境功能区类别为 3 类区，声环境执行声环境质量标准（GB3096-2008）中 3 类标准，见表 1.9-4。表表 1.9-4声环境质量标准声环境质量标准类别昼间 dB(A)夜间 dB(A)3 类6555（5）土壤环境质量标准本项目位于xx油田炼油化工总厂，项目用地属于建设用地中的工业用地，按照 土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）中的第二类筛选值44、和管制值确定了评价标准限值，具体限值详见表 1.9-5。表表 1.9-5土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（单位：（单位：mg/kg）序号评价因子第二类用地筛选值序号评价因子第二类用地筛选值1砷60241，2，3-三氯丙烷0.52镉6525氯乙烯0.433铬（六价）5.726苯44铜1800027氨苯2705铅800281，2-二氯苯5606汞38291，4-二氯苯207镍90030乙苯288四氯化碳2.831苯乙烯12909氯仿0.932甲苯120010氯甲烷3733间二甲苯+对二甲苯570111，1-二氯乙烷934邻二甲苯64045、121，2-二氯乙烷535硝基苯76131，1-二氯乙烯6636苯胺26014顺-1，2-二氯乙烯596372-氯酚225615反-1，2-二氯乙烯5438苯并a蒽1516二氯甲烷61639苯并a芘1.5171，2-二氯丙烷540苯并b荧蒽15181,1,1,2-四氯乙烷1041苯并k荧蒽151191,1，2，2-四氯乙烷6.842129320四氯乙烯5343二苯并a，h蒽1.5xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书19序号评价因子第二类用地筛选值序号评价因子第二类用地筛选值211，1，1-三氯乙烷84044茚并1，2，3-cd芘15221，1，2-46、三氯乙烷2.845萘7023三氯乙烯2.846石油烃（C10-C40）45001.9.2 污染物排放标准污染物排放标准（1）废气本项目加热炉及重沸炉烟气污染物排放标准执行石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中工艺加热炉标准要求，具体指标见表 1.9-6。表表 1.9-6有组织废气污染物排放标准一览表有组织废气污染物排放标准一览表工序污染物标准值(mg/m3)标准来源加热炉、重沸炉、导热油炉颗粒物20石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中工艺加热炉标准SO2100NOx150本项目无组织废气污染物非甲烷总烃排放执行石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-247、015）企业边界大气污染物浓度限值，硫化氢和氨排放执行恶臭污染物排放标准（GB14554-93）中表 1 二级标准，具体指标见表 1.9-7。表表 1.9-7无组织废气污染物排放标准一览表无组织废气污染物排放标准一览表污染物无组织排放监控点浓度限值（mg/m3）标准来源非甲烷总烃周界外浓度最高点4石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）硫化氢厂界0.06恶臭污染物排放标准（GB14554-93）中表 1 二级标准氨厂界1.5（2）废水本项目排放废水依托炼油化工总厂污水处理系统。目前炼油化工总厂污水深度处理后的xx主要用于循环水补水、绿化用水和锅炉用水，废水回用率可以达到 85%。48、回用水优先顺序是先用做循环水补，其次是绿化用水，最后是锅炉用水。回用水水质符合循环水补充水水质指标要求和城市污水再生利用 绿地灌溉水质（GB/T25499-2010）要求。具体指标详见表 1.9-8 和表 1.9-9。表表 1.9-8绿化水水质指标一览表绿化水水质指标一览表指标值浊度（NTU）pH 值BOD5（mg/L）溶解性总固体（mg/L）氨氮（mg/L）氯化物（mg/L）绿地灌溉水质标准56.0-9.020100020250 xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书20表表 1.9-9循环水补充水水质指标要求一览表循环水补充水水质指标要求一览表水49、质项目单位控制指标pH-6.58.5浊度NTU3.0BOD5mg/L5CODcrmg/L40氨氮mg/L5硫化物mg/L0.1石油类mg/L1挥发酚mg/L0.5电导率s/cm600总硬度（以 CaCO3计）mg/L250总碱度（以 CaCO3计）mg/L300氯离子mg/L200硫酸盐（以 SO4计）mg/L200铁mg/L0.2锰mg/L0.2总磷（以 P 计）mg/L1.0溶解性总固体mg/L800游离余氯mg/L末端 0.10.2细菌总数个/L100000污水处理厂排放废水污染物执行 石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）限值要求。详见表 1.9-10。表表 1.9-150、0污水排放标准值一览表污水排放标准值一览表单位：单位：mg/L（pH 除外）除外）污染物石油类悬浮物BOD5COD挥发酚氰化物硫化物氨氮pH石油炼制工业污染物排放标准GB31570-20155.07020600.50.51.08.069（3）噪声项目施工期噪声执行建设项目施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011），噪声标准限值见表 1.9-11。表表 1.9-11施工场界噪声限值一览表施工场界噪声限值一览表标准来源昼间夜间GB12523-20117055项目运营期厂界噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中 3 类声环境功能区标准限值，见表 1.9-12。x51、x油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书21表表 1.9-12工业企业厂界环境噪声排放标准限值工业企业厂界环境噪声排放标准限值单位：单位：dB（A）标准来源昼间夜间GB12348-20083 类区6555（4）固体废物控制标准一般工业固体废物贮存、处置执行一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准（GB18599-2020）中的有关规定；危险废物贮存、处置执行危险废物贮存污染控制标准（GB18597-2023）、危险废物转移管理办法（生态环境部 公安部 交通运输部部令 第 23 号）中的有关规定。1.10 评价工作等级及评价范围评价工作等级及评价范围1.1052、.1 评价等级评价等级1.10.1.1 大气环境大气环境依据环境影响评价技术导则-大气环境(HJ2.2-2018)中 5.3 节工作等级的确定方法，结合项目工程分析结果，选择正常排放的主要污染物及排放参数，采用附录 A 推荐模型中的 AERSCREEN 模式计算项目污染源的最大环境影响，然后按评价工作分级判据进行分级。（1）Pmax 及 D10%的确定依据环境影响评价技术导则大气环境(HJ2.2-2018)中最大地面浓度占标率 Pi 定义如下：=0 100%第 i 个污染物的最大地面空气质量浓度占标率，%；采用估算模型计算出的第 i 个污染物的最大 1h 地面空气质量浓度，g/m3；0第 i 53、个污染物的环境空气质量浓度标准，g/m3。（2）评价等级判别表评价等级按下表的分级判据进行划分。表表 1.10-1评价等级判别表评价等级判别表（3）污染物评价标准评价工作等级评价工作分级判据一级评价Pmax10%二级评价1%Pmax10%三级评价Pmax=20000 或 W=600000 xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书251.10.1.3 地下水环境地下水环境本项目所在区域不涉及环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2016）规定的集中式饮用水水源地（包括备用、应急、规划的水源地），无分散式居民饮用水水源，故项目所在地的地下水敏感程度54、为不敏感，敏感程度分级详见表 1.10-7。表表 1.10-7地下水环境敏感程度分级地下水环境敏感程度分级根据环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2016）中的附录 A，本项目属于“L 石化、化工，84、原油加工、天然气加工、油母页岩提炼原油、煤制油、生物制油及其他石油制品”为 I 类项目，具体划分见表 1.10-8。表表 1.10-8地下水环境影响评价行业分类表地下水环境影响评价行业分类表根据环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2016），建设项目地下水环境影响评价工作等级划分见表 1.10-8。对照表 1.10-9 可以判断地下水评价等级为二级。表表 1.10-9地下水55、评价工作等级分级表地下水评价工作等级分级表二级直接排放其他三级 A直接排放Q200 且 W6000三级 B间接排放-注 9：依托现有排放口，且对外环境未新增排放污染物的直接排放建设项目，评价等级参照间接排放，定为三级 B。分级项目场地的地下水环境敏感特征敏感集中式饮用水水源地（包括已建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地）准保护区；除集中式饮用水水源地以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。较敏感集中式饮用水水源地（包括已建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地）准保护区以外的补给径流区；特殊地下水资源（如矿泉水、温56、泉等）保护区以外的分布区以及分散式居民饮用水水源等其它未列入上述敏感分级的环境敏感区的。不敏感上述地区之外的其他地区。L 石化、化工报告书报告表报告书报告表84、原油加工、天然气加工、油母页岩提炼原油、煤制油、生物制油及其他石油制品除单纯混合和分装的单纯混合和分装的I 类敏感程度I 类项目类项目类项目敏感一级一级二级较敏感一级二级三级不敏感二级三级三级xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书261.10.1.4 声环境声环境本项目所在区域属于 3 类声环境功能区。根据环境影响评价技术导则-声环境（HJ2.4-2021）评价工作级别划分依据（表 1.1057、-10），项目声环境评价等级为三级。表表 1.10-10声环境影响评价工作级别划分的依据声环境影响评价工作级别划分的依据级别划分的基本原则一级评价范围内有适用于 GB3096 规定的 0 类声环境功能区域，或建设项目建设前后评价范围内声环境保护目标噪声级增量达 5dB(A)以上（不含 5dB(A)），或受影响人口数量显著增加时，按一级评价。二级建设项目所处的声环境功能区为 GB3096 规定的 1 类、2 类地区，或建设项目建设前后评价范围内敏感目标噪声级增高量达 3dB(A)5dB(A)（含 5dB(A)），或受噪声影响人口数量增加较多的时，按二级评价。三级建设项目所处的声环境功能区为 GB58、3096 规定的 3 类、4 类地区，或建设项目建设前后评价范围内敏感目标噪声级增高量在 3dB(A)以下（不含 3dB(A)），且受影响人口数量变化不大的时，按三级评价。1.10.1.5 土壤环境土壤环境（1）评价等级根据环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）（HJ964-2018）附录 A 划分依据，本项目属于“制造业，石油、化工，化学原料和化学制品制造、合成材料制造”为I 类项目，具体划分见表 1.10-11。表表 1.10-11地下水环境影响评价行业分类表地下水环境影响评价行业分类表根据环境影响评价技术导则土壤环境（试行）（HJ964-2018）本项目属于污染影响型建设项目，项目占地为59、永久占地，本次改造占地面积为 1932m2，规模为小型（5hm2），本项目对周围土壤影响较小，影响范围可控制在炼油化工总厂厂界范围内，项目周边分布的主要为生产设备等，故敏感程度为不敏感，判定土壤评价等级为二级，具体划分依据见表 1.10-12 土壤敏感程度分级表，表 1.10-13 评价工作等级划分表。行业类别项目类别I 类项目制造业石油、化工石油加工、炼焦；化学原料和化学制品制造；农药制造.合成材料制造、化学药品制造.xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书27表表 1.10-12土壤敏感程度分级表土壤敏感程度分级表表表 1.10-13评价工作等级划60、分表评价工作等级划分表1.10.1.6 生态环境生态环境根据环境影响评价技术导则-生态影响(HJ19-2022)“6.1.8 符合生态环境分区管控要求且位于原厂界（或永久用地）范围内的污染影响类改扩建项目，位于已批准规划环评的产业园区内且符合规划环评要求、不涉及生态敏感区的污染影响类建设项目，可不确定评价等级，直接进行生态影响简单分析。”本项目项目在炼油化工总厂厂区内进行建设，无新增占地，符合生态环境分区管控要求，不涉及生态敏感区的污染影响类建设项目，生态环境不判定评价等级，进行生态影响简单分析。1.10.1.7 环境风险环境风险（1）评价等级依据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-61、2018）中规定，按照表 1.10-14确定环境风险评价工作等级。表表 1.10-14环境风险评价工作等级划分依据环境风险评价工作等级划分依据环境风险潜势、+评价工作等级一二三简单分析aa 是相对于详细评价工作内容而言，在描述危险物质、环境影响途径、环境危害后果、风险防范措施等方面给出定性的说明。见附录 A。根据建设项目涉及的物质和工艺系统的危险性及其所在地的环境敏感程度，结合事故情形下环境影响途径，对建设项目潜在环境危害程度进行概化分析，按照表 1.10-15敏感程度判别依据敏感建设项目周边存在耕地、园地、牧草地、饮用水水源地或居民区、学校、医院、疗养院、养老院等土壤环境敏感目标的较敏感建设62、项目周边存在其他土壤敏感目标的不敏感其他情况敏感程度评价工作等级占地规模I 类类类大中小大中小大中小敏感一级一级一级二级二级二级三级三级三级较敏感一级一级二级二级二级三级三级三级-不敏感一级二级二级二级三级三级三级-注：“-”表示不开展土壤环境影响评价工作xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书28确定环境风险潜势。表表 1.10-15环境风险潜势划分环境风险潜势划分环境敏感程度（E）危险物质及工艺系统危险性（P）极高危害（P1）高度危害（P2）中度危害（P3）轻度危害（P4）环境敏感程度（E1）+环境敏感程度（E2）环境敏感程度（E3）注：+为极高环63、境风险。1）项目危险物质及工艺系统危险性（P）判定通过分析建设项目生产、使用、储存过程中涉及的有毒有害、易燃易爆物质，参见附录 B 确定危险物质的临界量。定量分析危险物质数量与临界量的比值（Q）和所属行业及生产工艺特点（M），按附录 C 对危险物质及工艺系统危险性（P）等级进行判断。危险物质数量与临界量比值(Q)计算所涉及的每种危险物质在厂界内的最大存在总量与其在附录 B 中对应临界量的比值 Q。在不同厂区的同一种物质，按其在厂界内的最大存在总量计算。当只涉及一种危险物质时，计算该物质的总量与其临界量比值，即为 Q；当存在多种危险物质时，则按式（C.1）计算物质总量与其临界量比值（Q）（C.164、）式中：q1,q2,qn 每种危险物质的最大存在总量，t；Q1,Q2,Qn每种危险物质的临界量，t。当 Q1 时，该项目环境风险潜势为。当 Q1 时，将 Q 值划分为(1)1Q10；(2)10Q100；(3)Q100。根据附录 C，项目危险物质与临界量的比值见表 1.10-16。表表 1.10-16危险物质最大存在量及临界量一览表危险物质最大存在量及临界量一览表危险物质名称CAS 号最大在线量 qi（t）临界量 Qi（t）Q 值1预处理单元柴油/11025000.0442加氢单元航油/11025000.0443精密分离单元精制基础油/22025000.0884精密分离单元白油/1202500065、.048合计0.224根据计算，本项目 Q 值为 0.224，故 Q 值属于 Q1，故本项目风险潜势为 I，进行xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书29简单分析。1.10.2 评价范围评价范围1.10.2.1 大气环境大气环境根据环境影响评价技术导则大气环境（HJ2.2-2018）的规定，大气环境影响评价范围为以装置区为中心，边长为 5km 的正方向区域，总评价范围为 25km2，具体见图 1.10-1。1.10.2.2 地表水环境地表水环境根据环境影响评价技术导则地表水环境（HJ2.3-2018）：三级 B 分析依托污水处理设施环境可行性分析以及66、涉及地表水环境风险的应覆盖环境风险影响评价范围所涉及的水环境保护目标水域，因此，本次环评针对项目产生废污水特点，重点分析治理措施的可行性。1.10.2.3 地下水环境地下水环境按照环境影响评价技术导则-地下水环境（HJ610-2016）相关规定，地下水评价工作等级取决于项目类别及环境敏感程度。具体评价工作等级分级情况见表 1.10-17。根据环境影响评价技术导则-地下水环境（HJ610-2016）中附录 A 相关规定，确定本项目属 I 类建设项目。项目建设地点位于xx老市区，环境敏感程度为不敏感。因此，确定本项目地下水环境影响评价工作等级为二级。表表 1.10-17地下水评价工作等级分级一览表67、地下水评价工作等级分级一览表项目类别环境敏感程度I 类项目II 类项目III 类项目敏感一一二较敏感一二三不敏感二三三评价范围：根据评价导则给出的类建设项目地下水环境现状调查评价范围的要求，本次评价采用公式计算法确定地下水调查评价范围，公式计算法如下：L=KIT/ne式中：L下游迁移距离，m；变化系数，1，一般取 2；xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书30K渗透系数，m/d，常见渗透系数表见附录 B 表 B.1；I水利坡度，无量纲；T质点迁移天数，取值不小于 5000d；ne有效孔隙度，无量纲。根据区域水文地质情况，选取渗透系数 K 为 50m/68、d，水力坡度 3，有效孔隙度 0.3，则 L 计算得 5000m。根据环境影响评价技术导则-地下水环境调查评价范围确定中提出场地上游距离根据评价需求确定，场地两侧不小于 L/2，所以项目地下水调查评价范围为：厂界向东南（上游）外扩 2500m，向西北（下游）外扩 5000m，厂界向东北、西南（侧向）外扩 2500m。；评价范围面积为 72.3km2。本项目地下水环境影响评价范围见图 1.10-2。图图 1.10-2地下水评价范围图地下水评价范围图图图 例例 地下水环境影响评价范围xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书311.10.2.4 声环境声环境69、根据环境影响评价技术导则 声环境（HJ2.4-2021）评价范围规定，本项目噪声评价范围为炼油化工总厂厂界四周 200m 范围内。项目声环境评价范围见图 1.10-1。1.10.2.5 土壤环境土壤环境根据环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）（HJ964-2018），本项目属于污染影响型建设项目且项目不涉及大气沉降影响，依据现状调查范围表，评价范围为本项目装置区占地范围内全部区域及占地范围外 200m 范围，土壤环境评价范围见图1.10-1。1.10.2.6 生态环境生态环境根据环境影响评价技术导则-生态影响（HJ19-2022）中的 4.3 评价工作范围中的要求，生态环境影响范围确定为本次70、建设区域。1.10.2.7 环境风险环境风险本项目环境风险为简单分析，不设置评价范围。本项目评价范围汇总见下表 1.10-18。项目评价范围图见图 1.10-1。表表 1.10-18本项目评价工作等级及评价范围汇总一览表本项目评价工作等级及评价范围汇总一览表序号项目评价等级评价范围评价面积1大气环境一级以装置为中心，边长为 5km 的矩形区域5.07km22声环境三级厂界外 200m 区域/3地表水环境三级 B/4地下水环境二级包括整个xx老市区区域以及沿区域地下水的流向向北延伸 11km；评价范围面积为 72.3km2。72.3km25生态环境/本次建设区域/6土壤环境二级项目装置占地范围内71、全部区域和厂界外延外 200m范围/7环境风险简单分析/1.11 环境保护目标环境保护目标本项目位于xx省xx市xx市老市区工业区。根据建设项目特性，本次评价确定的主要环境保护目标为项目所在的环境空气质量、声环境质量及评价范围内受影响的人群、南山自然保护区。环境保护目标及敏感点详见表 1.11-1 和图 1.10-1。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书32表表 1.11-1项目环境保护目标及敏感点项目环境保护目标及敏感点类别名称距项目方位距项目距离(km)敏感因素保护要求环境空气水电厂员工公寓N0.1950 人环境空气质量标准(GB3095-2072、12)中二级标准炼厂员工公寓S0.13711 人老市区园区管委会S0.33100 人北坪四村SE0.81500 人北坪五村SE0.451200 人北坪六村S1.061200 人北坪七村S0.761500 人玉润花园（在建）E2.32000 人xx市第二人民医院S2.8100 人南山自然保护区N0.80/环境空气质量标准(GB3095-2012)中一级标准声环境水电厂员工公寓N0.1950 人声环境质量标准(GB3096-2008)3 类标准炼厂员工公寓S0.13711 人水环境石油河N20地表水IV 类地表水体xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书373、3图图 1.10-1本项目评价范围及环境保护目标示意图本项目评价范围及环境保护目标示意图xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书342 现有工程概况现有工程概况2.1 xx油田炼油化工总厂概况xx油田炼油化工总厂概况xx油田炼油总厂位于xxxx经济开发区xx工业园石油化工产业区，东距xx市火车东站31km，地理位置约为东径97319733，北纬39453949，本项目位于炼油总厂内，项目地理位置见图 2.1-1。2.1.1 生产规模及装置现状生产规模及装置现状xx油田炼油化工总厂是xx第一家天然石油加工厂，通过数十年的不断发展和结构调整，目前生产已形成74、“短流程-燃料型炼厂”的特色，年原油加工能力达到 220 万吨。目前xx油田炼化总厂主要加工吐哈（轻质、中质、中质）、塔指、哈国、新疆中质、xx等混合原油，单种原油主要性质见表 2.1-1。表表 2.1-1xx油田炼化总厂单种原油主要性质xx油田炼化总厂单种原油主要性质项目吐哈轻质吐哈中质塔指xx比重指数40.431.231.531.5密度kg/m3820866.9865.3865酸值，mgKOH/g0.180.280.240.22硫含量，wt%0.140.310.740.20Ni，ppm8.5215.286.3816.3V，ppm0.630.8521.130.52原油类别轻质低硫低酸中质低硫75、低酸中质含硫低酸中质低硫低酸由上表可知，xx油田炼化总厂加工的单种原油中，吐哈轻质原油性质最好，属轻质低硫低酸原油，吐哈中质和xx原油次之，均属于中质低硫低酸原油，塔指原油性质相对较差，属于含硫原油，在xx油田炼化总厂加工的单种原油中硫含量最高，会对产品质量和设备运行带来不利影响。近几年来，xx油田炼化总厂近几年入厂原油性质和结构发生了显著变化，2022 年第一季度2023 年第一季度加工原油比例见表 2.1-2。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书35表表 2.1-2xx炼化xx炼化 2022-2023 加工原油比例一览表加工原油比例一览表时间原76、油2022年第一季度2022年第三季度2022年第四季度2023年第一季度吐哈轻质/吐哈中质/塔指76778778吐稠7766xx1716716由表 2.1-2 可知，其中xx原油比例变化不大，基本维持在 17%左右，塔指原油为只要原油来源；塔指原油的比例的较大，导致xx炼化所加工原油性质重质化、劣质化趋势加剧，为装置生产和后续加工带来了很大困难。2022-2023 年加工原油性质变化见表2.1-3。表表 2.1-3xx炼化xx炼化 2022-2023 年加工原油性质变化一览表年加工原油性质变化一览表分析项目2022年一季度2022年二季度2022年四季度2023年一季度取样时间2022.1.77、82022.4.62022.10.112023.1.12取样地点常减压脱盐后常减压脱盐后常减压脱盐后常减压脱盐后比重指数34.6835.5635.9037.80密度(20),kg/m847.5843.3841.3839.1凝点，-1-5-10-12闪点(闭),低于室温低于室温低于室温低于室温粘度(50),mm S5.855.2804.9945.085盐含量，mg/11.3641.2131.7621.543酸值，mgKOH/g0.1800.2000.2100.200残炭，m%3.794.693.023.12水份，m%0.050.050.050.05硫含量，%(m/m)0.220.290.310.78、28固体颗粒含量，(g/L)11.611.611.611.6机械杂质，m%0.0260.0220.0190.021总氯含量，mg/Kg50.72131.31204前馏分有机氯含量，g/g2.892.592.671.48碱性氮，ppm10.368.944.916.41综上所述，xx油田炼化总厂所加工原油中硫含量逐年增加，而产品中硫含量要求日益严格。油品中的硫通过加氢后转化为硫化氢被从油品中分离出来，经过硫磺回收装置转化后，生产出硫磺产品。硫磺回收装置是既是油品质量升级的辅助装置，也是环境保护的关键装置。全厂原油由管道输送至炼化总厂南站油库，其余部分由采油厂集输站管输至罐区；厂内各生产装置之间原料79、及产品输送全部采用管道密闭输送，主要生产装置均设原料罐区；石油产品储存于成品库区，通过铁路、公路发运、管道输送。目前，全厂按使用功能区划分为装置区和南站库区两大块：xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书36（1）厂区（装置区）部分xx油田分公司炼油化工总厂装置区位于石油河畔东岸，南北最长约 1.9km，东西最长约 1.3km，呈不规则形，占地约 140 万 m2。炼油化工总厂厂内现原油综合配套加工能力达到 220 万 t/a。需要说明的是，装置设计处理规模之和并不能和常减压装置的处理量进行简单相比。常减压装置的处理量准确描述的是一次加工能力，而后续的80、催化裂化、汽油加氢、航煤加氢、柴油加氢等装置是二次加工，其中部分装置的用料是在装置间不断流转，如果简单的加和，那这部分流转量将被重复计算，导致加和值偏高。所以并不能对全厂的产能做简单的加和计算。（2）南站库区部分xx油田分公司炼油化工总厂南站油库区位于炼化装置区南面约 1.2km 处，南北最长约 1.2km，东西约 1.1km，呈不规则形，占地约 65 万 m2。油库现库容为原油 16.5 万m3，成品油 22.73 万 m3，液态烃 3600m3。炼化总厂 220 万吨原油加工流程见图 2.1-2。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书3637图图81、 2.1-2炼油总厂炼油总厂 220 万吨原油加工流程图万吨原油加工流程图xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书38建设项目环评及环保验收情况汇总见表2.1-4。表表 2.1-4炼化总厂建设项目环评及环保验收情况汇总一览表炼化总厂建设项目环评及环保验收情况汇总一览表序号项目名称环评批复文号试生产批复文号验收监测验收批复文号145万吨/年酸性水汽提及2500吨/年硫磺回收2015.9.28-甘环开发【2005】97号2015.10.132015.10.23-甘环监验字【2014】第59号2016.3.14-酒市环验【2016】13号2航空液压油200982、.12.31-甘环开发【2009】168号2015.2.9-酒环发【2015】37号2015.10.23-甘环监验字【2014】第57号2016.3.14-酒市环验【2016】18号350万吨/年柴油加氢改质2001.8.16-甘环开发【2001】78号2015.10.132015.10.23-酒环监验字【2015】第24号2016.3.14-酒市环验【2016】12号480万吨/年重油催化裂化2007.2.1-甘环开发【2005】103号2015.2.9-酒环发【2015】37号2015.10.23-甘环监验字【2014】第58号2016.3.14-酒市环验【2016】15号5碳三及氢气回收83、装置2016.2.29酒环发【2016】93号/2022.3.14-酒市环验【2022】014号68万吨/年苯分离2007.8.1-甘环开发【2007】82号2015.2.9-酒环发【2015】37号2015.10.23-甘环监验字【2014】第56号2016.3.11-酒市环验【2016】17号7污水达标改造项目2007.3.1甘环开发【2007】18号2010.6.6-酒环发【2010】166号2010.12.162010.12.17-甘环便环字第【2010】113号8危险固废无害化处置工程2009.12.10-甘环开发【2009】151号2013.7.26-酒环函【2013】111号2084、15.12.42016.1.20-酒市环验【2016】06号9瓦斯气柜隐患治理项目2013.8.27-酒环表【2013】114号2015.2.11-酒环发【2015】50号2015.12.42016.1.20-酒市环验【2016】07号10达标污水深度处理回用2013.8.9-甘环审发【2013】82号2013.11.13-酒环函【2013】169号2015.11.30-甘环监验字【2014】第09号2016.1.20-酒市环验【2016】05号1140万吨/年汽油加氢脱硫2012.9.10-甘环评发【2012】137号2013.10.9-酒环函【2013】147号2015.10.23-甘环监85、验字【2014】第60号2016.3.11-酒市环验【2016】11号xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书391270万吨/年柴油加氢及2104Nm/h制氢2013.8.9-甘环审发【2013】81号2015.2.11-酒环发【2015】49号2015.11.30-酒环监验字【2015】第23号2016.3.11-酒市环验【2016】14号13延迟焦化安全隐患治理项目2013.3.4-甘环审发【2013】28号2015.2.11-酒环发【2015】49号2015.11.30-酒环监验字【2015】第25号2016.3.11-酒市环验【2016】1686、号14催化裂化烧焦烟气除尘脱硫及全厂加热炉燃料气脱硫项目2013.10.15-酒环发【2013】351号2015.2.11-酒环发【2015】50号2015.10.23-酒环监验字【2015】第18号2016.3.11-酒市环验【2016】19号1515万t/a液化气脱硫装置甘环开发2005103号酒环发【2015】37号甘环监验字【2014】第58号酒市环验【2016】15号161.5万吨/年分子筛脱蜡安全隐患治理2014.10.31-甘环审发【2014】55号/2022.3.14-酒市环验【2022】010号17减压深拔改造及换热流程优化2016.2.23-酒环发【2016】83号/20287、2.11.28-酒市环验【2022】064号1815万吨/年轻汽油醚化装置2015.2.2-酒环发【2016】61号/2022.11.28-酒市环验【2022】065号1970t/h酸性水汽提及硫磺回收装置环保隐患治理2015.3.6-甘环审发【2015】12号/2022.11.28-酒市环验【2022】066号20瓦斯气脱硫脱氢项目2018.6.22-酒环发【2018】277号/2019年12月开展了自主竣工环保验收21xx石油xx油田分公司炼化总厂零星罐区隐患治理项目2019.8.19酒环表【2019】08号/2019年12月开展了自主竣工环保验收22xx油田分公司炼油化工总厂8万吨年苯分88、离装置异构化反应单元改造项目2019.8.19酒环发【2019】451号/2019年12月开展了自主竣工环保验收xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书4023xx油田公司炼化总厂航空液压油调和及灌装系统改造项目2023.3.14酒玉环审【2023】011号/24xx油田分公司炼油化工总厂航煤洗槽站建设项目2023.3.13酒玉环审【2023】010号/2.1.2 炼化总厂炼化总厂“三废三废”达标排放情况达标排放情况2.1.2.1废气全厂废气主要产生于各装置的加热炉废气、催化裂化烧焦燃烧废气和尾气焚烧炉废气，xxxx环境科技监测有限公司于2022年1289、月7日对xx油田炼化总厂有组织废气污染源进行了监测，监测结果详见表2.1-5。表表2.1-5全厂废气污染源排放情况汇总表全厂废气污染源排放情况汇总表序号名称类型污染物浓度（mg/m3）标准（mg/m3）达标情况执行标准1催化装置烟气脱硫排口燃烧废气颗粒物18.9650达标GB31570-2015表3中催化裂化催化剂再生烟气污染物排放限值要求SO233.7100达标NOx29.2200达标2常减压加热炉排放口燃烧废气SO268100达标GB31570-2015表3中工艺加热炉污染物排放限值要求NOx31150达标3重整加氢F-101、F-102、F-103、F-205、F-301、F-302加热90、炉燃烧废气SO23100达标NOx25150达标4重整加氢F-201-202、F-203-204加热炉燃烧废气SO25100达标NOx83150达标5航煤加氢F-601加热炉燃烧废气SO23100达标NOx67150达标6航煤加氢F-602加热炉燃烧废气SO24100达标NOx67150达标7柴油改质F-501加热炉燃烧废气SO24100达标NOx27150达标8汽油加氢F-1101、F-1201加热炉燃烧废气SO26100达标NOx48150达标970万吨/年柴油加氢装置F-101加热炉燃烧废气SO24100达标NOx77150达标10制氢装置F-101转化炉燃烧废气SO24100达标NOx91、62150达标11新延迟焦化加热炉燃烧废气SO26100达标NOx43150达标xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书4112酸性水尾气焚烧炉工艺废气SO2172400达标GB31570-2015表3中酸性气回收装置污染物排放限值要求NOx23/由表2.1-5可知，催化装置烟气脱硫排口颗粒物、SO2和NOx排放浓度均低于石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）表3中催化裂化催化剂再生烟气污染物排放限值要求。酸性水尾气焚烧炉中SO2排放浓度低于石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）表3中酸性气回收装置污染物排放限值要求。各92、工艺加热炉排口SO2和NOx排放浓度均低于石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）表3中工艺加热炉污染物排放限值要求。2.1.2.2废水对xx油田炼化总厂污水处理厂2022年12月总排口水质在线监测数据及手工监测数据进行了统计分析，具体监测结果见表 2.2-7。表表 2.2-7炼化总厂污水厂废水排放情况一览表炼化总厂污水厂废水排放情况一览表项目主要污染物浓度（mg/L）pHCODcrCN-BOD5SS石油类氨氮硫化物 挥发酚炼厂总排口在线监测数据6.397.7029.25-0.413-污水处理站含油污水进口12月平均7.18.712570.02119063187.219.323493、6.7污水处理站含碱污水进口12月平均7.18.512270.02121671786.434.82339.8污水总排放口 12月平均7.37.8320.0076.9242.254.490.0190.3石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）69500.310503.05.00.50.3达标情况达标达标达标达标达标达标达标达标达标由表 2.2-7 可知，目前炼化总厂厂区现有各装置排放的废水经污水厂处理后，各污染物均可达到石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中表 2 限值要求。2.1.2.3噪声xxxx环境科技有限公司于2023年1月16日至2023年1月17日对x94、x油田炼化总厂厂界噪声进行了监测。xx油田分公司炼化总厂噪声产生源主要来自厂内各装置区的压缩机、空冷器、反应器、加热炉、机泵及蒸汽放空等设施，设备经优化选型、基础减震、加装隔声罩及距离衰减后，厂界噪声均可达到工业企业厂界环境噪声排放标准xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书42（GB12348-2008）中3类区昼间65dB（A），夜间55dB（A）的标准值要求。xx油田炼化总厂厂界噪声值见表2.1-7。表表 2.1-7厂界噪声一览表单位：厂界噪声一览表单位：dB（A）测点编号测点名称及位置结果单位检测日期2023 年 1 月 16 日2023 年 95、1 月 17 日昼间夜间昼间夜间1#项目厂界外东侧 1mdB(A)494749472#项目厂界外东侧 1mdB(A)514950483#项目厂界外南侧 1mdB(A)494950494#项目厂界外南侧 1mdB(A)504949475#项目厂界外西侧 1mdB(A)504950496#项目厂界外西侧 1mdB(A)494751507#项目厂界外北侧 1mdB(A)514950488#项目厂界外北侧 1mdB(A)51505151标准值dB(A)65556555达标情况达标达标达标达标2.1.2.4固体废物目前，xx油田分公司炼油总厂固体废物主要为生活垃圾、废催化剂、废保护剂、废瓷球、酸渣、碱渣96、和废污泥等。固体废物依据其性质实施分类处理。固体废物产生量及排放量见表2.1-8。表表 2.1-8全厂固体废物产排量一览表全厂固体废物产排量一览表名称产生量（t/a）来源排放量（t/a）性质目前处置方式生活垃圾400职工日常生活0一般固废送xx市生活垃圾填埋场填埋废催化剂1237重油催化裂化、吸附剂0危险废物（HW46）返回厂家再生处理酸渣7000特油酸碱精制、添加剂生产0危险废物（HW34）中和、稳定化、固化填埋处理碱渣449特油酸碱精制、添加剂生产0危险废物（HW35）进入酸性水汽提车间进行汽提处理废污泥47污水处理厂0危险废物（HW49）送炼油厂危险固废无害化处置场处置油泥98储输系统清97、罐污泥0危险废物（HW08）送炼油厂危险固废无害化处置场处置其他废物730废弃化学药品、污染物品0危险废物（HW46）送炼油厂危险固废无害化处置场处置合计9961/0/xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书432.1.3 现有主要污染防治措施现有主要污染防治措施xx油田炼油化工总厂经过不断结构调整，已取消润滑油脂等生产装置，现有生产系统主要为燃料油、聚丙烯、液压油，目前全厂依托的主要污染治理措施包括：（1）炼油化工总厂300万m3/a工业污水处理系统，负责全厂各类综合污水的处理；（2）酸水汽提系统，负责全厂含硫废水的处理；（3）硫磺回收装置，负责全厂98、硫磺回收；（4）气分脱硫装置，负责厂内高压瓦斯气和低压瓦斯气脱硫；（5）危险废物无害化处置工程，负责收纳全厂产生的各类危险废物；（6）低压瓦斯管网及瓦斯气柜负责收集厂区装置排放的低压瓦斯气；（7）高压瓦斯管网负责收集厂区装置排放的高压瓦斯气。全厂副产物排放气均通过管道汇集回收，经脱硫后作为各加热炉燃料；全厂污水经过污水处理系统和回用水处理系统深度处理后，废水回用率可以达到85%，废水排放量大幅度下降，废水水质经深度处理后进一步提高，废水中污染的削减量明显，对保护石油河具有积极作用。酸性水汽提系统可去除含硫污水中的硫分和氨氮、进行硫磺回收和氨处理；危险废物无害化处置工程负责全场产生的危废安全处置99、。全厂现有依托治理设施经分析（见环境保护措施分析章节），均可做到达标排放，处理效果可行。2.2 现有现有 70 万吨万吨/年柴油加氢精制装置概况年柴油加氢精制装置概况2.2.1 环保手续履行情况环保手续履行情况2013年委托xx省环境科学设计研究院编制完成xx石油天然气股份有限公司玉门油田公司70万吨/年柴油加氢精制装置及外围配套工程环境影响报告书，原xx省环境保护厅于2013年8月9日以甘环审发201381号文对该项目环境影响报告书进行了批复。2016年3月3日原xx市环境保护局以酒巿环验201614号对本项目进行了竣工环保验收；2021 年 9 月 26 日申领了排污许可证（证书编号 91100、620981925061550D001P）。自申领排污许可证后，建设单位按照排污许可证要求按时提交了月报、季报以及年报，排污许可执行情况良好。2021 年 7 月由xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司炼化总厂与xxxxxx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书44监测技术服务有限公司编制完成了xx油田公司炼油化工总厂突发环境事件应急预案，2021 年 7 月 31 日通过了专家技术评审，尚未向生态环境主管部门备案。2.2.2 装置概况装置概况项目均位于xx石油xx油田炼油化工总厂厂内，根据炼化总厂的总体规划，在原厂区内进行建设，选址位于厂区中间地带，101、为不规则地块，精制柴油装置占地面积10368m2，制氢装置占地面积4760m2。现有70万吨/年柴油加氢精制装置组成详见表2.2-1。表表2.2-1柴油精制项目主要组成及建构筑物一览表柴油精制项目主要组成及建构筑物一览表序号内容规模、内容建筑占地面积1主体工程包括反应系统、塔系统、容器系统、换热系统、空冷系统、加热系统、泵系统总占地面积10368m22辅助工程控制室（合用）533.8m2变电所（合用）1000m2道路及其它8130m2罐组3116m23环保工程设备区、库区围堰、防渗层、导流渠4公用/依托工程厂区供水站，规模880m3/h厂区污水厂，处理规模300万m3/a危险废物处置场，处理规102、模13500t/a酸水汽提装置采暖、通风、供电氢供应系统2.2.3 主要设备主要设备主要设备清单见表 2.2-2。表表2.2-2柴油加氢精制装置主要设备清单柴油加氢精制装置主要设备清单序号装置类型单位数量1.1反应器液相加氢第一反应器（R-101）类（不包括内件）台1240027800（70+6.5）类1.2换热器（非标）1.3换热器（标准）1.4塔器高压汽提塔（T-101）类台1产品提塔整体安装台1二机械设备xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书452.1压缩机新氢压缩机功率630kW70t台2三工业炉反应进料加热炉F-81012.2.4 产品方案103、产品方案本项目为 70 万 t/a 的柴油精制装置，主要产品为精制柴油和石脑油，副产品为燃料气；制氢装置产品为氢纯度大于 99.9%（V）的工业氢，规模 20000Nm3/h。拟建项目各主要产品见表 2.2-3。表表2.2-3项目设计产品规模和去向项目设计产品规模和去向装置名 称属 性单位数量去向柴油加氢精制装置精制柴油产品万t/a60.30成品油罐燃料气副产品万t/a0.043去脱硫装置2.2.5 工艺流程及产污环节分析工艺流程及产污环节分析2.2.5.1 工艺流程简述现有 70 万 t/a 的柴油精制装置采用的工艺流程如下：（1）反应部分原料油自装置外来进入原料柴油聚结器脱除原料中所含水分104、，之后进入原料油缓冲罐，经反应进料泵升压后，在流量控制下，与少量补充氢混合作为混合进料。混合进料进入反应进料加热炉加热至所需温度，加热后的进料再与一定量的反应循环产物及一定量的补充新氢混合后进入加氢精制第一反应器第一催化剂床层，在催化剂作用下进行脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和等反应。该反应器设置三个催化剂床层，床层间均需注入新氢，使原料油含氢量再饱和。自第一反应器出来的反应产物与少量氢气混合后进入第二反应器第一催化剂床层，在催化剂作用下进一步完成加氢精制反应。该反应器设置二个催化剂床层，床层间同样需注入新氢，使原料油含氢量再饱和。从加氢精制第二反应器出来的反应产物自压进入热高压汽提塔，塔内设有105、散堆填料，在汽提塔底通入氢气，以除去反应产物中的硫化氢、氨等杂质，塔底液相进入反应产物泵。来自热高压汽提塔的反应产物，一部分经反应产物循环泵升压后在流量控制下与加热后的新鲜进料混合，通过饱和液体循环物料为反应提供所需的氢气；另一部分进入热低压分离器进行气液分离，液相与冷低压分离器分离出的油品一同送至汽提塔；气相与从反应器所有床层出来的释放气及热高压汽提塔顶气混合后经热低分气空冷器冷却至xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书4650进入冷低压分离器，在冷低压分离器中进行气、油、水三相分离。冷低压分离器含硫污水与汽提塔顶回流罐中分离出的含硫污水混合后出装106、置；低分气与汽提塔顶气一同送至界区外；油相与热低压分离器液相一同送至汽提塔。（2）分馏部分热低分油及冷低分油进入汽提塔，汽提塔设有 30 层浮阀塔盘，塔底通入汽提蒸汽，塔顶油气经汽提塔顶空冷器冷却后，进入汽提塔顶回流罐进行气油水分离。闪蒸出的气体送出装置；酸性水与冷低压分离器的酸性水一同送出装置；油相经汽提塔顶回流泵升压后作为塔顶回流。汽提塔底油经精制柴油泵升压后进入精制柴油-原料油换热器、柴油产品空冷器冷却后进入精制柴油聚结器，在精制柴油聚结器内脱除产品中携带的水分后送出装置。（3）公用工程部分除氧水自装置外来，进入注水罐，经注水泵升压后一路注入到热低分气空冷器前，另一路间断注入至汽提塔顶，107、以溶解带走产生的铵盐，从而实现了防止铵盐在经过空冷器时由于结晶造成的设备和管路的堵塞。2.2.5.2 产污环节图图 2.2-1产污节点示意图产污节点示意图2.2.6“三废三废”达标排放情况达标排放情况2.2.6.1 废气xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书47本装置废气主要为柴油加氢精制过程及制氢反应过程燃料气燃烧产生的燃烧烟气、装置区的非甲烷总烃无组织排放。根据xx油田分公司监督中心环境监测站2022年12月15日对70万吨/年柴油加氢精制装置加热炉废气以及 2022 年 8 月 23 日对厂界无组织排放废气的检测结果见表2.2-4。表表2.2-108、470万吨万吨/年柴油加氢精制装置主要废气排放情况年柴油加氢精制装置主要废气排放情况排放源排放情况污染物SO2NOx烟尘加热炉排放浓度（mg/m3）3562.86执行标准10015020达标性达标达标达标检测点位单位NMHC硫化氢氨无组织废气炼厂南门（mg/m3）0.070.0010.01炼厂北门（mg/m3）0.200.0010.02炼厂东门（mg/m3）0.160.0010.02执行标准4.00.061.5达标性达标达标达标2.2.6.2 废水本装置产生的含硫污水进入酸水汽提装置去除大部分硫化物，产生的净化水回用于电脱盐装置，最终经水质调节池与含油废水一同进入炼化总厂污水处理厂及回用水处理109、站达标处理，污水处理站污水达标排放情况 2.1.2 小结。2.2.6.3 固体废物70 万吨/年柴油加氢精制装置固废产生及处置情况详见表 2.2-5。表表2.2-570万吨万吨/年柴油加氢精制装置年柴油加氢精制装置固废产生及处置固废产生及处置情况情况类别项目产生量排放量排放去向固废柴油加氢精制装置区废保护剂6.0/次0厂家回收废精制剂62.0/次0废瓷球15.0/次0制氢装置区催化剂10.0/次0厂家回收脱硫剂35.0/次0有资质单位处置转化催化剂15.0/次0厂家回收中变催化剂30.0/次0有资质单位处置吸附剂A-AS8.0/次0送炼油厂填埋场吸附剂HXSI-018.0/次0有资质单位处置吸110、附剂HXBC-15B11.0/次0有资质单位处置吸附剂HX5A-98H185.0/次0有资质单位处置吸附剂NA-CO130.0/次0有资质单位处置xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书48惰性瓷球25.0/次0有资质单位处置其它生活垃圾(t/a)2121生活垃圾填埋场2.3 现有现有 15 万吨万吨/年柴油加氢精制装置概况年柴油加氢精制装置概况2.3.1 装置概况装置概况15 万吨/年柴油加氢建于 1996 年，1999 年将原 15 万吨/年柴油加氢精制装置改造为15 万吨/年临氢降凝装置。2008 年在原 15 万吨/年临氢降凝装置改造的基础上进111、行了 16万吨/年 DSO-FCC 汽油加氢异构脱硫技术的改造，新增分馏塔、稳定塔和预处理反应器，利旧加氢反应器、循环氢压缩机等设备，并增加注氨水系统。2014 年初，16 万吨/年 DSO汽油加氢装置停用。2.3.2 主要设备主要设备主要设备清单见表 2.3-1。表表2.3-1主要设备一览表主要设备一览表序号设备名称型号数量1原料油缓冲罐D-30112低压分离罐D-30313硫化剂罐D-31414加氢精制反应器R-30115加氢脱芳反应器R-32116原料过滤器SR-301/AB17反应进料加热炉F-30118重沸炉F-30219循环氢压缩机K-301/1110循环氢压缩机K-302/211112、1循环氢压缩机缓冲器K-301/12112反应产物空冷器EC-301/1.2113稳定塔12.3.3 产品方案产品方案根据全厂总加工流程的安排，催化汽油加氢脱硫改造后主要产品是轻汽油、重汽油和凝缩油，同时产生少量的排放气。轻汽油、重汽油和凝缩油管输至罐区，排放气预先送至干气脱硫装置脱硫，然后作为燃料气分配至厂区供气管网作为燃料使用。项目产品见表 2.3-2。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书49表表 2.3-2项目产品一览表项目产品一览表汽油产量运输方式及去向104t/a轻汽油6.32管输至醚化装置重汽油9.10部分管输至醚化装置，部分至罐区凝缩113、油0.86管输至罐区排放气0.10管输至干气脱硫装置2.3.4 工艺流程及产污环节分析工艺流程及产污环节分析2.3.4.1 工艺流程简述原料汽油先经原来过滤器过滤除水，再经原料油缓冲罐 D-301、然后经过反应进料油泵 P-303/1.2 增压后送至混氢油与反应产物换热器 E-301/16。混氢油先经过 E-301/1.2脱硫、脱氧、脱芳后反应油换热，再经过 E-301/36 与原有 R-301 出口脱硫脱氧反应油换热，将其由 320降温至 200后送至 R-321，换热后混氢油送至反应进料加热炉，而后进入加氢脱硫反应器脱硫，反应油经反应产物空冷器冷却后，进入高压分离器气油水分离，分离出的高分114、气进入燃料气系统，含硫废水出装置，反应油进入低压分离器进行油、气分离，分离后的低分气进入燃料系统，生成油进入生成油与精制油换热器与汽提塔塔底油换热后，加氢脱硫反应产物分离罐底部液体在液位控制下至稳定塔进料/稳定塔底油换热器换热后进入稳定塔。稳定塔的作用是将重汽油产品中的轻烃和溶解的硫化氢分离出去。稳定塔顶部物流经稳定塔顶空冷器、稳定塔顶后冷器冷却至 40后进入稳定塔顶回流罐。罐顶酸性气体送出装置脱硫，罐底油由稳定塔顶回流泵送回稳定塔顶部作回流，水包含硫污水在液位控制下与加氢脱硫反应产物分离罐水包含硫污水合并后送出装置。在稳定塔顶管线注入缓蚀剂，最大限度减少设备腐蚀。稳定塔底物流一部分经稳定塔底115、重沸器加热后返回稳定塔，另一部分经重汽油产品泵和稳定塔进料/稳定塔底油换热器后，再经汽油产品空冷器、汽油产 品后冷器换热至 40后作为汽油产品出装置。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书50图图 2.3-1工艺流程及产污节点示意图工艺流程及产污节点示意图2.3.5 项目排污节点及排放污染物分析项目排污节点及排放污染物分析2.3.5.1 项目排污节点分析项目排污节点分析装置产污环节见表 2.3-3。表表 2.3-3项目产污节点一览表项目产污节点一览表类别编号排放工序主要污染物排放规律污染治理措施废气G1加热炉颗粒物、二氧化硫、氮氧化物连续低氮燃烧G2116、重沸炉颗粒物、二氧化硫、氮氧化物连续低氮燃烧G3设备动静密封点非甲烷总烃、连续加强设备动静密封点管控、泄漏修复、xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书51NH3、H2S配备有效的废气捕集装置废水W1高压分离器含硫废水连续含硫废水进入酸水汽提装置去除大部分硫化物，产生的净化水回用于电脱盐装置，最终经水质调节池与含油废水一同进入炼化总厂污水处理厂及回用水处理站达标处理后再次回用于厂区绿化、锅炉补水或循环水。W2汽提塔顶回流罐含硫废水连续W3反应物分离罐含硫废水连续W4稳定塔顶回流罐含硫废水连续送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。W5冲洗废水pH、CO117、D、BOD5、SS、石油类等间断送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。W6初期雨水pH、COD、BOD5、SS、石油类等间断送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。固体废物S1过滤废滤芯间断集中收集后暂存于危废暂存间，委托有资质的单位处理处置S2加氢工序废催化剂间断更换后催化剂厂家回收处置S3加氢工序废催化剂间断更换后催化剂厂家回收处置噪声N1风机等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施N2机泵等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施N3压缩机等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施N4空冷118、器等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施2.3.6“三废三废”达标排放情况达标排放情况15 万吨/年柴油加氢建于 1996 年，1999 年将原 15 万吨/年柴油加氢精制装置改造为15 万吨/年临氢降凝装置。2008 年在原 15 万吨/年临氢降凝装置改造的基础上进行了 16万吨/年 DSO-FCC 汽油加氢异构脱硫技术的改造，2014 年初，16 万吨/年 DSO 汽油加氢装置停用至今。2.3.7 污染物排放情况汇总污染物排放情况汇总将 15 万吨/年柴油加氢的污染物种类及排放量汇总如表 2.3-4。表表 2.3-415 万吨万吨/年柴油加氢污染物排放统119、计一览表年柴油加氢污染物排放统计一览表排污单元排污单元主要污染物排放量主要污染物排放量(t/a)加热炉废气颗粒物8.06SO222.18NOX9.68xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书52排污单元排污单元主要污染物排放量主要污染物排放量(t/a)重沸炉废气颗粒物5.38SO214.78NOX6.45动静密封点排放废气NMHC1.63硫化氢0.21氨0.02排污单元排污单元主要污染物排放量主要污染物排放量(t/a)工艺废水0排污单元排污单元固废名称固废名称产生量产生量(t/a)治理措施治理措施固体废物废滤芯1.5集中收集后暂存于危废暂存间，委托有资120、质的单位处理处置废催化剂60t/次更换后催化剂厂家回收处置合计70.5/2.4 现有工程存在的问题及整改措施现有工程存在的问题及整改措施2021 年 7 月由xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司炼化总厂与xxxx监测技术服务有限公司编制完成了xx油田公司炼油化工总厂突发环境事件应急预案，2021 年 7 月 31 日通过了专家技术评审，尚未向生态环境主管部门备案。本次环评要求xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司炼化总厂尽快按照专家组技术评审意见修改完善xx油田公司炼油化工总厂突发环境事件应急预案后，向生态环境主管部门备案。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造121、项目环境影响报告书533 项目概况与工程分析项目概况与工程分析3.1 项目概况项目概况项目名称：xx油田分公司炼化总厂 10 万吨年特种油品深度加氢及精馏改造项目建设规模：特种油品加工能力为 10 万吨/年建设单位：xx石油xx油田分公司炼油化工总厂年操作时数：8400 小时建设性质：技术改造建设地点：xx省xx市xx市老市区炼油化工总厂内（中心地理坐标为 E973339.46，N394953.60）劳动定员及工作制度：本装置需要操作人员为 15 人，从炼油化工总厂内部调配，实行“五班三倒运转制”，生产岗位每天操作 24 小时，三班连续生产。建设周期：计划 2023 年 5 月施工，2024 122、年 5 月开车试生产。项目投资：本项目总投资 10697 万，其中环保投资为 73 万元，占工程总投资的 0.68%。3.2 项目建设地点与规模项目建设地点与规模（1）建设地点项目位于xx油田炼油化工总厂厂区，将拟建精馏单元布置在xx炼化苯分离异构化装置北侧；拟建加氢单元布置在 15 万吨/年柴油加氢装置内，拟建预处理单元布置在 70 万吨/年柴油加氢精制装置内。（2）建设规模项目采用两段加氢工艺建设 10 万吨/年特种油生产设施，操作弹性60%110%。3.3 项目建设项目建设内容内容项目为依托厂区现有部分装置新建 1 套特种油生产装置，同时对外围配套部分（控制室、装置变电所、备品备件堆场）123、进行改造。主要建设内容为利旧 70 万吨/年柴油加氢精制装置，改造硫化氢汽提塔，新增汽提塔顶冷却器、侧线产品泵；利旧 15 万吨/年柴油加氢装置，更换加氢脱硫xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书54反应器、加氢脱芳反应器、原料油缓冲罐、低压分离器、原料过滤器等；新建精馏单元，包括 4 台白油塔、1 台加热炉及配套设施等。项目主要建设内容详见表 3.3-1，设备详见表 3.3-2。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书55表表 3.3-1项目主要建设内容一览表项目主要建设内容一览表项目工程名称主要建设内容备124、注主体工程预处理单元利旧 70 万吨/年柴油加氢精制装置，新增换热器 1 台、机泵 2 台，改造硫化氢汽提塔，新增汽提塔顶冷却器、侧线产品泵；改造加氢单元利旧 15 万吨/年柴油加氢装置，更换加氢脱硫反应器 1 台、加氢脱芳反应器 1 台、原料油缓冲罐 1 台、低压分离器 1 台、聚结器 2 台、机泵 2 台等改造精馏单元在苯分离装置建北旁预留地新建精馏单元，包括新增加热炉 1 台、塔器 4 台、容器 9 台、机泵 20 台、空冷器 5 台、换热器 10 台、鼓风机 1 台新建辅助工程办公楼依托炼油化工总厂办公楼公用工程供电依托厂区电网，70 万吨/年柴油加氢精制装置现有变配电室一座，0.4k125、V 系统采用双电源进线单母线分段运行方式，二低变配电室内设 2 台变压器；15 万吨/年柴油加氢装置现有变配电室一座，6/0.4kV 变配电室，采用双电源供电，两路 6kV 电源由 35kV 变电所 6kV 系统 I、II 段引接。依托采暖依托炼油化工总厂供热系统供气项目所用氮气由炼化总厂氮气系统供给。供水依托炼油化工总厂供水管网排水本项目运营期生产废水包括含油废水和含硫废水。含油废水收集后进入xx油田炼油化工总厂污水处理厂达标处理后，再进入厂区回用水处理系统达标处理后用于厂区绿化、循环水补水或锅炉补水。含硫废水进入酸水汽提装置去除大部分硫化物，产生的净化水回用于电脱盐装置，最终经水质调节池与126、含油废水一同进入炼化总厂污水处理厂及回用水处理站达标处理后再次回用于厂区绿化、锅炉补水或循环水。依托储运工程罐区W2-40 白油、W2-70 白油、W2-100 白油以及 W2-120 白油送至现有油品罐区依托环保工程废气处理重沸炉废气经一根 15m 高排气筒达标排放进入大气环境；导热油炉废气经一根 15m 高排气筒达标排放进入大气环境；可燃废气送全厂燃料气管网系统；新建废水处理项目运营期生产废水包括含油废水和含硫废水。含油废水收集后进入xx油田炼油化工总厂污水处理厂达标处理后，再进入厂区回用水处理系统达标处理后用于厂区绿化、循环水补水或锅炉补水。含硫废水进入酸水汽提装置去除大部分硫化物，产生127、的净化水回用于电脱盐装置，最终经水质调节池与含油废水一同进入炼化总厂污水处理厂及回用水处理站达标处理后再次回用于厂区绿化、锅炉补水或循环水。依托噪声治理选择技术水平高、低噪声，符合噪声控制要求的动设备，从源头加以控制；管道内气体的流速以控制在 30m/s以下，管道截面不易突变；对噪声大的设备采取消声措施；噪声敏感区与噪声区隔开；采取敞开式布置或分散布置等。新建xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书56项目工程名称主要建设内容备注固废处置本项目产生的固体废物主要为废滤芯、废催化剂、废保护剂、废瓷球。废滤芯、废催化剂、废保护剂均属于危险废物，及时清运至x128、x炼化总厂固废填埋场无害化处置。依托风险防范措施项目依托厂区现有“三级”防控系统进行事故收集与防范。第一级防控措施是设置装置区围堰和罐区围堤，使泄漏物料切换到处理系统，防止初期污染雨水和轻微事故泄漏造成的环境污染；围堰设置在装置单元周围，防止装置开停工、检修、生产过程中可能产生含有可燃、有毒、对环境有污染液体的漫流。第二级防控措施是设置在产生含有特征污染物或高浓度污染物废水，需要进行预处理的装置或厂区的事故缓冲池，事故状态下可以切断污染物与外部的通道，将废水导入相应的污水处理系统，将污染控制在厂区内。第三级防控措施是在总排口前和污水处理站终端的厂区内 5000m3事故池，作为事故状态下的储存与129、调控手段，当 5000m3事故池不足以接纳事故排水时，炼厂将未达标废水全部引至厂区内建设的 20 万 m3蓄水池暂存，后续处理达标后排放。依托地下水根据项目平面布置对装置区进行分区防渗，将泄漏/渗漏的污染物收集起来进行处理，可有效防治洒落地面的污染物渗入地下。一般污染防治区防渗层的防渗性能不应低于 1.5m 厚渗透系数为 1.010-7cm/s 的黏土层的防渗性能，重点污染防治区防渗层的防渗性能不应低于 6.0m 厚渗透系数 1.010-7cm/s 的黏土层的防渗性能。依托+新建xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书57表表 3.3-2项目主要项目主130、要设备设备一览一览表表序号设备名称数量规格备注一一 预处理单元预处理单元1脱硫化氢汽提塔1原位更换2汽提塔顶后冷器1BJS700-2.5-I25-6/25-2I新增3汽提塔侧线产品泵2功率 5.5kw二二 加氢加氢单元单元1电动葫芦2t 防爆新增2原料过滤器23t原位更换3低氮氧化物燃烧器(含火焰检测器及其控 制柜)低氮燃烧火嘴 2 个，低氮燃烧器控制柜 1 个，天然气防泄漏检测设施2/原位更换4加氢反应器1III 类 1600 x17100新增5加氢反应器1III 类 1800 x19000新增6原料油缓冲罐17低压分离器18原料油聚结器1h 含精密过滤器+2 个聚结式除水器，整 体撬装，自131、带 PLC 控制柜，滤芯为 304，外筒为碳钢，总量5t新增9空冷器电机2功率 22kw10循环氢压缩机2功率 220KW利旧维修11反应进料油泵2功率 132KW新增三三 精馏单元精馏单元1火炬分液罐 D-3001 主体：1Q245R 类外碳钢设备2 吨5 吨*1.4新增2W2-100 塔顶回流罐 D-22031Q245R 类外碳钢设备2 吨5 吨*1.4新增3W2-70 塔顶回流罐 D-22021Q245R 类外碳钢设备2 吨5 吨*1.4新增4W2-40 塔顶回流罐 D-22011Q245R 类外碳钢设备2 吨5 吨*1.45地下污油罐 D-30021Q245R 类外新增6燃料气分液罐1132、D-3003Q245RII 类新增7W2-120 白油塔顶回流罐1D-2204新增8W2-40 白油塔1C-2201Q245R/碳钢类外 1*22.5 米新增9W2-70 白油塔1C-2202Q245R/1.2*25.5新增10W2-100 白油塔1C-2203Q245R/1.4*23.5新增11W2-100 白油塔1C-2204Q245R/碳钢类外 1*22.2 米新增12 E-2201A/B W2-40 白油塔进出料换热器1碳钢设 备2 吨5 吨乘以 1.4新增13E-2202 W2-40 白油冷却器1碳钢设备2 吨乘 以 2.2新增14E-2203 W2-40 白油塔进出料换热器1碳钢设133、备2 吨5 吨乘以 1.4新增15E-2204 W2-70 白油冷却器1碳钢设备2 吨 5 吨乘以 1.4新增16E-2205 W2-70 白油塔底再沸器1碳钢设备2 吨5 吨乘以 1.4新增17E-2206 W2-70 白油冷却器1碳钢设备2 吨 5 吨乘以 1.4新增18E-2207 W2-100 白油塔底再沸器1碳钢新增19E-2218A/B W2-120 白油塔进出料换热器1碳钢设备2 吨5 吨乘以 1.4新增xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书5820E-2209 W2-120 白油冷却器碳钢11碳钢设备2 吨乘 以 2.2新增21E-2134、210 W2-120 白油塔底再沸器1碳钢新增22A-2204 空冷器2/新增23A-2204 空冷器 工频电机2YBX3-200L-4W V6 30kw新增24导 热 油 炉1600 千瓦 1 台，炉体重量 18t，炉管 材质：304，配套空气预热器膨胀槽 D-3004储油槽 D-3005导热油循环泵 P-3002A/B注油泵 P-3003鼓风机 B-3001新增25机泵203.4 项目平面布置及占地项目平面布置及占地本项目建设场地位于xx油田炼化总厂厂区东北侧，平面布置是根据厂区地形、厂区周围环境和处理工艺以及原、辅材料、产品进出位置等条件，将全厂的管理及处理建、构筑物合理、有机的联系起来135、，在保证装置布局合理、生产管理方便、联接管线简洁的基本原则下，综合考虑将建、构筑物分区、分类，在空间和外立面设计上协调统一，做到美观、实用、经济。（1）总平面布置简述本项目共分为预处理单元、加氢单元、精馏单元。预处理单元位于 70 万吨/年柴油加氢精制装置内改造。加氢单元位于 15 万吨/年柴油加氢装置内原位更换一台反应器和构架。拟建精馏单元位于炼油厂苯分离-异构化装置北侧，火灾危险性为甲类。拟建装置呈东西向布置，占地面积：东西南北=69m28m=1932m2。拟建精馏单元北侧为库房和招待所（已停用），南侧为苯分离-异构化装置，西侧为 5000m3渣油罐，东侧为 400m3氮气罐。项目位置、周136、边生产装置及平面布置示意图详见图 3.3-1 至图 3.3-3。（2）地下水防渗方案项目根据装置区平面布置对装置区进行分区防渗，将泄漏/渗漏的污染物收集起来进行处理，可有效防治洒落地面的污染物渗入地下。一般污染防治区防渗层的防渗性能不应低于 1.5m 厚渗透系数为 1.010-7cm/s 的黏土层的防渗性能，重点污染防治区防渗层的防渗性能不应低于 6.0m 厚渗透系数 1.010-7cm/s 的黏土层的防渗性能。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书593.5 项目原辅材料及产品性质项目原辅材料及产品性质（1）原料来源本项目原辅材料用量及储存情况见表137、 3.5-1，原辅料的技术指标表 3.5-2、表3.5-3、表 3.5-4。表表 3.5-1原辅料消耗一览表原辅料消耗一览表序号原料名称用量（104t/a）原料来源运输方式备注技改前技改后一、预处理单元1柴油7065罐区；常减压装置常二、常三、减一线管输2航煤05航煤加氢原料线管输二、加氢和精馏单元1基础油010.08/2新氢00.018/表表 3.5-270 万吨万吨/年柴油加氢精制装置原料组成年柴油加氢精制装置原料组成原料柴油航煤密度（20C），kg/m3821.9778.3馏程（D-86），CIBP186.51495%210.010%222.516430%249.0175.550%268138、.5183.570%287.019390%314.520995%325.5终馏点/222.5表表 3.5-3 基础油组成基础油组成外观 N，ppm S，ppm Cl，ppm 烷基萘，%烷基苯，%密度，g/ml 氧含量，%无色0.545.0600.319.80.78413.2表表 3.5-4新氢性质表新氢性质表组分V%H299CO100ppmCO2100ppmH2S0.1ppm（2）辅助材料供应装置辅助材料主要有催化剂、保护剂、瓷球等。主要辅助材料见表 3.5-5。表表 3.5-5项目原辅料消耗一览表项目原辅料消耗一览表序号原料名称年用量，t一次装入量，t使用寿命来源备注1保护剂/32 年外购x139、x油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书602加氢脱硫催化剂MHDS-8A/122 年外购3加氢脱氧催化剂MHDS-8B/122 年外购4加氢脱芳催化剂 MH-6B/31.252 年外购5瓷球/152 年外购（3）燃料来源装置所用燃料来自燃料气管网提供的燃料气。其数量及来源见表 3.5-6。其组分见表 3.5-7。表表 3.5-6装置燃料装置燃料需求需求数量及来源数量及来源序号设备位号设备名称设计热负荷 MW燃料气用量 kg/h燃料气来源备注1F-301反应进料加热炉1.86172利旧 15 万 t/a 柴油加氢装置加热炉2F-302汽提塔底重沸炉1.7140、5155利旧 15 万 t/a 柴油加氢装置重沸炉3F-3001导热油炉6490新建表表 3.5-7燃料燃料气组成一览表气组成一览表项目单位含量总硫含量mg/m32.66氢气%(V)28氧气%(V)0.24氮气%(V)6.05甲烷%(V)23.5一氧化碳%(V)0.3二氧化碳%(V)0.37乙烷%(V)11.29乙烯%(V)7.29丙烷%(V)3.5丙烯%(V)0.58异丁烷%(V)6.96正丁烷%(V)1.37丙二烯%(V)0反丁烯%(V)0正丁烯%(V)0.05异丁烯%(V)0.05顺丁烯%(V)0.07异戊烷%(V)0正戊烷%(V)0C3 以上%(V)10.38燃料气低位热值MJ/kg4141、7.54（4）产品及辅助产品装置主要产品为高端 W2 型轻质白油（NB/SH/T0913-2015），牌号分别为W2-40、W2-70、W2-100、W2-120 轻质白油，同时副产切割后工业白油组分xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书61（NBSHT0006-2017），产品指标见表 3.5-8表 3.5-9。表表3.5-8轻质白油产品指标轻质白油产品指标一览表一览表项目产品指标W2-40W2-70W2-100W2-120馏程初馏点/155195230260终馏点/200235270300闪点(闭口）/4080100120运动黏度(40）/mm2142、/s-1.31.72.12.72.74.3芳烃含量(质量分数）/%0.010.010.050.05正构烷烃(质量分数）/%2020铜片腐蚀(100,3h）11灰分，%0.020.02倾点/-18-15-3颜色(赛波特颜色号）/号+30+30+30+30硫含量/(mg/kg）1111表表3.5-9切割后工业白油组分指标切割后工业白油组分指标一览表一览表组成工业白油密度(20C），kg/m3842.2馏程(D-86），CIBP2935%297组成工业白油10%30030%30650%31170%31990%34495%353终馏点/3.6 公用工程及依托可行性分析公用工程及依托可行性分析（1）给水143、1）循环冷却给水系统(CWS)主要用于装置内各类新增设备的冷却用水。水温:28 水压:0.45MPa。2）循环冷却回水系统(CWR)接收循环冷水经冷却设备冷却换热后的压力回水，可利用余压上冷却塔冷却。水温：38水压：0.25MPa。3）消防给水系统(FW)现有稳高压消防给水系统，系统管网压力不小于 0.8MPa（G），消防水系xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书62统界区供水压力 0.801.10MPa(G)，主要供给装置区生产区等火灾时消防用水。消防水水质同新鲜水，消防水系统环状布置。（2）排水排水系统划分为生产污水系统、雨水系统及事故水系统。初144、期雨水及事故水进入生产污水管网，经厂内污水处理厂处理合格后排放，含油废水经含油废水管网预处理后排至污水处理厂处理。该装置的含硫废水可就近排入炼油厂现有酸性水汽提装置进行处理，净化水进入电脱盐装置回用一次后排至污水处理厂进行处理。生产污水排水系统含硫废水：含硫废水经工艺管道压力送至含硫废水汽提装置处理，净化水进入电脱盐装置回用一次后排至污水处理厂进行处理。技改项目实施后装置含硫废水产生量较小，系统管网、酸性水汽提装置和污水处理厂均有能力接收处理。含油废水：装置内的含油废水由管道经水封井水封后，就近排入装置周围的含油废水系统管道。技改项目实施后含油废水增加量较小，炼厂目前污水处理厂处理能力为 35145、0m3/h，富裕量为 124.21m3/h，完全有能力接收处理。雨水排水系统厂区各装置内设置设备小围堰，周围设置大围堰。雨水按竖向坡度经排水沟收集，通过管道排放到装置外，在装置外设置切换阀门，清净雨水排放至装置北侧已有的雨水明沟，初期雨水排放至含油废水系统。事故水系统当发生较小事故时，事故排水（主要指物料泄漏、消防喷淋水、设备的冷却水及污染雨水）主要通过装置区的围堰收集后，通过阀门切换排入含油废水管网，送至xx油田炼化总厂污水处理厂处理。当发生大事故时，装置内大围堰收集的污染消防水和事故泄漏物料等，通过雨水系统排入公司应急事故调节池储存，再分批次送入污水处理厂处理。（3）供电70 万吨/年柴油146、加氢精制装置现有变配电室一座，0.4kV 系统采用双电源进线单母线分段运行方式，二低变配电室内设 2 台变压器，有一定的预留容量，可为新增负荷提供电源。15 万吨/年柴油加氢装置现有变配电室一座，6/0.4kV 变配电室，采用双电源xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书63供电，两路 6kV 电源由 35kV 变电所 6kV 系统 I、II 段引接，满足双重电源要求。该配电室为高低压xx配电室，设置 6kV，0.4kV 配电系统。0.4kV 系统采用双电源进线单母线分段运行方式，变配电室内设 2 台变压器，有一定的预留容量，可为新增负荷提供电源。3.147、2 工程分析工程分析3.2.1 工艺工艺技术原理技术原理本项目采用山西煤化所开发的两段加氢工艺用于处理抽余油、煤焦油轻组分、萘、油田轻烃和煤焦油裂化尾油等原料。第一段反应器采用反应吸附脱硫催化剂，在 250400，压力 35MPa，体积空速为 0.51.5h-1 的条件下进行加氢精制除去硫氮等杂质，吸附脱硫催化剂具有深度脱硫性能好的特点，产品硫含量可降低到 0.1ppm 以下，优于硫化态催化剂 0.5ppm 的极限；第二段反应器采用高 Ni 芳烃加氢催化剂，在 200250，压力 35MPa，体积空速为 0.51.0h-1 的条件下进行加氢脱芳。柴油全馏分加氢后芳烃含量可降低到 0.04%以下148、，经精馏后可满足 W2 型系列产品。预处理单元：采用 MHDS-8A 加氢吸附脱硫催化剂，脱除微量有机硫化物，保护后续二段加氢脱芳烃和烯烃催化剂。脱硫机理如下图所示：图图 3.2-1脱硫机理脱硫机理XO 为复合氧化物吸附剂，XS 为硫化物。由机理图可以看出 MHDS-8A 催化剂将有机硫化物转化成 H2S，生成的 H2S 再与催化剂中的吸附剂反应生成硫xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书64化物 XS。MHDS-8A 型催化剂不仅是一个脱硫剂，还起着吸附剂的作用，因而能达到超深度脱硫的效果。苯加氢原理如下：在苯加氢反应器中可能发生如下主要反应：1、149、苯加氢反应2、单烯烃加氢反应3、加氢裂解反应该技术的优点是原料适应性强，不同烯烃、芳烃和硫含量的原料都适用。催化剂活性高、寿命长，经过加氢处理后，产品中硫含量0.05ppm，溴价0.02，芳烃0.01%，产品各项指标均远远低于工业要求。并且两段采用的都是镍催化剂，价格便宜。加氢单元：二段萘加氢采用 MH-6B 镍催化剂，深度脱除芳烃、烯烃，该催化剂针对柴油中多环芳烃和多烷基芳烃等较难脱除的物质深度加氢而设计，其活性比 MH-6A 更高。对芳烃加氢饱和反应，目前的研究普遍认为芳烃分子在催化剂表面发生多位吸附，形成中间过渡态然后发生加氢反应，高镍催化剂具有更多的活性位点，芳烃加氢活性和耐硫性能更好150、，提高负载量有助于柴油馏分深度脱芳。3.2.2 工艺流程简述工艺流程简述（1）预处理单元反应部分原料油自装置外来进入原料油过滤器（01-SR-101）过滤杂质后进入原料油聚结器（01-V-111）脱除原料中所含水分，之后进入原料油缓冲罐（01-V-101），经反应进料泵（01-P-101）升压后，进入原料油换热器（01-E-103），而后在流量控制下，与少量补充氢混合作为混合进料。混合进料进入反应进料加热炉加热至所需温度，加热后的进料再与一定量的xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书65反应循环产物及一定量的补充新氢混合后进入加氢精制反应器第一催化剂151、床层，在催化剂作用下进行脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和等反应。该反应器设置三个催化剂床层，床层间均需注入新氢，使原料油含氢量再饱和。自第一反应器出来的反应产物与少量氢气混合后进入第二反应器第一催化剂床层，在催化剂作用下进一步完成加氢精制反应。该反应器设置二个催化剂床层，床层间同样需注入新氢，使原料油含氢量再饱和。从加氢精制第二反应器出来的反应产物自压进入热高压汽提塔，塔内设有散堆填料，在汽提塔底通入氢气，以除去反应产物中的硫化氢、氨等杂质，塔底液相进入反应产物泵。来自热高压汽提塔的反应产物，一部分经反应产物循环泵升压后在流量控制下与加热后的新鲜进料混合，通过饱和液体循环物料为反应提供所需的氢气152、；另一部分进入热低压分离器进行气液分离，液相与冷低压分离器分离出的油品一同送至汽提塔；气相与从反应器所有床层出来的释放气及热高压汽提塔顶气混合后经热低分气空冷器冷却至 50进入冷低压分离器，在冷低压分离器中进行气、油、水三相分离。冷低压分离器含硫废水与汽提塔顶回流罐中分离出的含硫废水混合后出装置；低分气与汽提塔顶气一同送至界区外；低分油送至脱硫化氢汽提塔。分馏部分低分油入脱硫化氢汽提塔，脱硫化氢汽提塔设有 30 层浮阀塔盘，塔底通入汽提蒸汽，塔顶油气经汽提塔顶空冷器冷却后，进入汽提塔顶回流罐进行气油水分离。闪蒸出的气体送出装置；含硫废水与冷低压分离器的含硫废水一同送出装置；油相经汽提塔顶回流泵153、升压后作为塔顶回流。汽提塔底油经精制柴油泵升压后进入精制柴油-原料油换热器、柴油产品空冷器冷却后进入精制柴油聚结器，在精制柴油聚结器内脱除产品中携带的水分后送出装置，脱硫脱氢汽提塔13、14 层产出的基础白油通过汽提塔侧产品泵出装置。（2）加氢单元预处理单元来的 182基础白油先经全自动聚结式除水器(SR-301A/B)过滤除水，再经原料油缓冲罐 D-301(原位更换)、然后经过反应进料油泵 P-303/1.2(原位更换)增压后送至混氢油与反应产物换热器 E-301/16。混氢油先经过 E-301/1.2与新增 R-321 出口脱硫、脱氧、脱芳后反应油换热至 160，再经过 E-301/36与154、原有 R-301 出口脱硫脱氧反应油换热，将其由 320降温至 200后送至xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书66R-321，换热后混氢油送至反应进料加热炉 F-301，而后进入加氢脱硫反应器脱硫、脱氧，再进入加氢脱芳反应器进行脱芳，脱芳后的反应油经反应产物空冷器冷却后，进入高压分离器气油水分离，分离出的高分气进入燃料气系统，含硫废水出装置，反应油进入低压分离器进行油、气分离，分立后的低分气进入燃料系统，生成油进入生成油与精制油换热器与汽提塔塔底油换热后，进入汽提塔18 层，塔底油进入精制油空冷器降温后，进入精馏单元；汽提塔顶物质经气体塔顶回流罐155、进行油、气、水分离后，油相回流至汽提塔，干气与含油废水出装置。（3）精馏单元精馏单元内设施均为新增，用于分离 W2 型轻质白油，工艺流程如下：自15万吨/年柴油加氢装置来加氢基础油经过W2-40白油塔进出料换热器升温至 185后送至 W2-40 白油塔，通过精馏方式自顶部分离出 W2-40 轻质白油，其经过 W2-40 白油塔顶空冷器冷凝至 45、W2-40 白油塔顶回流罐缓冲、W2-40白油塔顶循环泵增压后部分回流、部分经 W2-40 白油冷却器冷却至 40后送出装置。塔底基础油组分经 W2-40 白油塔底泵增压后送至通过精馏方式自顶部分离出 W2-70 轻质白油，其经过 W2-70 白油塔156、顶空冷器冷凝至 45、W2-70 白油塔顶回流罐缓冲、W2-70 白油塔顶循环泵增压后部分回流、部分经 W2-70 白油冷却器冷却至 40后送出装置。塔底基础油组分经 W2-70 白油塔底泵增压后送至 W2-100 白油塔塔 C-2203。C-2203 通过精馏方式分离出 W2-100 轻质白油，其通过 W2-100 白油塔顶空冷器冷凝至 45、W2-100 白油塔顶回流罐 D-2203 缓冲、W2-100 白油塔顶循环泵增压后部分回流、部分经 W2-100 白油冷却器冷却至 40后送出装置。塔底基础油组分经 W2-100 白油塔底泵增压后送至 W2-120 白油塔 C-2204。C-2204157、 通过精馏方式分离出 W2-120 轻质白油和工业白油组分。W2-120 轻质白油经过 W2-120 白油塔顶空冷器冷凝至 45、W2-120 白油塔顶回流罐缓冲、W2-120白油塔顶循环泵增压后部分回流、部分经W2-120白油冷却器冷却至40后送出装置。塔底工业白油组分经 W2-120 白油塔底泵增压、W2-40 白油塔进出料换热器和柴油空冷器降温至 50后送出装置。C-22012204 塔底热源由导热油炉提供。3.2.3 改造内容改造内容（1）预处理单元xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书67本项目预处理单元在 70 万吨/年柴油加氢精制装置内158、完成，不改变原有工艺流程，仅进行适应性改造。本项目从脱硫化氢汽提塔 C-201 侧线抽出 10 万吨/年基础油原料，主要改造内容如下：1）柴油加氢装置柴油加工量调整为 65 万吨/年，将 5 万吨/年航煤作为掺炼油送入柴油加氢装置，柴油加氢装置总加工规模达到 70 万吨/年。2）对柴油加氢装置脱硫化氢汽提塔进行适应性改造：将柴油进料口由 3 层塔盘调整至 9 层塔盘进料，增加精馏段；在第 12 和 14 层塔盘处新增集油槽和侧线采出口。3）脱硫化氢汽提塔顶空冷器后新增汽提塔顶后冷器。（2）加氢单元本项目为 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造，利旧原有 15 万吨/年柴油加氢装置。加氢脱硫159、反应器（R-301）、加氢脱芳反应器（R-321）、原料油缓冲罐（D-301）、低压分离器（D-303）、原料过滤器（SR-301A/B）由于上述原因无法继续使用，本次改造将这些设备原位更换，其中原料过滤器（SR-301A/B）改为全自动聚结式除水器（操作温度 182）。硫化剂罐（D-314）无法继续使用，本项目利旧目前柴油改质装置硫化剂罐。循环氢压缩机 K-301/1.2 整体维修；反应进料油泵 P-303/1.2 需要由冷油泵更换为热油泵。该单元充分利旧 15 万吨/年柴油加氢装置内设备，不改变原有工艺流程，通过更换加氢脱硫反应器 R-301、加氢脱芳反应器 R-321 及催化剂，对基础油160、原料进行加氢脱硫、脱氧、脱芳烃精制，加氢基础油送至精馏单元 W2-40 白油塔进出料换热器 E-2201A/B，主流程调整如下：1）预加氢单元来的 182基础白油先经全自动聚结式除水器（SR-301A/B）过滤除水，再经原料油缓冲罐 D-301（原位更换）、然后经过反应进料油泵P-303/1.2（原位更换）增压后送至混氢油与反应产物换热器 E-301/16。2）调整混氢油与反应产物换热器 E-301/16 流程。混氢油先经过 E-301/1.2与新增 R-321 出口脱硫、脱氧、脱芳后反应油换热至 160，再经过 E-301/36与原有 R-301 出口脱硫脱氧反应油换热，将其由 320降温至161、 200后送至xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书68R-321，换热后混氢油送至反应进料加热炉 F-301。3）新增 70 万吨/年柴油加氢精制装置来新增管线（新氢流量 250Nm3/h），解决目前 15 万吨/年柴油加氢装置内新氢压力不足的问题。4）在反应进料油泵 P-303/1.2 出口原料油管线、循环氢压缩机 K-301/1.2 进出口氢气管道、新氢管道、高压分离器 D-302 顶氢气管道、反应进料加热炉 F-301燃料气和长明灯管道上设置紧急切断阀，完善 15 万吨/年柴油加氢装置 SIS 系统。（3）精馏单元精馏单元内设施均为新增，用于162、分离W2型轻质白油。10 万吨年特种油品深度加氢及精馏装置具体工艺流程见图 3.2-2。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书69图图 3.2-2装置工艺流程及排污节点示意图装置工艺流程及排污节点示意图3.2.4 生产平衡分析生产平衡分析（1）项目物料平衡）项目物料平衡项目物料平衡详见图 3.2-3 及表 3.2-2。表表 3.2-2装置物料平衡一览表装置物料平衡一览表单位：单位：t/a投入产出物料名称kg/h104t/a物料名称kg/h104t/a柴油7742065.03粗汽油17811.50 xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢163、及精馏改造项目环境影响报告书70航煤60005.04工业白油35923.02新氢3910.33W2-40 白油14771.24汽提蒸汽13871.17W2-70 白油11010.92注水60295.06W2-100 白油39273.30/W2-120 白油17051.43/精制柴油7000658.81/干气900.08/高分气300.03/低分气440.04/损失（含固废中携带量）27.890.02/废气0.110.00/含硫废水74166.23/含油废水300.03合计9122776.63合计9122776.63图图 3.2-3项目物料平衡图项目物料平衡图单位：单位：t/a（2）项目水平衡）164、项目水平衡项目水平衡详见表 3.2-3 及图 3.2-4。表表 3.2-3水平衡一览表水平衡一览表进水出水/kg/ht/a/kg/ht/a1、除氧水602950643.61、含硫废水741662294.4xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书712、蒸汽138711650.82、含油废水302523、循环冷却水1750001470000.03、冲洗废水166.61399.444、新鲜水208.31749.74、循环冷却水17500014700005、循环冷却水补水175014700.05、损失1761.714798.28合计184374.315487165、44.1合计184374.31548744.1图图 3.2-4项目水平衡示意图项目水平衡示意图（3）燃料气平衡燃料气平衡表表 4.3-2本项目投用前后全厂燃料气平衡表本项目投用前后全厂燃料气平衡表(单位：万吨单位：万吨/年年)序号装置名称现状流程项目投用后流程燃料气产出燃料气消耗燃料气产出燃料气消耗1250 万吨/年常减压蒸馏装置0.440.810.440.81280 万吨/年重油催化裂化装置3.6103.610345 万吨/年催化重整2.692.742.72.74450 万吨/年柴油改质装置0.510.260.510.26540 万吨/年催化汽油加氢脱硫装置0.670.480.670.486166、25 万吨/年航煤加氢装置0.20.160.150.14750 万吨/年延迟焦化装置1.171.051.171.05870 万吨/年柴油加氢精制0.510.160.510.16920000Nm3/h 制氢装置0.223.310.313.41108 万吨/年异构化装置0.110.060.110.06111.5 万吨/年分子筛脱蜡装置00.2700.2712酸性水汽提及硫磺回收装置00.0500.051310 万吨/年特种油品深度加氢及精馏装置000.10.38614燃料气外销0.780.464合计10.1310.1310.2810.28（4）项目硫平衡项目硫平衡根据可研资料。原料柴油及航油中硫含167、量 486.44t/a；装置产生含硫废水为 7.416m3/h，则含硫废水排放量为 62294.4t/a。含硫废xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书72水硫含量为 7700mg/L，则含硫废水含硫量为 479.67t/a。装置产生含油废水为 0.03m3/h，则含硫废水排放量为 252t/a。含硫废水硫含量为 10mg/L，则含油废水含硫量为 0.0025t/a。干气和高、低分气中硫含量都为 20g/g，则干气含硫量为 0.015t/a、高分气含硫量为 0.005t/a，低分气含硫量为 0.0074t/a。装置产生的副产品精制柴油含硫量10ppm，168、本次以 10ppm 计算，则副产品精制柴油中含硫量为 5.88t/a装置产生的副产品粗汽油含硫量50ppm，本次以 50ppm 计算，则副产品粗汽油中含硫量为 0.75t/a。本项目主要产品 W2 系列白油中含硫量均小于 1ppm，本次以 1ppm 计算，则 W2 系列白油中含硫量为 0.099t/a。根据工程分析废气中硫含量为 0.013t/a。装置硫平衡分析见图 3.2-5 及表 3.2-4。表表 3.2-4项目硫平衡一览表项目硫平衡一览表单位（单位（t/a）入方出方1、原料油含硫486.441、精制柴油5.88/2、粗汽油含硫0.75/3、干气含硫0.015/4、高分气含硫0.005/5169、低分气含硫0.0074/6、含硫废水含硫479.67/7、含油废水含硫0.0025/8、W2 系列白油含硫0.099/9、废气中含硫0.013合计486.44合计486.44xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书73图图 3.2-5项目硫平衡示意图项目硫平衡示意图单位（单位（t/a）（5）氢平衡）氢平衡装置建成投运后，全厂氢气平衡发生变化，高压氢消耗增加，重整氢消耗降低，因此，项目实施后启用炼厂气提氢装置，一方面可以回收利用耗氢装置含氢气体及重整氢中的氢气，另一方面有利于降低制氢装置负荷。装置后建成后，全厂新增纯氢氢耗 2.75 万吨/年，其中制氢170、装置提供 0.77 万吨/年，炼厂气提氢装置提供 1.98 万吨/年。制氢装置富余产氢能力为 12250Nm3/h，0.96 万吨/年，因此能够满足本项目需求。项目改造前后全厂氢平衡统计详见表 4.2-7。表表 4.3-3本项目投用前后全厂氢气平衡表本项目投用前后全厂氢气平衡表(单位：万吨单位：万吨/年年)产氢装置名称产量，(纯氢)耗氢装置名称耗氢量，(纯氢)现状项目投用后现状流程项目投用后45 万吨/年催化重整装 置1.15001.150070 万吨/年柴油加氢精制0.37150.401920000Nm3/h 制氢装置0.55500.555450 万吨/年柴油改质装置0.51000.5100171、低压瓦斯脱硫脱氢装置0.15790.157925 万吨/年航煤加氢装置0.20000.150040 万吨/年催化汽油加氢 脱硫装置0.65390.6539重整预加氢0.09250.0925聚丙烯装置0.00300.0030硫磺回收尾气加氢0.00200.00208 万吨/年异构化装置0.03000.030010 万吨/年特种油品深度 加氢及精馏装置0.00000.0200合计：1.86291.86331.86291.8633xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书743.2.5 项目排污节点及排放污染物分析项目排污节点及排放污染物分析3.2.5.1 项172、目排污节点分析项目排污节点分析装置产污环节见表 3.2-6。表表 3.2-6项目产污节点一览表项目产污节点一览表类别编号排放工序主要污染物排放规律污染治理措施废气G1预处理单元设备动静密封点非甲烷总烃、NH3、H2S连续加强设备动静密封点管控、泄漏修复、配备有效的废气捕集装置G2加氢单元加热炉颗粒物、二氧化硫、氮氧化物连续低氮燃烧G3加氢单元重沸炉颗粒物、二氧化硫、氮氧化物连续低氮燃烧G4加氢单元设备动静密封点非甲烷总烃、NH3、H2S连续加强设备动静密封点管控、泄漏修复、配备有效的废气捕集装置G5精馏单元导热油炉颗粒物、二氧化硫、氮氧化物连续低氮燃烧G6精馏单元设备动静密封点非甲烷总烃、NH173、3、H2S连续加强设备动静密封点管控、泄漏修复、配备有效的废气捕集装置废水W1-1脱硫化氢汽提塔顶回流罐含硫废水连续含硫废水进入酸水汽提装置去除大部分硫化物，产生的净化水回用于电脱盐装置，最终经水质调节池与含油废水一同进入炼化总厂污水处理厂及回用水处理站达标处理后再次回用于厂区绿化、锅炉补水或循环水。W1-2高压分离器含硫废水连续W1-3汽提塔顶回流罐含硫废水连续W2-1W2-40 白油塔顶回流罐含油废水连续送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。W2-2W2-70 白油塔顶回流罐含油废水连续送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。W2-3W2-100 白油塔顶回流罐含油废水连续送至炼化总厂污174、水处理装置处理后达标排放。W2-4W2-120 白油塔顶回流罐含油废水连续送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。W3冲洗废水pH、COD、BOD5、SS、石油类等间断送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。W4初期雨水pH、COD、BOD5、SS、石油类等间断送至炼化总厂污水处理装置处理后达标排放。固体废物S1过滤废滤芯间断集中收集后暂存于危废暂存间，委托有资质的单位处理处置S2-1加氢脱硫废 MHDS-8A 催化剂间断更换后催化剂厂家回收处置S2-2加氢脱氧废MHDS-8B 催化剂间断更换后催化剂厂家回收处置S2-3加氢脱芳废 MH-6B 催化剂间断更换后催化剂厂家回收处置S2-4加氢工序175、废保护剂间断更换后催化剂厂家回收处置S2-5加氢工序废瓷球间断委外妥善处置噪声N1风机等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书75N2机泵等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施N3压缩机等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施N4空冷器等效连续声级连续/间断选用低噪声设备，并采用减震、消声和隔声等综合降噪措施3.2.5.2 项目排放污染物分析项目排放污染物分析（1）装置加热炉废气排放情况装置工艺污染源强核算采用176、污染源源强核算技术指南 石油炼制工业（HJ982-2018）表 1 中规定的物料衡算法计算。烟气量a）工艺加热炉以气体为燃料，排放烟气量釆用下式计算。式中：V标准状态下，燃料燃烧产生的湿烟气量，m3/h；B燃料消耗量，m3/h；燃烧烟气中的过剩氧含量，取值 10%，数据来源于 2022 年 12 月 5 日炼化总厂各加热炉氧含量最大监测值；Qd燃料低位发热量，取设计值 34894.36kJ/m3。表表 3.2-7加热炉烟气量核算结果一览表加热炉烟气量核算结果一览表序号设备位号设备名称V（m3/h）B（m3/h）（%）QdkJ/m31F-301反应进料加热炉3264.91234.33634894177、.362F-302汽提塔底重沸炉2942.21211.17634894.363F-3001导热油炉9301.19667.57634894.36二氧化硫产生量二氧化硫的产生量釆用下式计算。式中：xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书76D核算时段内二氧化硫的产生量，t；B核算时段内燃料的消耗量，t；Ws燃料中的硫含量，0.00036（燃料气中总硫含量为 2.66mg/m3）。表表 3.2-7装置加热炉二氧化硫产生量核算结果一览表装置加热炉二氧化硫产生量核算结果一览表序号设备位号设备名称D（t/a）B（t/a）Ws（%）1F-301反应进料加热炉0.08178、109.200.000362F-302汽提塔底重沸炉0.48663.600.000363F-3001导热油炉1.522116.800.00036氮氧化物和颗粒物氮氧化物和颗粒物采用污染源源强核算技术指南 石油炼制工业（HJ982-2018）表 1 中规定的产污系数法进行核算。表表 3.2-8装置装置加热炉加热炉废气废气 NOx 和颗粒物产生量核算结果一览表和颗粒物产生量核算结果一览表序号设备位号设备名称污染物产污系数消耗量(万 Nm3燃料)产生量（t/a）1F-301反应进料加热炉NOx13.00kg/万 Nm3燃料14.880.19颗粒物1.24kg/万 Nm3燃料0.02NMHC1.38k179、g/万 Nm3燃料0.022F-302汽提塔底重沸炉NOx13.00kg/万 Nm3燃料90.411.18颗粒物1.24kg/万 Nm3燃料0.11NMHC1.38kg/万 Nm3燃料0.123F-3001导热油炉NOx13.00kg/万 Nm3燃料288.393.75颗粒物1.24kg/万 Nm3燃料0.36NMHC1.38kg/万 Nm3燃料0.40（2）装置生产区 NMHC 无组织排放根据石化企业挥发性有机物（VOCs）排放量估算方法技术指南，设备动静密封点 VOCs 排放量估算方法有具体设备相关性方程法、EPA 相关性法、筛选范围法以及平均排放系数法。本项目装置根据 石化企业挥发性有机180、物（VOCs）排放量估算方法技术指南中的 EPA 相关性法计算装置生产设备动静密封点泄xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书77漏排放量。EPA 相关性法将设备泄漏速率作为该设备筛选值的函数来估算。对于筛选值低于检出限或超出检测范围的设备，按照零值泄漏速率或定值泄漏速率进行估算。该方法的计算公式如下所示：CCFTOCNFENFE00式中：ETOC-一类设备的TOC排放速率，千克/小时；F0-筛选值低于检出限的排放源的排放系数，千克/（小时源）；N0-筛选值低于检出限的设备个数（按选定设备类型）；EF-一类设备中某个设备筛选值在检测范围内的TOC排放速181、率（所有检测范围内设备需按照相关式分别计算，再求和），千克/小时；FC-筛选值超出检测范围时排放源的排放系数（当检测范围分别为10000ppmv、100000ppmv时，选择对应的定值泄漏系数），千克/（小时源）；NC-筛选值超出检测范围的设备个数（按选定设备类型）。炼油厂密封点无组织泄漏速率详见表 3.2-9。表表 3.2-9炼油厂密封点无组织泄漏速率炼油厂密封点无组织泄漏速率a（千克（千克/（小时（小时源）源）设备类型设备类型/接触接触介质介质零值泄漏速率零值泄漏速率b定值泄漏速率定值泄漏速率相关方程相关方程d,e（千克（千克/小时小时/排放源）排放源）10000ppmvc100000pp182、mv阀门/所有7.8E-060.0640.1402.29E-06SV0.746泵密封/所有2.4E-050.0740.1605.03E-05SV0.610连接件/所有7.5E-060.0280.0301.53E-05SV0.735法兰/所有3.1E-060.0850.0844.61E-06SV0.703开口管线/所有2.0E-070.0300.0792.20E-06SV0.704其他f4.0E-060.0730.0111.36E-05SV0.589注：a：此表数据为总有机物的排放速率（包括非挥发性有机物如甲烷和乙烷）；b 基于美国 1993 年的炼油厂和销售终端的数据建立的（不包括油气生产设施183、）；c10000ppmv 对应的定值泄漏速率只能在测量没用稀释取样器或以前收集的数据中包含“限制”在10000ppmv 的情况；dSV：筛选值，ppmv；e 本表中相关式计算结果为总有机物（TOC）泄漏速率（包括非挥发性有机物）；f“其它”类设备可应用于除了连接器、法兰、开口管线、泵和阀门以外的任何设备。根据xx石化集团公司 2012 年 5 月开始执行的石化装置挥发性有机化合物泄漏检测规范（Q/SH 0546-2012），给出泄漏定义浓度的含义，指在泄漏排放源表面测得的挥发性有机物浓度值，超过该值则表示存在泄漏，且需采取措施进行控制，它是一个基于经参考化合物校准的仪器的测定读数，本标准规定 184、SV值为 500mol/mol。结合现有柴油加氢装置 LDAR 泄漏检测与修复报告结果，取xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书78泄漏定义浓度值（500mol/mol）的 2.4%作为装置各动静密封点挥发性有机物排放速率，即 12mol/mol。同时，由于一个密封点上存在多个泄漏点，取各密封点的 3 倍值作为泄漏点个数。各类型密封点的排放速率按照表 3.3-6 中的相关方程计算。装置设备动静密封点及 NMHC 排放量核算情况见表 3.3-6。经核算，经核算，本项目设备动静密封点 NMHC 排放量为 1.3 吨/年（0.16 千克/小时）。表表 3.185、2-10装置装置 NMHC 核算情况核算情况一览一览表表系统设备类型介质石油炼制排放系数（kg/h/排放源）装置密封点数（个）装置泄漏点数排放量kg/ht/a预处理单元连接件所有0.00009516480.00460.0383开口阀或开口管线所有0.00001265130.00000.0003阀门所有0.00001462481440.00210.0177泵所有0.00022902260.00140.0115法兰所有0.000026451103300.00870.0733其他所有0.000058776180.00110.0089小计5490.01790.1501加氢单元连接件所有0.000095186、23690.00660.0551开口阀或开口管线所有0.00001265130.00000.0003阀门所有0.00001462651950.00290.0239泵所有0.000229028240.00550.0462法兰所有0.000026451524560.01210.1013其他所有0.000058779270.00160.0133小计7740.02860.2401精馏单元连接件所有0.000095411230.01170.0982开口阀或开口管线所有0.00001265130.00000.0003阀门所有0.000014621043120.00460.0383泵所有0.00022902187、20600.01370.1154法兰所有0.000026452326960.01840.1546其他所有0.0000587728840.00490.0415小计12780.05340.4483合计26010.09980.8385（3）装置区无组织 H2S 和 NH3项目无组织排放的少量 H2S 和 NH3主要来自反应器及设备的阀门、管xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书79线等在运行中的逸散。由于目前没有 H2S 和 NH3无组织排放量核算的相关标准，本环评通过类比法进行该污染物排放量的核算。根据项目液化气中液态烃与 S、N 含量比例，类比于非甲烷188、总烃的排放量，核算出本项目完成后无组织 H2S 和 NH3的排放量详见表 3.2-11。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书80表表 3.2-11本项目废气污染源源强核算一览表本项目废气污染源源强核算一览表设施装置/设施废气编号污染源污染物排放方式污染物产生量治理措施污染物排放年排放时间/h排放标准达标情况核算方法废气产生量m3/h污染物产生浓度mg/m3污染物产生量kg/h工艺处理效率（%）是否为可行技术核算方法废气排放量/m3/h排放质量浓度/mg/m3排放量/kg/h排放量/t/a预处理单元工艺设备G1动静密封点NMHC无组织系数法/0.01189、79加强设备动静密封点管控、泄漏修复、配备有效的废气捕集装置是物料衡算/0.01790.1508400/H2S无组织系数法/0.00015物料衡算/0.000150.0018400/NH3无组织系数法/0.00810物料衡算/0.008100.0688400/加氢单元加热炉G2加热炉颗粒物有组织物料衡算330.269.750.0230低氮燃烧/是物料衡算330.269.750.02300.193840020达标二氧化硫有组织物料衡算6.650.0022/物料衡算6.650.00220.0188400100达标xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书81190、氮氧化物有组织物料衡算7.400.0024物料衡算7.400.00240.0218400150达标重沸炉G3重沸炉颗粒物有组织物料衡算2006.369.740.1399低氮燃烧/是物料衡算2006.369.740.13991.175840020达标二氧化硫有组织物料衡算6.650.0133/物料衡算6.650.01330.1128400100达标氮氧化物有组织物料衡算7.400.0149/物料衡算7.400.01490.1258400150达标工艺设备G4动静密封点NMHC无组织系数法/0.0286加强设备动静密封点管控、泄漏修复、配备有效的废气捕集装置是物料衡算/0.02860.240840191、0/H2S无组织系数法/0.00012物料衡算/0.000120.0018400/NH3无组织系数法/0.00607物料衡算/0.006070.0518400/xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书82精密分离单元导热油炉G4导热油炉颗粒物有组织系数法6400.069.740.4463低氮燃烧/是物料衡算6400.069.740.44633.749840020达标二氧化硫有组织系数法6.650.0426/物料衡算6.650.04260.3588400100达标氮氧化物有组织系数法7.400.0474/物料衡算7.400.04740.398840015192、0达标工艺设备G5动静密封点NMHC无组织系数法/0.0534加强设备动静密封点管控、泄漏修复、配备有效的废气捕集装置是物料衡算/0.05340.4488400/xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书83（2）废水排放情况1）含硫废水、含油废水根据物料衡算结果，预处理产生含硫污水约 7.416m/h，加氢单元及精馏单元产生含油废水约 0.03m/h,，其主要污染物为石油类、硫化物、COD、氨氮等，详见表 3.3-12。2）地面冲洗废水本项目冲洗废水主要为精馏装置区地面冲洗水，根据本项目可行性研究报告，每次冲洗用水为 5t，每月冲洗一次，合计用水 60193、 吨，废水产生系数以 0.8计，则冲洗废水产生量为 4t/次（48t/a）。3）初期雨水雨水按竖向坡度，经排水沟收集，通过管道排放到装置外，在装置外设置切换阀门，清净雨水切换至雨水明沟，初期雨水切换至炼油化工总厂污水处理系统。本项目除填埋区以外的区域初期雨水形成对地面滴漏油污冲洗，使得其含有石油类污染物，直接排放会对环境产生污染影响，应对其进行收集处理。初期雨水量与汇水面积、降雨量和地表径流系数等因素有关。项目运行期间应对 15min 的初期雨水进行收集处理后排放，初期雨水水量为：雨水量计算因为没有xx本地暴雨强度公式，参照xx张掖暴雨强度公式：505.0tlg35.11248）（PqL/sh194、a式中：设计降雨重现期P=25a，降雨历时t=t1+t2，t=15分钟计算得q=155.06L/sha雨水流量计算采用公式：Q=qF（L/s）式中：径流系数0.9汇水面积 F（公顷）=0.2（本面积为精馏装置区面积）计算得Q=27.91L/s初期雨水池收集前 15 分钟的降水，水量 25.12m3，初期雨水排入事故废水收集池后分批次排入炼厂污水处理厂达标处理。装置具体排放量及排放去向详见表3.3-12。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书84表表 3.3-12废水产生、排放情况一览表废水产生、排放情况一览表装置/设施废水类别污染物污染物产生预处理措195、施污染物排放排放时间/h核算方法废水产生量/m/h产生质量浓度/mg/L产生量/kg/h工艺效率/%核算方法废水排放量/m/h排放质量浓度/mg/L排放量/kg/h预 处理 单元W1含硫废水石油类物料衡算7.4164002.97含硫废水进入酸水汽提装置处理后，最终经水质调节池与含油污水进入炼油化工总厂污水处理站处理装置处理。98.75系数法7.41650.048400硫化物770057.1099.9510.01COD250018.5497.60600.44氨氮15000111.2499.9580.06加氢单元、精馏单元W2含油废水石油类物料衡算0.034000.012098.75系数法0.03196、50.00028400硫化物100.000390.0010.00003COD3000.009080.00600.0018氨氮200.000660.0080.0002精馏单元W3地面冲洗废水石油类系数法0.16661000.017经水质调节池与含油污水进入炼油化工总厂污水处理站处理装置处理。95.00系数法0.166650.001/硫化物100.00290.0010.0002COD3000.05080.00600.010氨氮200.00360.0080.001SS3000.05076.67700.012精馏单元W4、初期雨水石油类系数法25.12m3/15min1000.6395.00系数法25197、.12m3/15min50.03/硫化物100.0690.0010.01COD3001.8880.00600.38氨氮200.1360.0080.05SS3001.8876.67700.44xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书85（3）固废污染源）固废污染源本项目产生的固体废物主要为废滤芯、废催化剂、废保护剂、废瓷球。1）废滤芯本项目使用的原料过滤器等过滤设备均需要定期更换滤芯，根据可研估算，废滤芯产生量为 0.5t/a，集中收集后暂存于危废暂存间，定期送至炼化总厂固废填埋场无害化处置。2）废催化剂、保护剂本项目在加氢单元使用了脱硫、脱氧、脱芳催化198、剂以及保护剂，根据可研资料可知，MHDS-8A 催化剂、MHDS-8B 催化剂装填量约为 12t/次，MH-6B 催化剂装填量约为 31.25t/次，保护剂装填量为 3t/次，则产生的废 MHDS-8A 催化剂为 12t/两年、废 MHDS-8B 催化剂为 12t/两年、废 MH-6B 催化剂为 31.25t/两年、废保护剂 3t/两年，全部为危险废物由催化剂厂家回收处置。3）废瓷球本项目在生产过程中会定期产生废瓷球，根据可研资料，废瓷球产生量为15t/次，属于危险废物，集中收集后，定期送至炼化总厂固废填埋场无害化处置。4）生活垃圾由于本项目不新增定员，因此全厂不新增生活垃圾排放量。本项目固废199、产生情况详见表 3.2-13（4）噪声污染源）噪声污染源本项目新增噪声源主要是各类动力性机械噪声，如各类风机、机泵、空冷器等，后噪声值在 8595dB(A)，本工程噪声源强见表 3.2-14。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书86表表 3.2-13项目固体废物污染源源强核算结果及处理处置情况一览表项目固体废物污染源源强核算结果及处理处置情况一览表节点编号装置固体废物名称固废属性废物代码产生情况处置措施最终去向核算方法产生量/t/a形态主要成分有害成分工艺处置量/t/aS1过滤废滤芯危险废物HW08251-012-08物料衡算0.5固态碳钢矿物油填200、埋处置0.5炼化总厂固废填埋场无害化处置S2-1加氢脱硫废 MHDS-8A 催化剂危险废物HW50251-016-50物料衡算12t/两年固态氧化铝复合物矿物油厂家回收处置12t/两年由催化剂厂家回收处置S2-2加氢脱氧废 MHDS-8B 催化剂危险废物HW50251-016-50物料衡算12t/两年固态氧化铝复合物矿物油厂家回收处置12t/两年由催化剂厂家回收处置S2-3加氢脱芳废 MH-6B 催化剂危险废物HW50251-016-50物料衡算31.25t/两年固态氧化铝复合物矿物油厂家回收处置31.25t/两年由催化剂厂家回收处置S2-4加氢工序废保护剂危险废物HW50251-016-50201、物料衡算3t/两年固态氧化铝复合物矿物油厂家回收处置3t/两年由催化剂厂家回收处置S2-5加氢工序废瓷球危险废物HW50251-016-50物料衡算15t/两年固态Al2O3、SiO2矿物油填埋处置15t/两年炼化总厂固废填埋场无害化处置表表 3.2-14噪声源强一览表噪声源强一览表装置噪声源声源类型(频发、偶发等)噪声源强降噪措施噪声排放值持续时间/h核算方法噪声值/dB(A)核算方法噪声值/dB(A)10 万吨特油深度加氢及精馏装置机泵频发类比法85低噪声电机类比法658400压缩机频发类比法95基础减振类比法758400空冷器风机频发类比法90低噪声叶片类比法708400加热炉频发类比法202、85低噪声燃烧器类比法658400 xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书87（5）非正常工况下污染物排放情况）非正常工况下污染物排放情况生产中由于意外的操作失误、突然停电、停水而造成局部停车时，或装置运行状况波动较大时，将会有气体、液体等物料排出，为防止这些突发性排放物料及污染物的污染及危害，设计时充分考虑了各项安全措施。1）废气非正常工况的废气排放有三种情况，一是当发生突发性的停电、停水或事故而造成装置停车或局部停车时，装置进行放空；二是装置正常开停车时的置换气体和放空气体；三是由于装置运行不稳定，为避免某些设备压力过高而造成事故，设备通过预设的203、安全阀或爆破膜泄压。该装置在设计时充分考虑了针对上述情况的处理措施，各套装置均有上火炬排放的管线系统，所有可能因压力波动而引发事故的设备也都设有安全阀与火炬系统相连。当非正常工况发生时，三种情况下产生的烃类气体全部排入火炬系统。火炬系统作为石油化工企业重要的安全与环保设施之一，用于处理生产装置及辅助设施在正常生产、开停车、事故及紧急状况下排放的可燃性气体，以保护人身和设备安全。项目依托炼油化工总厂火炬系统，用于非正常生产情况下排放的含烃类废气。排入火炬系统的烃类气体正常情况下由火炬系统的气柜储存经压缩后作为燃料气，经脱硫后返回燃料气管网，回收利用；只有当多套装置同时发生事故，火炬气回收系统超负204、荷时，才点燃火炬，将回收不了的气体燃烧后排放。装置的主要生产操作介质为柴油、航油、氢气和液态烃，其均为可燃、易燃、易爆物质，装置为高温高压装置，若出现设备设施和管道密封不良、操作失误、高温设备参数异常波动等原因，极易引发火灾、爆炸事故。因此，事故状况主要是装置发生的火灾、爆炸。2）废水生产过程中排水的水质、水量都可能受各种因素影响而发生波动，装置开停车和大检修时都会有较大量或较高浓度的污水排出。废水处理依托炼油污水处理装置、生活污水处理装置和酸性水汽提装置，在设计中充分考虑了非正常工况污水对污水处理设施可能造成的影响，可以采取相应措施，保证污水处理设施稳定运行。由于装置系统老化、设备腐蚀等因素205、，使装置区底部发生破裂，同时防渗层失效，污染物渗入到地下水中，污染物的浓度、影响范围对周边地下水环境造xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书88成较大的破坏，在此非正常状况下考虑模拟污染物的溶质运移详见 6.3 节。当遭遇突发事件时，项目产生废水依托炼油化工总厂“三级”防控系统，可以保证本项目在非正常工况下不会对外环境造成较大影响。3）非正常工况“三废”排放情况根据类比相似项目及相似非正常工况过程的污染物排放量，装置非正常工况污染物排放情况详见表 3.2-15，非正常状况及事故状况污染源及源强见表 3.2-16及表 3.2-17。表表 3.2-15装206、置非正常工况污染物排放情况表装置非正常工况污染物排放情况表类别工况污染源排放量污染物浓度持续时间去向废气开停工、事故氮气吹扫气1530Nm3/min氮气、少量油气2%（V/V）间歇环境空气事故单元物料81000kg/h（停电95000kg/h）可燃气气体100%（V/V）/按压力高低分别进入高、低压气体排放系统废水开工洗涤水30m3/次COD3000 mg/L2h/次炼油污水处理装置石油类2000 mg/L硫化物15000 mg/L表表 3.2-16非正常状况及事故状况下污染源及源强非正常状况及事故状况下污染源及源强非正常状况污染源名称所在位置源强吹扫气（烃类）管道83.7kg/h事故状况污染207、源名称所在位置源强氢气管道、加氢反应器5t由于装置系统老化、设备腐蚀等因素，使装置区底部发生破裂导致泄漏的污染源强见表 4.3-14。表表 4.3-14非正常工况下地下水污染源强一览表非正常工况下地下水污染源强一览表污染位置污染物泄漏时间（d）污染物浓度（mg/L）装置区石油类365400硫化物77003.3 本项目本项目“三本账三本账”统计汇总统计汇总本项目三本账详见表 3.3-1。表表 3.3-1本项目实施前后三本账本项目实施前后三本账类别污染物技改前排放量（t/a）本项目新增排放量（t/a）“以新带老”削减量技改后排放量(t/a)污染物增减量变化情况(t/a)xx油田分公司炼化总厂 10208、 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书89废气颗粒物3.535.1213.448.65-8.32二氧化硫17.640.4936.9618.13-36.47氮氧化物26.460.5416.1327-15.59NMHC7.130.8391.637.969-0.791NH30.080.1190.210.199-0.011H2S0.010.00230.020.0123-0.0077废水00000固体废物000003.4 大气污染物总量控制建议指标大气污染物总量控制建议指标本项目项目大气污染物源强主要为加氢单元加热炉烟气及重沸炉烟气通过同一根 30m 排气筒排向大气的有组织排放，精馏装置209、区导热油炉烟气通过一根35m 烟囱排放，装置区 NMHC、NH3、H2S 的无组织排放。根据xx省“十四五”生态环境保护规划（甘政办发2021105 号）中规定的主要污染物总量控制指标为 VOCs 和 NOx，根据核算，氮氧化物排放总量为 0.54t/a，VOCs 排放总量为 0.839t/a。3.5 区域削减量区域削减量根据 关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见（环环评202145 号），以及关于加强重点行业建设项目区域削减措施监督管理的通知要求，“所在区域、流域控制单元环境质量达到国家或者地方环境质量标准的，原则上建设项目主要污染物实行区域等量削减，确保项目投产后区域环210、境质量不恶化。”本项目位于xx市xx市老市区，属于达标区。本项目实施后原 15 万吨/年柴油加氢经工艺改造后由本项目利旧，由表 3.3-1可知，本项目实施后全厂 VOCs 和 NOx 排放量分别减少 0.791t/a、15.59t/a，因此，本项目产生的 VOCs 和 NOx 可在xx油田炼油化工总厂内部平衡。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书904 环境现状调查与评价环境现状调查与评价4.1 自然环境概况自然环境概况4.1.1 地理位置地理位置本项目位于xx市老市区xx油田分公司炼油化工总厂，位于xx省河西走廊西南部，总面积约 42 平方公里。211、石化工业区东距钢城嘉峪关 50 公里、xx市77 公里、建化工业区 31 公里，西距新市区 70 公里、赤金镇 23 公里，南接矿产丰富的祁连山，北距 312 国道和清泉乡 20 公里。xx油田分公司炼油化工总厂所在老市区是距离嘉峪关、xx、xx市新市区最近的城市，周边经济环境非常优越；xx石油管理局、xx钢铁公司、xx卫星发射中心、四 O 四厂、803 电厂等省、市大中型企业，技术密集、人才荟萃；工业区周边矿藏丰富，堪称聚宝盆。由于多年来为油田服务形成的地方工业体系，在工业基础设施、水电资源等方面具有许多优势。4.1.2 地形、地貌及地质特征地形、地貌及地质特征（1）地形xx市地处xx省河西212、走廊xx，东邻xx县、嘉峪关市和肃南县，西接瓜州县，南北均为xx县。有欧亚大陆桥之称的兰新铁路和 312 国道（现为高速公路）横贯本市东西，是我国东西交通的要冲。市境内南高北低，东高西低，处在山脉和戈壁的分割包围之中。南北为祁连山山地，高山峡谷密布，海拔在 32004500m 之间，呈北西至东南走向分布。间有昌马盆地，海拔 19502300m。中部为走廊地带，地势南高北低，其间被宽滩山、黑山和低山丘陵分隔，形成赤金清泉盆地，xx盆地和xx镇绿洲平原，海拔一般在 12002200 米之间。北部为xx山地，由低山残丘组成，海拔 14001700m。xx市老市区范围南邻八井，北濒戈壁，东靠东岗坡，西213、沿石油河，南北长6 公里，东西宽由南向北为 1-4 公里不等，面积 18 平方公里，地势南北倾斜，坡度 3-5%。（2）地貌xx市地貌上可分三部分：南部祁连山地（南山区）、中部走廊平原（盆地xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书91区）和北部半滩北山（北山区）。南山区海拔 20003000m，最高 4585m（妖魔山），属中山区。北山区海拔 2000m 以下至 1500m，为低山丘陵区。盆地区海拔在 1500m 以下，全市地势南高北低，中间形成低洼盆地。主要河流疏勒河、xx河、石油河和白杨河，均发源于祁连山区，水自南向北，流到盆地后形成枝状分流浇灌着214、人们生息繁衍的戈壁绿洲，然后消失在荒漠之中，是典型的内陆河。而北山区干旱少雨无常流水，用水均取自井泉。（3）地质xx市地貌可划分为侵蚀构造地形、构造剥蚀地形、剥蚀堆积地形、和堆积地形四大类。侵蚀构造地形以本区南部妖魔山区为代表；构造剥蚀地形主要发育在中高山区；剥蚀堆积地形主要为岗状平原，分布于昌马以东及石油河谷至青草湾以西一带；堆积地形为冲洪积平原，xx市迁址区为昌马河冲积扇地带，扇腰以上为戈壁，以下为弧形细土平原绿洲，弧形绿洲宽约 1220km，海拔在 13001450m 之间，其组成为洪积成因的砂质粘土、亚砂土和亚粘土。绿洲外缘为扇缘平原，地势平坦，分布有广阔的砾石或砂砾戈壁。全市总面积 215、1.35 万 km2，其中绿洲占 10.6，沙漠占 1.2，荒地占 11.8，戈壁占 42.3，其它多为岩石裸露的山地。老市区地处祁连山北麓山坡的洪积扇上。地质结构属河西走廊西端新生代拗陷盆地的南缘，上部为第四系上更新世砾卵石层，颗粒粗大，结构松散，多大孔结构，渗透性能较强；15m 以下至 300m 为第四系中更新统砂砾卵石层，颗粒较粗，结构密实，孔隙率比较高，渗透性能较强，结构微密坚硬；500m 以下的中生代地层，岩性为碎屑岩，属半坚硬岩层。海拔高 2300mz，大部分为冲积、洪积形成的沙漠戈壁，覆盖着巨厚的第二至第四代沉积物，表面有风棱石，从地质构造上看是河西走廊凹陷带，祁连山前东陆台后型216、的巨型山前凹地，以新生带沉积为主，地势南北倾斜，自然坡度3-5%，地基允许承载力大于 20 吨/平方米，无不良工程地质现象。4.1.3 水文概况水文概况（1）地表水地表水xx市境内河流水系属疏勒河水系，主要河流有疏勒河、xx河、白杨河和石油河，均发源于祁连山山区。疏勒河为过境河流，xx河为疏勒河一条支xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书92流，白杨河、石油河为外县入境河流。除疏勒河外其余河流一般在出山口渗入地下，白杨河、石油河还有一部分地表水流沿山前平原流至赤金清泉盆地北部，过山口又渗入xx盆地。疏勒河（昌马河流经昌马峡出山后称之为疏勒河）发源于祁217、连山境内疏勒南山和陶勒南山之间的沙果林那穆吉岭，源头海拔 4787m。上游汇集陶勒南山南坡与疏勒南山北坡数十条冰川支流，经疏勒峡、纳柳峡、昌马峡出山进入xx盆地、xx县，注入双塔堡水库引灌至西湖农场，已无余水下泄。疏勒河干流全长665km，其中河源至昌马峡上游段长 346km，昌马峡至双塔水库坝址处中游段长124km，双塔水库至哈拉湖下游段长 195km。流域径流由祁连山降水及冰雪融水补给，多年平均年径流量 10.58 亿 m3，径流年际变化较大；69 月汛期径流量占全年径流量 63.8%，其中 78 月径流量占全年径流量的 44.2%。疏勒河在昌马峡出山后，河水除一部分被干渠引走灌溉外，其余218、水量大部分经戈壁滩区潜入地下，仅汛期有部分地表水呈扇状散流；洪积扇散流区及潜流区长约 50km，至洪积扇前缘细土平原区溢出地表。疏勒河流经扇形砂砾戈壁滩时，冲成许多南北走向沟道，自西向东分布有巩昌河、西城河（头道沟）等 10 余条沟道。xx河为泉水河，属疏勒河支流，发源于海拨 45504646m 的大雪山北麓。主要由老虎沟 12 号冰川融水和降水入渗地下形成潜流，约经 40km 至昌马西湖以南断崖处出露形成泉水汇集成河；由西支向东北流经西湖、南湖、水峡，在昌马峡口汇入疏勒河，从泉水汇集处起长约 30km。xx河多年平均年径流量 0.490 亿 m3，河水流量相对稳定且保证程度高，主要用于昌马堡219、灌区农田灌溉，剩余弃水自昌马峡上游昌马堡汇入疏勒河干流。白杨河发源于祁连山区吊大坂冰川，海拔 5050m。源头各支沟呈扇形分布，有石墩子河、红石拉排沟、吊大坂沟、西水峡沟等支流汇入。出山后约 10km 渗入地下形成潜流，经 20km 至大泉山以下红石咀子处，以泉水出露形成地面河。另一支流鸭儿河汇入，鸭儿河总长 28km；潜流段后在红石咀子以下 4km 处与白杨河相交，向北进入白杨河水库。白杨河出山后干流河床基本沿xx西盆地与赤金盆地的地下分水岭分布，原属常年性河流。20 世纪 70 年代末在河流上游修建输水涵洞（给xx市供水）和水利蓄引工程（白杨河灌区）后，现已成为季节性河流，仅在汛期有部分河220、水（洪水）流出山口。白杨河河长 90km，多年平均年xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书93径流量 0.477 亿 m3。石油河发源于祁连山脉石油河脑、鸭儿河脑冰川及疏勒山。河水流经约 35km到xx蒙古族自治县分水梁山及其周围山口流出，即渗入地下潜流，经 20km 又形成几股泉水出露地面，汇成野马大泉。柏树洼以上流经深山峡谷，豆腐台以下8km 河床渐开阔，向山前洪积扇砾石戈壁过渡，小流量时全部渗入地下，仅在较大洪水时水流从老河床流至下赤金，在赤金称赤金河。由赤金盆地以地下水出露地面，从上赤金河各河沟流出汇合至赤花大闸处引入渠道灌溉。豆腐台以上流域221、面积 656km2，赤金堡以上流域面积 2890km2。石油河河长 130km，多年平均年径流量 0.354 亿 m3。（2）地下水）地下水1）地下水类型及含水层特征xx市地下水按其埋藏条件和含水层空隙性质分为碎屑岩类孔隙裂隙水、基岩裂隙水和松散岩类孔隙水。碎屑岩类孔隙裂隙水碎屑岩类孔隙裂隙水主要分布在低山丘陵及台地中，含水岩组为侏罗系新近系中新统和新近系上新统第四系下更新统，前者水量贫乏且水质较差，后者在不同地貌及构造部位水量差异极大，盆地内水量丰富，台地及丘陵地段基本不含水。如xx镇一带新近系上新统第四系下更新统地层因处于盆地内，单井涌水量达 10003000m3/d，属水量丰富地段；低窝222、铺等台地与丘陵区，单井涌水量不足 100m3/d，属水量乏或基本不含水地段。基岩裂隙水基岩裂隙水主要分布于南、北山区前中生界变质岩、砂岩和侵入岩裂隙中。受构造地貌诸因素制约，除断层破碎带和碳酸盐岩发育层段外，基岩裂隙水富水性一般小于 100m3/d。基岩裂隙水水质较差，涌水量小，无供水意义。松散岩类孔隙水松散岩类孔隙水赋存于第四系中上更新统含水层中。含水层岩性为砂砾卵石、砂及砾砂层，盆地南部属单一大厚度潜水，向北部逐渐过渡为多层含水结构的承压水。2）地下水补给、径流与排泄xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书94祁连山区充沛的降水以及较丰富的冰雪融水223、和基岩裂隙水转化而成的河水，出山后首先渗入补给南盆地含水层。河水主要渗漏段是洪积扇群带，小沟小河在流径洪积扇区大多渗失殆尽，转化为地下水。疏勒河流出山后，在昌马洪积扇顶部及戈壁地带以河（渠）水的形式大量入渗，渗漏量达 50%以上，入渗量占盆地地下水补给量的 80%左右。xx市境内各水文地质盆地地下水总体自南向北运移。xx盆地北部地下水向两个方向径流，向北西运移的地下水入xx境内，向北东运移的地下水入xx盆地。赤金盆地地下水通过北部宽滩山、黑山一带的沟谷赤金峡、宽滩xx及中沟流向下游进入xx盆地或进入水库（赤金峡水库）。昌马盆地地下水最终排泄于疏勒河，疏勒河在流经昌马盆地时，获得昌马盆地地下水补224、给，此后穿越昌马峡而入中下游平原。3）老市区xx市老市区地下水类型属第四系砾石层孔隙潜水，地下水埋深超过 200m，含水层厚度大于 100m，由于埋藏较深，市区一直未开采利用，市区生活和工业生产用水，由石油河豆腐台供水站和市区东部 15km 处的白杨河水库调水供给。4.1.4 气象、气候气象、气候xx市位处中温带气候区，冬冷夏热，四季分明，日照时间长，日夜温差大，相对温度低。常年多西北风，俗有“风口”之称，风力资源丰厚，已建立了许多风电场。年均气温 6.9，一月份最冷，平均气温-10.5，极端最低温度-28.7。7 月份最热，平均气温 21.6，极端最高气温 36，年温差 32.1。属大陆性中225、温带干旱气候，相对气温低，雨量稀少，年均降水量 61.9mm，年均蒸发量在2947mm，为降水量的 43.54 倍。冬冷夏热，四季变化明显，平均无霜期 135 天，年最大冻土深度 1.5 米。xx市地势南高北低，地貌单元可分为祁连山地、走廊平原和xx地三部分。南部深入巍峨雄奇的祁连山腹地，高山深谷错综分布，一般海拔在 24004000 米；中部为走廊平原，一般海拔 12002000 米；北部为xx系半滩，一般海拔 16001834 米。日照时数为 28413267 小时，光热资源丰富，太阳辐射年总量在 146.9153.8 千卡/平方厘米之间；因受地形影响，夏季多为偏东风，冬季多为偏西风，最大226、风力达 11 级，年均风速 4.2m/s，年均刮风日数达到 134 天；太阳辐射强，日照时间长，昼夜温差大，相对湿度低。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书95xx市老市区深处大陆腹地，市区南部为祁连山，山势走向由西北向东南延伸，山顶终年积雪；北部为天山余脉的xx之地，具有典型的大陆性荒漠气候特征，其特点是：年日气温差较显著，但不及戈壁沙漠环境温差大，降水少且集中，蒸发大，湿度小，日照丰富。根据xx矿区气象站多年气象资料统计结果如下：年平均气温5.5历年极端最高气温31.1（1975、8、4）历年极端最低气温-26.7（1958、1、13）历年平均227、日温差9.1历年平均降水量172.8mm历年平均气压770.8hpa历年平均相对湿度37%历年平均蒸发量2061.5mm历年平均风速3.5m/s全年主导风向W4.1.5 土壤与植被土壤与植被（1）土壤土壤全市土壤主要有灌淤土、潮土、盐土、草甸土、沼泽土、灰棕土、棕漠土、风沙土。其中灌淤土面积占总耕地面积的 65%左右.分布全市各区，是农业耕作土壤中的精华；赤金镇东湖至东沙门村等荒地和农田之间的夹滩地带，草甸土3491.44hm2，占总面积的 0.26，主要分布在绿洲平原地势平坦的低洼处及泉水溢出带。沼泽土 4897.01hm2，占总面积的 0.37，主要分布在黄花营西南、赤金青山坡及西、柳河、228、二道沟-蘑菇滩等泉水溢出的小溪流，河谷带边沿及河流西岸。潮土总面积的 0.11%，主要分布在泉水溢出带地势低平、排水不畅的地区；盐地占总面积的 0.5%，主要分布在荒地和农田之间的滩地带；草甸土占总面积的 0.26%，主要分布在绿洲平原地势平坦的低洼处及泉水溢出带；沼泽土占总面积的 0.37%，主要分布在泉水溢出的小溪流、河谷带边沿及河流西岸。（2）植被）植被本市属旱生和盐生植被区，是全国植物分区蒙新区的一部分。由于干旱少雨，xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书96天然乔木不多，灌木和草本植物相对丰富，多呈带状分布。全市乔灌木共 20 科34 属 229、36 种 102 个品种。荒漠植物带：在南北山麓的砾石戈壁滩上，植被以半灌木占绝对优势，如红砂、膜果麻黄、木本猪毛菜、泡泡刺、中亚紫菀木、细枝岩蒿等。沙丘上的普遍植物是柽柳，此外还有野麻、芦苇、沙蒿等。草原带：包括山地、丘陵、平原三部分，均属荒漠草原。南部南山以禾本科芨芨草和菊科蒿属占优势，盖度 2035%；北部以针茅、冷蒿为主，并有少量梭梭分布，一般盖度 1025%；中部平原分布有耕作区，植被种类主要有甘草、野麻、苏枸杞、冰草、芦苇、野燕麦、稗子、田旋花、白藜、苍耳、苦曲菜、阔叶猪毛菜、骆驼刺等。草地植物带：分布于绿洲区地势低洼的河道两侧和河漫滩地上，植物种类以芦草、冰草、芨芨、盐爪爪等为主230、，盐土草地中还有盐角草分布，覆盖度 3080%。沼泽带：零星分布于绿洲中央，主要植物种类为芦苇、沼泽兰和灯芯草。4.1.6 地震烈度地震烈度根据xx地震动峰值加速度区划图GB18306-2001A1、xx地震动反应谱特征周期区划图GB18306-2001B1、xx地震烈度区划图（1990）的规定，本厂址区域地震动峰值加速度值为 0.15g，地震动反应谱特征周期为 0.30S，设计地震分组为第二组，地震基本烈度为度。4.1.7 南山自然保护区概况南山自然保护区概况本项目距离南山自然保护区 5.1km，xx南山自然保护区地处祁连山脚，位于xx市与嘉峪关交界处，主要保护对象为珍稀野生动物及栖息环境，231、地理坐标为：东经 972438.2-98424.7、北纬 393733.6-40416，总面积 124000 公顷，核心区 30023.03 公顷，缓冲区 15874.71 公顷，实验区 78102.26 公顷。1、野生动物资源保护区有脊椎动物 5 纲 21 目 41 科 81 种，其中鱼类 1 目 2 科 4 种、亮起来1 目 1 科 1 种、爬行类 1 目 2 科 2 种，鸟类 13 目 26 科 59 种、兽类 5 目 10 科 15种，保护区鱼类、两栖爬行类种类单一，鸟类相对丰富。保护区有国家重点保护xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书97232、脊椎动物 14 种，其中，国家一级保护脊椎动物有金雕、胡兀鹫 2 种，国家二级保护脊椎动物有大天鹅、鸢、大鵟、游隼、红隼、藏雪鸡、长耳鸮、纵纹腹小鸮、猞猁、荒漠猫、鹅喉羚、岩羊等 12 种。2、野生植物资源保护区地处大陆内部，境内地形地貌变化较小，植物生长主要受干旱气候的影响，植被较为单一，以旱生、超旱生植物为主。（1）植物资源概况保护区分布有野生植物 28 科 95 属 174 种，其中蕨类植物 1 科 1 属 1种、种子植物 27 科 94 属 173 种。常见种主要有红砂、白刺、珍珠猪毛菜、合头草、灌木亚菊、木本猪毛菜、芨芨草、膜果麻黄、柽柳、针茅、冰草、梭梭、中亚紫菀木、狗娃花等灌木、233、半灌木、小灌木和草本。另外xx、祁连圆柏、锁阳、蒙古扁桃、盐生肉苁蓉等珍稀植物在保护区也有分布，但数量较少，保护区内无国家重点保护野生植物分布。保护区内有固沙植物白刺、沙枣、沙拐枣、柽柳、梭梭、骆驼刺、砂蓬、锦鸡儿、花棒等 30 余种，有锁阳、盐生肉苁蓉、麻黄、枸杞、苦豆子、黄花补血草等药用植物 20 余种，有沙枣、白刺、沙蓬、沙葱、滨藜、苦苣菜、苦豆子等食用植物 30 余种，有优质牧草植物冰草、碱茅、针茅、花棒、拂子茅、沙葱等40 余种。（2）植被保护区植被分为 3 个植被型、7 个群系组、16 个群系。荒漠阔叶林植被型、荒漠植被型、草甸植被型。4.2 环境质量现状调查与评价环境质量现状调查234、与评价4.2.1 环境空气质量现状评价环境空气质量现状评价（1）环境空气质量达标区判定环境空气质量达标区判定根据导则要求优先采用国家或地方生态环境主管部门公开发布的评价基准年环境质量公告或环境质量报告中的数据或结论，采用生态环境主管部门公开发布的环境空气质量现状数据，城市环境空气质量达标情况评价指标为 SO2、NO2、xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书98PM10、PM2.5、CO 和 O3，六项污染物全部达标即为城市环境空气质量达标。根据xx市生态环境局公布数据，2021 年xx城区空气质量持续改善，全年空气质量优良天数 330 天，优良天气率235、 90.41%，优良天数同比增加 22 天，较2020 年增加 11 天，较 2015 年增加 19 天；剔除沙尘天气影响后，可吸入颗粒物（PM10）年均浓度为 65 微克/立方米，同比下降 10.96%；细颗粒物(PM2.5)年均浓度为 25 微克/立方米，同比上升 8.70%。二氧化硫（SO2）年均浓度为 10 微克/立方米、二氧化氮（NO2）年均浓度为 22 微克/立方米、一氧化碳（CO）第95 百分位数为 1.0 毫克/立方米、臭氧 8 小时（O3-8h）第 90 百分位数为 134 微克/立方米，六项指标均达到国家二级标准。xx市 2021 年环境空气质量现状统计数据见表 4.2-1236、。表表 4.2-1区域环境空气质量现状评价一览表区域环境空气质量现状评价一览表污染物年评价指标现状浓度（ug/m3）标准值（ug/m3）占标率（%）达标情况备注SO2年平均质量浓度106016.67达标/NO2年平均质量浓度224055.00/PM10年平均质量浓度657092.86/PM2.5年平均质量浓度253571.43CO第 95 百分位数1.0425.00/O3最大 8h 平均质量第 90 百分位数13416083.75/根据上述结果表明，2021 年xx市环境空气质量六项污染物均值浓度均满足环境空气质量标准（GB3095-2012）中的二级标准限值要求。项目所在区域为环境空气质量达237、标区。（2）特征因子引用环境质量现状数据特征因子引用环境质量现状数据本次评价因子引用xx油田分公司炼油化工总厂 2021 年环境质量现状监测中的大气环境质量现状，现状检测时间为近三年检测数据，引用项目位于玉门老市区xx油田分公司炼油化工总厂，因此该项目的现状检测数据满足引用数据的时效性和有效性要求。各监测因子引用情况见表 4.2-2。监测点位布设根据项目工程的特点及初步分析结果，结合厂址区域主导风向及功能区划，同时考虑到本项目所在地的环境特征，本次环境空气质量现状监测在厂址下风向处设 1 个监测点位，根据xx老市区近 20 年统计主导风向，区域主导风向为西南风，根据大气导则补充监测布点原则，在238、项目厂址主导风向下风向 5km 范围xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书99内设置 1-2 个监测点位。本次评价 NMHC、硫化氢引用xx油田分公司炼油化工总厂 2021 年环境质量现状监测（2021.4），监测点位位于项目厂址下风向的炼油厂东门（下风向 500m），同时氨引用xx省xx市老市区化工工业园总体发展规划（2020-2030）环境影响报告书（2022.1）中的监测数据，监测点位位于项目厂址下风向的xx南站（下风向 2000m）监测点位符合导则要求，布点合理，具有代表性。具体如下表 4.2-2 和图 4.2-1 所示。表表 4.2-2 大239、气环境质量监测点位一览表大气环境质量监测点位一览表监测点位标识监测点名称监测点位坐标监测因子监测时段方位距离备注纬度经度1#厂址下风向，炼厂东门向北300m394944.12973400.21非甲烷总烃、硫化氢连续监测7d拟建厂址西侧约500m/2#厂址下风向，xx南站395038.05973435.811氨、臭气浓度连续监测7d拟建厂址东北侧约2000m/监测项目检测项目：非甲烷总烃、氨、硫化氢、臭气浓度检测频次：非甲烷总烃、氨、硫化氢、臭气浓度小时样每天采样 4 次，采样时间为北京时间 02:00、08:00、14:00、20:00。监测与分析方法大气污染物监测与分析方法严格按照国家环保总240、局颁布的 空气和废气监测分析方法（第四版中有关标准方法进行）。各监测因子所使用的监测分析方法及所用仪器详见表 4.2-3。表表 4.2-3环境空气质量检测分析方法环境空气质量检测分析方法序号项目单位测定方法分析方法依据来源检出限1非甲烷总烃mg/m3环境空气 总烃的测定气相色谱法HJ 604-20170.072氨mg/m3环境空气和废气 氨的测定纳氏试剂分光光度法HJ 533-20090.013硫化氢mg/m3亚甲光基度蓝法空气和废气监测分析方法（第四版增补版）国家环境保护总局（2003 年）0.0014臭气浓度 无量纲xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影241、响报告书100采用单因子指数法对大气环境现状进行评价。单因子指数法的表达式：iiiSCI 式中：Iii 污染物单因子指数；Cii 污染物监测浓度；Sii 污染物标准浓度。监测结果大气环境质量现状监测结果见表 4.2-4 所示。4.2-4环境空气质量现状监测结果一览表环境空气质量现状监测结果一览表检测点位检测项目单位检测时间检测结果及日期（2021 年）4.134.144.154.164.174.184.191#非甲烷总烃mg/m302:000.260.390.330.440.370.520.3708:000.230.590.420.370.420.440.4114:000.440.420.41242、0.420.380.500.3620:000.340.280.350.360.420.390.421#硫化氢 mg/m302:000.001L0.001L0.001L 0.001L0.001L 0.001L0.001L08:000.001L0.001L0.001L 0.001L0.001L 0.001L0.001L14:000.001L0.001L0.001L 0.001L0.001L 0.001L0.001L20:000.001L0.001L0.001L 0.001L0.001L 0.001L0.001L监测结果评价见表 4.2-5 所示。表表 4.2-5环境空气质量现状评价结果一览表环境空243、气质量现状评价结果一览表污染物监测点1 小时平均值（mg/m3）浓度范围标准值超标率(%)最大超标倍数占标率（%）非甲烷总烃1#0.230.592.00011.529.5硫化氢1#0.001L0.0100/氨2#0.030.050.2001525臭气浓度2#10-检测结果分析与评价由上述监测结果分析，评价区域内监测点的非甲烷总烃浓度低于 2.0mg/m3，xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书101满足参照大气污染物综合排放标准详解中的小时浓度值限值要求；H2S 未检出，满足环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）附录 D 中“其它污染244、物空气质量浓度参考限值要求”；氨浓度低于 200ug/m3，满足环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）附录 D 中“其它污染物空气质量浓度参考限值要求”。4.2.2 地下水环境质量现状监测地下水环境质量现状监测本次评价结合区域水文地质条件、历史监测断面布点和地下水流向在项目区周围布设地下水环境质量现状监测井 3 口，监控井布点合理具有代表性。表表 4.2-6地下水环境现状监测点位置地下水环境现状监测点位置点号位置与园区的相对位置xx度水位（m）井深（m）备注1xx润泽环保下游监控井 1#规划区东北E：394929N：973610无水250历史监测井2xx润泽环保西侧监控井 2#245、规划区E：394923N：97361无水210历史监测井3油田水电厂规划区E：395011N：973322无水210历史监测井根据区域水文地质调查，xx市老市区地下水类型属第四系砾石层孔隙潜水，地下水埋深超过 200m，含水层厚度大于 100m，潜水层基本无地下水分布。4.2.3 地表水环境质量现状评价地表水环境质量现状评价1.地表水环境功能区划依据xx省水环境功能区划（2012-2030），本规划所在区域为位于疏勒河流域-石油河，园区所在石油河段执行水环境功能 IV 类区。2.区域地表水环境质量达标情况根据2022 年xx市生态环境状况公报，2022 年xx市共监测 15 个河流水质断面，按246、年均值评价,各监测断面水质均达到或优于地表水环境质量(GB3838-2002)II 类水质标准，达标率为 100%，总体水质状况为优。3.地表水环境质量现状评价（1）监测断面布设本次引用xx市生态环境局提供的 2022 年石油河xx工业、农业用水区监xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书102测断面数据。（2）监测因子流量、水温、pH、溶解氧、高锰酸盐指数、化学需氧量、五日生化需氧量、氨氮、总磷、总氮、铜、锌、氟化物、硒、砷、汞、镉、六价铬、铅、氰化物、挥发酚、石油类、阴离子表面活性剂、硫化物、粪大肠菌群、硫酸盐、氯化物、硝酸盐、铁、锰，共 30 项247、。（3）监测频次每个断面每两月监测 1 次，每次监测 1 天。（4）监测方法水和废水监测分析方法（第四版）（增补版）。（5）评价标准与方法依照地表水环境质量标准（GB3838-2002）标准限值，采用单因子评价法进行评价。即将每个断面各评价因子监测结果的算术平均值与评价标准限值比较，确定各因子的水质类别，其中的最高类别即为该断面综合水质类别。评价标准参见表 4.2-8。表表 4.2-8地表水环境质量标准限值（基本项目）地表水环境质量标准限值（基本项目）单位：单位：mg/L，pH 值除外值除外编号标准值项目类类类类类1pH 值（无量纲）692溶解氧饱 和 率90%(或7.5)65323高锰酸盐指248、数24610154COD15152030405BOD53346106氨氮(NH3-N)0.150.51.01.52.07总磷（以 P 计）0.020.10.20.30.48总氮0.20.51.01.52.09铜0.011.01.01.01.010锌0.051.01.01.51.511氟化物1.01.01.01.51.512硒0.010.010.010.020.0213砷0.050.050.050.10.114汞0.000050.000050.00010.0010.00115镉0.0010.0050.0050.0050.0116铬（六价）0.010.050.050.050.117铅0.010.0249、10.050.050.118氰化物0.0050.050.20.20.219挥发酚0.0020.0020.0050.010.120石油类0.050.050.050.51.021阴离子表面活性剂0.20.20.20.30.322硫化物0.050.10.20.51.023粪大肠菌群 2002000100002000040000 xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书103（6）监测结果评价及分析根据表 4.2-9 统计结果可知，2022 年 1 月-2022 年 12 月，石油河xx桥断面水质均满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）相应功能区标准250、要求，符合相应功能区水质目标。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书104表表 4.2-10水功能区常规断面水质监测结果一览表（水功能区常规断面水质监测结果一览表（xx桥断面xx桥断面-2022 年年）断面名称xx桥采样时间2022-03-012022-05-012022-06-012022-07-182022-08-022022-09-012022-11-082022-12-06水质目标（类）水温3.214.2-113-1-13.4-1/pH8888888-16-9溶解氧mg/L87.47.47.87.87.89.5-13高锰酸盐指数10.60.6251、0.90.90.90.51.210化学需氧量2225552230五日生化需氧量0.20.50.50.20.20.20.60.26氨氮0.020.090.090.120.120.120.060.161.5总磷0.030.020.020.030.030.030.020.020.3总氮1.511.61-11.11-1-11.571.491.5铜0.0030.0010.0010.0080.0080.0080.00020.00041.0锌0.0050.0060.0060.0050.0050.0050.00040.00042.0氟化物0.120.1480.1480.3010.3010.3010.0880.252、1221.5硒0.00050.00050.00050.00040.00040.00040.00020.00110.02砷0.00130.0010.0010.00070.00070.00070.00040.00020.1汞0.000020.000020.000020.000020.000020.000020.000020.000020.001镉0.000020.000020.000020.000020.000020.000020.000020.000020.005xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书105六价铬0.0020.0020.0020.002253、0.0020.0020.0020.0020.05铅0.0010.00050.00050.0010.0010.0010.000020.000020.05氰化物0.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.0020.2挥发酚0.00020.00020.00020.00020.00020.00020.00020.00020.01石油类0.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.0050.5阴离子表面活性剂0.020.020.020.020.020.020.020.020.3硫化物0.0050.0050.0050.0050.0050.0050.254、0050.0050.5粪大肠菌群个/L-1-1-1-1-1-1-1-120000评价结果类类类类类类类类/xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书106根据监测结果分析可知，石油河xx桥断面监测断面各项监测因子均能满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）中的类标准，说明评价区域地表水水质质量状况良好。4.2.4 土壤环境质量现状调查与评价土壤环境质量现状调查与评价本次评价委托xx西北工程检测有限公司对土壤环境环境进行检测。（1）监测点位土壤监测点位共布设 6 个，其中在拟建厂址内布设 3 个柱状样和 1 个表层土样，场地外布设 2 个表层土样，255、土壤监测布点见表 4.2-9 和图 4.2-1 所示。表表 4.2-9土壤环境质量监测点位一览表土壤环境质量监测点位一览表监测点位位置要求监测因子备注占地范围内S1厂区内表层样（0-0.2m）（GB36600-2018）中表 1 中 45 项基本因子+特征因子 pH、石油烃场地内S2厂区内柱状样（0-0.5m，0.5-1.5m、1.5-3m）特征因子：pH、石油烃场地内S3厂区内柱状样（0-0.5m，0.5-1.5m、1.5-3m）特征因子：pH、石油烃场地内S4厂区内柱状样（0-0.5m，0.5-1.5m、1.5-3m）特征因子：pH、石油烃场地内S5厂区外表层样（0-0.2m）（GB366256、00-2018）中表 1 中 45 项基本因子+特征因子：pH、石油烃场地外S6厂区外表层样（0-0.2m）特征因子：pH、石油烃场地外（2）监测项目项目土壤监测因子主要根据土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）中表 1 中 45 项基本因子以及土壤环境质量 农用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB15618-2018）中因子，结合项目土壤布点情况，具体监测项目见表 4.2-9 所示。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书107（3）监测时间和频率土壤采样时间为 2023 年 3 月 19 日，采样 1 天，每257、天 1 次。（4）监测分析方法土壤检测分析方法见表 4.2-10 所示。表表 4.2-10土壤检测分析方法一览表土壤检测分析方法一览表序号检测项目测定方法方法来源检出限单位1pH电位法HJ962-2018-无量纲2挥发性有机物气相色谱质谱法HJ642-20130.8-4ug/kg3半挥发性有机物气相色谱质谱法HJ834-20170.06-0.3mg/kg4石油烃气相色谱法HJ1021-20196mg/kg（5）检测结果及评价土壤现状监测结果见表 4.2-11、表 4.2-12 所示，土壤理化性质调查见表4.2-13。表表 4.2-11土壤检测结果土壤检测结果及评价一览表及评价一览表项目项目检测258、结果检测结果单位单位标准限标准限值值达标情达标情况况点位点位S1 表层表层S5 表层表层-pH7.517.55无量纲/砷19.0215.97mg/kg60达标镉0.600.47mg/kg65达标六价铬0.5L0.5Lmg/kg5.7达标铜1624mg/kg18000达标铅1715mg/kg800达标汞1.711.39mg/kg38达标镍3925mg/kg900达标石油烃43252mg/kg4500达标四氯化碳0.0021L0.0021Lmg/kg2.8达标氯仿0.0015L0.0015Lmg/kg0.9达标氯甲烷0.003L0.003Lmg/kg37达标1,1-二氯乙烷0.0016L0.001259、6Lmg/kg9达标1,2-二氯乙烷0.0013L0.0013Lmg/kg5达标1,1-二氯乙烯0.0008L0.0008Lmg/kg66达标顺-1,2-二氯乙烯0.0009L0.0009Lmg/kg596达标反-1,2-二氯乙烯0.0009L0.0009Lmg/kg54达标xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书108二氯甲烷0.0026L0.0026Lmg/kg616达标1,2-二氯丙烷0.0019L0.0019Lmg/kg5达标1,1,1,2-四氯乙烷0.001L0.001Lmg/kg10达标1,1,2,2-四氯乙烷0.001L0.001Lmg/260、kg6.8达标四氯乙烯0.0008L0.0008Lmg/kg53达标1,1,1-三氯乙烷0.0011L0.0011Lmg/kg840达标1,1,2-三氯乙烷0.0014L0.0014Lmg/kg2.8达标三氯乙烯0.0009L0.0009Lmg/kg2.8达标1,2,3-三氯丙烷0.001L0.001Lmg/kg0.5达标氯乙烯0.0015L0.0015Lmg/kg0.43达标苯0.0016L0.0016Lmg/kg4达标氯苯0.0011L0.0011Lmg/kg270达标1,2-二氯苯0.001L0.001Lmg/kg560达标1,4-二氯苯0.0012L0.0012Lmg/kg20达标乙苯261、0.0012L0.0012Lmg/kg28达标苯乙烯0.0016L0.0016Lmg/kg1290达标甲苯0.002L0.002Lmg/kg1200达标间二甲苯+对二甲苯0.0036L0.0036Lmg/kg570达标邻二甲苯0.0013L0.0013Lmg/kg640达标硝基苯0.09L0.09Lmg/kg76达标苯胺0.1L0.1Lmg/kg260达标2-氯酚0.06L0.06Lmg/kg2256达标苯并a蒽0.1L0.1Lmg/kg15达标苯并a芘0.1L0.1Lmg/kg1.5达标苯并b荧蒽0.2L0.2Lmg/kg15达标苯并k荧蒽0.1L0.1Lmg/kg151达标0.1L0.1L262、mg/kg1293达标二苯并a,h蒽0.1L0.1Lmg/kg1.5达标茚并1,2,3-cd芘0.1L0.1Lmg/kg15达标萘0.09L0.09Lmg/kg70达标备注“检出限+L”代表未检出表表 4.2-12土壤土壤检测结果检测结果项目项目检测结果检测结果单位单位标准限标准限值值达标情达标情况况点位点位S2 表层表层S2 中层中层S2 深层深层-pH7.387.397.45无量纲/石油烃22813068mg/kg4500达标xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书109项目项目检测结果检测结果单位单位标准限标准限值值达标情达标情况况点位点位S3 263、表层表层S3 中层中层S3 深层深层-pH7.467.387.27无量纲/石油烃24517865mg/kg4500达标项目项目检测结果检测结果单位单位标准限标准限值值达标情达标情况况点位点位S4 表层表层S4 中层中层S4 深层深层-pH7.527.427.36无量纲/石油烃26315578mg/kg4500达标项目项目检测结果检测结果单位单位标准限标准限值值达标情达标情况况点位点位S6 表层表层-pH7.38无量纲/石油烃223mg/kg4500达标由上表评价可知，项目所在地区域场地内土壤监测点位和厂址附近建设用地监测点位中各项目指标均较低，各监测点位监测因子均满足土壤环境质量 建设用地土壤264、污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）中第二类用地筛选值标准限值。（7）理化特性调查内容土壤理化特性调查内容见表 4.2-13。表表 4.2-13土壤理化性质调查表土壤理化性质调查表点号S1层次表层现场记录颜色黑褐结构砂砾质地松散砂砾含量33%其他异物无实验室测定值阳离子交换量 Cmol+/kg10.1氧化还原电位（mv）366饱和导水率（mm/min）1.11土壤容重（g/cm3）1.42孔隙度（%）404.2.5 包气带包气带现状调查现状调查（1）监测点位xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书110根据环境影响评价技术导则 地下水环265、境（HJ610-2016）对地下水环境现状调查要求，对于评价等级为一级的改、扩建项目，应在可能造成地下水污染的主要装臵或设施附近开展包气带污染现状调查。本次评价在占地范围内布设 1 个包气带监测点，占地范围外布设 1 个包气带监测点，委托xx西北工程检测有限公司于 2023 年 3 月进行监测。其中：占地范围内：在 15 万吨/年柴油加氢装置区布设一个包气带监测点位（1#点位）。占地范围外：炼化总厂厂界外南侧设一个背景点位（2#点位）。各监测点位布设情况见表 4.2-14 和图 4.2-3。表表 4.2-14 包气带监测点基本情况包气带监测点基本情况编号位置坐标取样深度/样品状态1#15 万吨266、/年柴油加氢装置区西侧E973334.40875,N394949.9755300.2m，黑褐沙壤土2#炼化总厂厂界外南侧E973326.66467,N39498.7253000.2m，黑褐沙壤土（2）监测因子监测因子包括 pH、氨氮、特征污染物（石油类、硫化物）。（3）监测频次开展一次监测。（4）监测及分析方法监测及分析方法见表 4.2-12。表表 4.2-12 包气带监测包气带监测分析方法分析方法序号项目检测方法检出限1石油类水质 石油类和动植物油类的测定 红外分光光度法HJ637-20180.06mg/L2硫化物水质 硫化物的测定 亚甲基蓝分光光度法GB/T16489-19960.005m267、g/L3氨氮水质 氨氮的测定 纳氏试剂分光光度法HJ 535-20090.25mg/L4pH水质 pH 值的测定 电位法HJ962-2018-（5）监测结果包气带监测结果见表 4.2-13。序号项目包气带 1#包气带 2#单位1石油类0.06L0.08mg/L2硫化物0.005L0.005Lmg/Lxx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1113氨氮0.0420.033mg/L4pH7.447.62无量纲对比包气带土壤浸溶试验结果，1#监测点与 2#监测点所监测项目基本处于同一水平，说明现有项目未对厂区内包气带产生明显影响。4.2.5 声环境质量现状调268、查与评价声环境质量现状调查与评价为了解项目区声环境质量现状，本次环评引用xx油田分公司水电厂锅炉脱硝还原剂更换改造工程竣工环保验收监测报告 xxxxxx环境科技有限公司于2023年1月16日-17日对xx油田炼化总厂厂界及周边敏感目标的监测值。（1）监测点位声环境质量监测布设 7 个监测点，分别为项目场界四周各布设一个监测点，具体见图 4.2-1 所示。（2）监测时间和频率监测时间为 2023 年 1 月 16 日-17 日，在昼、夜选择有代表性的时段各测一次。（3）监测方法按环境影响评价技术导则-声环境（HJ2.4-2021）和环境监测技术规范进行。采用积分声级计分别在昼间、夜间选择有代表性269、的时段连续测量 10min的等效 A 声级，用以代表昼、夜间的现状噪声。（4）监测结果分析噪声现状监测结果见表 4.2-14。表表 4.2-14噪声监测结果噪声监测结果单位：单位：dB（A）测点编号测点名称及位置结果单位检测日期2023 年 1 月 16 日2023 年 1 月 17 日昼间夜间昼间夜间1#项目厂界外东侧 1mdB(A)494749472#项目厂界外东侧 1mdB(A)514950483#项目厂界外南侧 1mdB(A)494950494#项目厂界外南侧 1mdB(A)504949475#项目厂界外西侧 1mdB(A)504950496#项目厂界外西侧 1mdB(A)494751270、507#项目厂界外北侧 1mdB(A)514950488#项目厂界外北侧 1mdB(A)515051519#水电厂员工公寓dB(A)5048514910#炼厂员工公寓dB(A)48464845xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书11211#老市区管委会dB(A)50495149标准值dB(A)65556555达标情况达标达标达标达标由以上监测结果可知，本项目监测点位的噪声监测现状值可以满足声环境质量标准（GB3096-2008）中的 3 类标准要求，说明项目所在地周边声环境质量较好。.4.3 评价范围内与本项目排放同类污染物的其他在建、拟建污染源评271、价范围内与本项目排放同类污染物的其他在建、拟建污染源根据项目区域评价范围，本次调查评价范围内与本项目排放污染物有关的其他在建项目、已批复环境影响评价文件的拟建项目的污染源。项目评价范围内在建、拟建项目大气污染源排放情况见下表。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书113表表 4.3-1本项目评价范围内区域在建拟建源统计表本项目评价范围内区域在建拟建源统计表序号项目名称审批文号审批时间与本项目排放的同类污染物1xx千华制药有限公司年产 1000 吨原料药及中间体建设项目酒环审发202115 号2021.5.31颗粒物、SO2、氨、硫化氢、NMHC2xx272、增华精细化工有限公司医药中间体项目（一期）酒环审发202132 号2021.8.25颗粒物、SO2、氨、硫化氢、NMHC3xx鲁玉东壹精细化工有限公司 5000 吨/年高分子绝缘新材料项目酒环审发202244 号2022.9.13颗粒物、SO2、NOx、氨、硫化氢、NMHCxx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1145施工期环境影响分析施工期环境影响分析本项目位于xx市老市区xx油田分公司炼油化工总厂现有厂区内，厂区场地平整，电力、道路、供水等基础设施完善，土石方开挖量也较小。因此施工期影响主要是基础施工、建构筑建设、场地硬化及设备安装的影响，其环境273、影响相对较小。5.1 施工期大气环境影响分析施工期大气环境影响分析5.1.1 施工扬尘影响分析施工扬尘影响分析施工期扬尘污染主要来源于土方的开发、堆放、清运、回填和场地平整，以及建筑材料如水泥、白灰、砂子等的装卸、运输和存放等。根据国内外的有关研究资料，扬尘起尘量与许多因素有关。首先，针对基础工程施工阶段分析，如：挖土机等施工机械在工作时的起尘量决定于挖坑深度、挖土机抓斗与地面的相对高度、风速、土壤的颗粒度、土壤含水量、渣土分散度等条件；而对于渣土堆场而言，起尘量还与堆放方式、起动风速及堆场有无防护措施等密切相关。通过类比调查研究：未采取防护措施和土壤较为干燥时，开挖的最大扬尘约为开挖土量的 274、1%；而在采取一定防护措施和土壤较湿时，开挖的扬尘量约为 0.08%。影响范围一般在场界外 50100m 左右。当地年平均降雨量约为264.7mm，年平均蒸发量约为 1829.6mm，年均风速约 2.8m/s，气象特征为干燥多风天气。因此，土石方阶段应避开大风天气，并加强洒水降尘，最大程度减小土方开挖扬尘的影响范围。其次，主体结构施工阶段，工程施工有大量的混凝土搅拌作业。根据一些工程建设期施工现场混凝土搅拌站产生的扬尘监测结果类比分析，在搅拌站下风向l50m 处，TSP 浓度约为 0.271mg/m3，基本接近环境质量二级标准值 0.30g/m3。据此分析，工程施工混凝土搅拌作业对周围环境影响275、主要集中在搅拌站下风 150m 范围内，150m 以外对周围环境的影响不大。如果搅拌站位置选择恰当，施工期搅拌扬尘对周围环境不会构成大的影响。为了更好的防止搅拌扬尘的污染，本次评价建议工程所需混凝土可从当地离厂址较近的搅拌站购买成品混凝土，通过混凝土xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书115搅拌输送车送至施工现场。最后，针对施工全过程的车辆分析，由于车辆洒落尘土的一次扬尘污染和车辆运行时产生的二次扬尘污染均会对环境产生明显不利影响。运输车辆扬尘的产生量及扬尘污染程度与车辆的运输方式、路面状况、天气条件等因素关系密切。扬尘产生量最少的是水泥路面，其次276、是坚实的土路，再次是一般土路，最差的是浮土多的土路，车辆在这四种路面上行驶产生的颗粒物浓度的比值依次是 1：1.17：2.06：2.29，超标倍数依次为 2.9 倍、3.6 倍、7.1 倍和 8.0 倍，且扬尘造成的影响范围一般是在道路两侧各 50m 的区域内。因此工程施工早期应当先修好场地内的主要交通干道，最好选择水泥路面。目前场地外园内的主要交通干道已修建完成，均为水泥路面。为减少运输扬尘污染，施工期间应及时清扫路面落土并洒水防尘，控制车辆装土量加盖纺布，限制车速，将车辆运输扬尘控制在最小影响范围内。扬尘浓度的大小跟风力的大小及气候有很大的关系。浓度影响随风速变化而变化，总的趋势是小风或静277、风时的影响范围小，大风时的影响范围大，因此在大风天气情况下要禁止施工。5.1.2 扬尘污染防治措施扬尘污染防治措施为有效防止施工扬尘对环境的污染，施工期间应采取如下相应措施：（1）在施工现场设置围栏隔离，可有效减少施工扬尘影响范围。（2）干燥季节应及时对施工现场临时存放的土方进行洒水，以保持其表面湿润，减少扬尘产生量。根据类比资料每天洒水 12 次，扬尘的排放量可减少 5070%，一般而言，散体物料不扬尘的临界含水率为 4%。施工时可根据风速、天气干燥情况控制洒水次数。（3）禁止露天堆放建筑材料，细颗粒散料要入库保存，搬运时轻拿轻放，防止包装袋的破裂。（4）现场施工搅拌砂浆、混凝土时应尽量做到278、不洒、不漏、不剩不倒；混凝土搅拌机应设置在棚内，搅拌时要有喷雾降尘措施。（5）临时道路和施工场地应平坦、硬化、畅通，并落实相应的环境保护措施，沿线增设相关标识牌；（6）限制进场运输车辆的行驶速度，不得超载，对运输水泥、白灰、土方和施工垃圾等易产生扬尘的车辆采用篷布遮盖，避免沿途撒落；并及时清扫散落在xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书116路面上的泥土等建筑材料，定时洒水降尘（一天 23 次），以减少运输过程中的扬尘；车辆运行路线应尽量避开居民集中点，在不可避免的情况下，应将车速控制在 15km/h 以下，减少对沿线居民的扬尘污染；（7）施工场地车279、辆出口处设置简易洗车装置，对进出场地的运输车辆车轮进行清洗，最简易的方法可设置一凹水池，水池宽度为车身宽的 1.5 倍，长度为车身长即可，池内铺设碎石，水深漫过碎石 10cm 左右，以便于洗净车辆轮胎夹带的泥土量，减少驶出工地车辆引起的扬尘污染。（8）当大风天气时禁止施工作业，并对临时堆存的砂粉等建筑材料采取遮盖措施。（9）严禁凌空抛撒施工垃圾，施工垃圾要即时清运处理，以免产生扬尘。在采取以上防治措施后，可有效的减轻扬尘污染，改善施工现场的作业环境。在施工中还要合理布局规划，及时绿化或硬化。总之，施工期扬尘的影响是局部的、短暂的，随着工程施工期结束就会消失。5.1.3 施工期废气影响分析施工期280、废气影响分析施工机械、机动车辆将不可避免的排放车辆尾气，具体减缓措施为：（1）通过提高机械效率，避免无效率或低效率机械作业，减少不必要的车辆使用。（2）加强对施工车辆的检修和维护，严禁使用超期服役和尾气超标的车辆，尽可能使用耗油低、排气量小的施工车辆以减少有害气体的排放。通过采取有效的措施，施工机械废气污染将得到有效的控制，可降低机械尾气对周围环境空气的影响。5.2 施工期声环境影响评价与分析施工期声环境影响评价与分析5.2.1 施工期噪声污染源强分析施工期噪声污染源强分析噪声亦是施工期的主要污染因子之一，施工过程运输车辆及各种施工机械设备如打桩机、挖掘机、推土机、升降机、吊车、电锯、混凝土泵281、车、混凝土喷射机和混凝土搅拌运输车等都会产生噪声。通过相关资料的类比调查分析，估算施工期各机械设备的噪声源强见表 5.2-1。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1175.2-1施工期主要设备产生的噪声强度一览表施工期主要设备产生的噪声强度一览表5.2.2 施工期噪声污染影响预测与评价施工期噪声污染影响预测与评价在施工噪声预测计算中，施工机械除各种运输车辆外，一般均为固定声源。其中的推土机、装载机因位移不大，也可视为固定源。因此，我们将施工机械噪声作点声源处理，在不考虑其它因素情况下，施工机械噪声预测模式如下：L=L1-L2=20lg（r2/r1）282、式中：L距离增加产生的噪声衰减值，dB（A）；r1、r2点声源至受声点的距离，m；L1距点声源 r1 处的噪声值，dB（A）；L2距点声源 r2 处的噪声值，dB（A）；若 r1 以 1m 计，不同距离的具体衰减值见表 5.1-2。表表 5.1-2 噪声衰减值与距离的关系噪声衰减值与距离的关系距离（m）151015203050100200300500L（dB）014.020.023.526.029.534.040.046.349.554.0根据建筑施工场界噪声排放标准（GB12523-2011），以表 6.1-2 给出的各种施工机械噪声实测值为基础，通过计算，可得出各种施工机械达到施工场界噪声283、限值所需的衰减距离，见表 5.1-3。序号机械类型测点与施工机械距离(m)最大声压级 dB(A)1推土机5862装载机5903平地机5904压路机5765挖掘机5846打桩机15907砼输送泵5798振捣棒5799切割机59310吊车127311升降机3058xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书118表表 5.1-3 各种施工机械的施工场界噪声达标的衰减距离各种施工机械的施工场界噪声达标的衰减距离由于施工机械的非连续性作业特点，施工噪声具有阶段性、临时性和不固定性等特点。从表 5.1-3 的预测结果看，施工场地噪声对环境的影响很大。通过现场调查，项284、目周边 400m 范围内无居民集中居住区等环境敏感目标。5.2.3 施工期噪声控制措施施工期噪声控制措施施工单位应加强施工期环境管理，严格遵守建筑施工场界环境噪声排放标准(GB12523-2011)的相关规定。为有效控制施工噪声影响，建议采取以下控制措施：（1）制订施工计划时应尽量避免大量高噪声设备集中进行施工作业，施工过程中应把主要高噪声设备放置在适当位置或采取隔声降噪措施。对混凝土泵、混凝土喷射机可搭简易棚围护降噪，并加强对混凝土泵的维修保养，加强操作人员的培训教育，保证机械设备平稳运行；对电锯和木工机械等高噪声设备设封闭工棚；对于使用时不能封闭的高噪声设备如振捣棒等，施工时间尽量安排在昼285、间，减少夜间施工量，禁止夜间打桩作业。（2）设备选型上尽量采用低噪声设备，如以液压机械代替燃油机械，采用低频振捣器等。动力机械设备如挖土机、推土机等，可通过排气管消音器和隔离发动机振动部件的方法降低噪声；设备常因松动部件的振动或消声器的损坏而增加其工作时的噪声级，因此对动力机械设备要进行定期的维修、养护；闲置不用的设备应立即关闭，运输车辆进入现场应减速，并减少鸣笛。序号机械类型达标所需衰减距离（m）昼间夜间1推土机321772装载机502813平地机502814压路机10565挖掘机251416打桩机150/7砼输送泵14798振捣棒14799切割机7139710吊车2111911升降机842286、xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书119（3）夜间（22:00 以后）禁止进行对居民生活环境产生噪声污染的施工作业。因特殊需要必须连续作业的，必须有县级以上人民政府或者其有关主管部门的证明，并公告附近居民，以取得谅解。（4）文明施工，健全人为噪声的控制管理制度，对操作人员进行相应的环保知识教育并传授相关经验；按规程操作机械设备。（5）做好劳动保护工作，在高噪声源附近操作的作业人员应配戴防护耳塞。（6）在施工工段公示环境保护要求，设置并公示工程扰民投诉电话，充分发挥公众监督的作用。5.3 施工期水环境影响分析施工期水环境影响分析5.3.1 施工期废287、水影响分析施工期废水影响分析施工期废水主要为施工人员排放的生活污水，施工过程中的少量生产废水及机械施工时产生的少量含油污水，其产生的环境影响分析如下：（1）施工期间施工人员所产生的生活污水可依托设项目周围现有的设施收集，经处理达标后外排，不会对环境造成明显不良影响。（2）由施工场地混凝土搅拌、材料场产生的生产废水，水质特征为含沙量较多、混蚀，经沉淀后可洒于施工场地控制扬尘，不外排废水，不会对评价区的地面水环境造成明显不良影响。（3）机械施工时，跑、冒、滴、漏产生少量含油污水，此类废水排放量少，浓度变化大，随机性强，不会对环境造成明显不良影响。5.3.2 施工期对地下水的影响分析施工期对地下水的288、影响分析工程施工期对水体环境影响主要为建筑施工废水、设备清洗废水和生活废水等。废水中因含有水泥，水质呈弱碱性，且 SS 浓度值较高，就地排放会对土壤、植物形成危害，施工过程中，遵循废污水全部回收利用原则，在施工点设置废水沉淀池，上清液回用，沉淀泥可作为填方使用。施工人员生活污水依托厂区内现有污水处理设施；普通洗涮废水场地泼洒自然蒸发。通过上述措施之后，施工期产生的废水对区域地下水环境影响较小，施工结束后其影响也就随之消失。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1205.3.3 施工期水污染防治措施施工期水污染防治措施为了防止施工废水对施工现场及周围水289、环境造成不利影响，做到即节约水资源又不污染环境，施工期间应采取以下措施：（1）实施施工过程环境监理制度，工程招标合同中必须有防止水污染的合同条款。（2）在现场进行搅拌作业时，必须在搅拌机前台及运输车清洗处设置沉淀池，废水经沉淀后方可回收用于洒水降尘。（3）现场存放油料时，必须对暂存库进行防渗漏处理，储存和使用都要采取措施，防止油料跑、冒、滴、漏，防止污染地表水和地下水体。5.4 施工期固体废物影响分析施工期固体废物影响分析项目施工期产生的固体废物主要为建筑垃圾以及施工人员产生的少量生活垃圾。（1）建筑垃圾施工期固体废弃物主要是施工产生的垃圾、建筑弃土，不涉及危险废物，送西固区建筑垃圾填埋场处置290、。施工期加强管理，将建筑垃圾和包装材料、废弃建筑材料尽量回收利用，生活垃圾可依托拟建项目所在厂区现有的垃圾收集设施收集，密封运送生活垃圾填埋场卫生填埋，不会对环境产生明显不良影响。（2）生活垃圾项目施工期的生活垃圾包括瓜果皮、剩饭剩菜、饭盒、废弃包装物等。生活垃圾如不采取相应措施，容易产生扬尘和白色污染，还会滋生大量细菌、蚊虫和苍蝇，散发出难闻的恶臭，故本项目对施工期产生的生活垃圾分类收集后，由当地环卫部门定期清运处理，对周边环境影响很小。综上所述，施工期采用相应的污染防治措施后，对项目区域环境影响较小，其影响期较短，影响持续时间较短，且随着施工期结束各项污染也将结束。5.5 施工期生态影响分291、析施工期生态影响分析项目建设对生态环境的破坏主要发生在施工期。项目地块内现状为水泥地面，施工期土石方开挖将导致地表层土松、散，土抗蚀能力减弱，在遇到大风或xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书121雨天时容易形成扬尘或水土流失。在施工中先做好挡护，再存放土方，施工现场要设截断槽或建挡水墙，以防止雨水从暴露的土壤表面流出；及时注意天气变化，在有降雨预报时对露天堆放的土堆、沙堆进行遮挡覆盖，用焦油帆布等覆盖管沟的作业面和松土层；临时存放的土堆表面喷洒覆盖剂或使用遮蔽材料。本项目工程建设期防治分区划分为建筑物工程防治区、道路与管线工程防治区、施工场地与绿化292、工程防治区和代征道路工程防治区。本项目采取生态保护措施后可有效减少项目施工期生态破坏，项目建设后改变现有裸地，铺装透水砖、植草砖，安装节水灌溉措施，一定程度上有利于改善项目区生态环境。为有效防止水土流失，建议采取以下防治措施：（1）根据需要增设必要的临时雨水排水沟道，夯实裸露地面，尽量减缓雨水对泥土的冲刷，减少水土流失；（2）弃土和施工废料尽可能综合利用，剩余部分及时清运至当地建筑垃圾填埋场卫生处置；（3）施工完成后及时进行路面硬化和空地及厂界外绿化，做好植被的恢复，提升厂区绿化度和美观度；（4）控制施工作业时间，尽量避免在暴雨季节进行大规模的土石方开挖工作。综上所述，项目建设的实施对生态环境293、的影响有不利的一面，也有有利的一面。不利影响主要是人类活动加强，对区域的干扰增加；有利影响主要是对现有土地进行建设和人工绿化，同时可达到防治水土流失和提升区域景观的效果。项目建设对区域生态环境影响较小。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1226 运营期环境影响分析运营期环境影响分析6.1 运营期环境空气影响预测评价运营期环境空气影响预测评价6.1.1 气象资料气象资料本项目大气环境评价等级为一级评价，评价区地面气象参数利用xx气象站（区站号，52533）2021 年地面常规气象资料进行分析统计。xx气象站（52533）位于本项目厂址东侧，距厂址约294、 79km，是距离最近的国家气象站。该站位于甘肃省xx市xx老市区，地理坐标为东经 98.4833 度，北纬 39.7667 度，海拔高度 1477.2m。xx气象站始建于 1934 年，并于同年正式进行气象观测，拥有长期的气象观测资料。本次收集了xx气象站 2002-2021 年的气象统计资料以及 2021 年全年逐日逐次地面气象资料。地面气象数据项目包括：风向、风速、总云量、低云量和干球温度。xx气象站气象数据统计如下。6.1.1.1 2002-2021 年（年（20 年）气象资料统计年）气象资料统计xx气象站 2002-2021 年气象资料整编表如表 6.1-1 所示：表表 6.1-1x295、x气象站常规气象项目统计（xx气象站常规气象项目统计（2002-2021）统计项目统计值极值出现时间极值多年平均气温（）8.26累年极端最高气温（）35.62010-07-2038.1累年极端最低气温（）-23.872002-12-26-29.6多年平均气压（hPa）852.4多年平均水气压（hPa）5.9多年平均相对湿度（%）46.5多年平均年降雨量（mm）94.22006-07-0633.3灾害天气统计多年平均沙暴日数（d）3.0多年平均雷暴日数（d）6.9多年平均冰雹日数（d）0.1多年平均大风日数（d）10.1多年实测极大风速（m/s）23.42017-05-0329.5多年平均风速2296、.24多年主导风向、风向频率（%）SW13.8xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1236.1.1.2 风向风速风向风速（1）月平均风速xx气象站近 20 年资料分析月平均风速如表 5.2-2，4 月平均风速最大（3.01米/秒），9 月风速最小（1.97 米/秒）。表表 6.1-2xx气象站月平均风速统计xx气象站月平均风速统计（单位：m/s）月份123456789101112平均风速1.982.232.553.012.612.322.142.051.971.982.102.00（2）风向特征近 20 年风向统计值近 20 年资料分析的风向玫瑰图297、如图 6.1-1 所示，xx气象站主要风向为 SW和 WSW、E、NW，占 37.6，其中以 SW 为主风向，占到全年 13.4左右。表表 6.1-3xx气象站年风向频率统计xx气象站年风向频率统计（单位：%）风向NNNENEENEEESESESSE频率3.783.864.66.968.446.814.272.34风向SSSWSWWSWWWNWNWNNW频率2.234.2413.88.716.665.557.036.0220年,静风4.56%NNEESESSWWNW图图 6.1-1xx气象站（xx气象站（2002-2021）风向玫瑰图）风向玫瑰图各月风向频率各月风向频率见表 6.1-4，200298、2-2021 年xx气象站各月风向玫瑰见图 6.1-2。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书124表表 6.1-4各月风向频率各月风向频率月均值 1 月2 月3 月4 月5 月6 月7 月8 月9 月10 月 11 月 12 月N3.393.894.345.414.373.883.043.693.143.463.334.04NNE4.523.994.663.763.872.882.993.394.24.213.993.53NE4.764.694.714.814.574.174.494.745.444.164.784.23ENE6.226.997.4299、17.367.678.627.446.898.046.165.385.48E8.528.197.918.767.828.779.6911.598.847.916.736.93ESE7.226.796.265.116.277.228.999.746.994.765.336.43SE3.824.052.813.215.126.225.595.344.842.514.134.08SSE1.982.342.111.732.372.772.642.442.422.021.892.6S1.982.261.631.472.062.452.792.492.261.912.152.35SSW4.974.393.300、913.163.424.224.693.643.254.116.185.25SW18.92 16.49 13.56 12.26 11.029.379.949.5912.19 19.46 19.38 18.53WSW 11.32 10.298.337.317.377.227.196.698.8410.069.439.83W5.475.746.316.417.678.527.646.596.397.115.785.48WNW4.374.844.816.666.226.875.645.745.694.964.635.43NW4.526.449.3611.918.926.326.595.746.096301、.216.185.78NNW5.225.427.668.367.375.425.245.895.344.814.984.08C2.783.154.172.373.855.045.475.856.096.125.765.99xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书125一月,静风2.78%NNEESESSWWNW二月,静风3.15%NNEESESSWWNW三月,静风4.17%NNEESESSWWNW四月,静风2.37%NNEESESSWWNW五月,静风3.85%NNEESESSWWNW六月,静风5.04%NNEESESSWWNW七月,静风5.47%NNE302、ESESSWWNW八月,静风5.85%NNEESESSWWNW九月,静风6.09%NNEESESSWWNW十月,静风6.12%NNEESESSWWNW十一月,静风5.76%NNEESESSWWNW十二月,静风5.99%NNEESESSWWNW图图 6.1-2xx气象站（xx气象站（2002-2021）各月风向玫瑰图）各月风向玫瑰图（3）风速年际变化特征与周期分析根据近 20 年资料分析，xx气象站风速无明显变化趋势，2002 年年平均风速最大（2.43 米/秒），2003 年年平均风速最小（1.87 米/秒），xx气象站（2002-2021）年平均风速见图 6.1-3。xx油田分公司炼化总厂 303、10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书126图图 6.1-3xx气象站（xx气象站（2002-2021）年平均风速）年平均风速（单位：（单位：m/s）6.1.1.3 地面气象观测资料调查地面气象观测资料调查（1）气象站温度分析月平均气温与极端气温xx气象站 7 月气温最高（22.88），01 月气温最低（-9.19），近 20年极端最高气温出现在 2010-07-20（38.1），近 20 年极端最低气温出现在2002-12-26（-29.6），xx月平均气温见图 6.1-4。图图 6.1-4xx月平均气温xx月平均气温（单位：（单位：）温度年际变化趋势与周期分析xx气象站304、近 20 年气温无明显变化趋势，2017 年年平均气温最高（8.99），2012 年年平均气温最低（7.63），无明显周期。xx气象站（2002-2021）年平均气温见图 6.1-5。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书127图图 6.1-5xx气象站（xx气象站（2002-2021）年平均气温）年平均气温（单位：（单位：）（2）气象站相对湿度分析月相对湿度分析xx气象站近 20 年每月相对湿度统计，12 月平均相对湿度最大（57.52%），04 月平均相对湿度最小（31.9%）。xx月平均相对湿度见图 6.1-6。图图 5.2-6xx月平均相对湿305、度（纵轴为百分比）xx月平均相对湿度（纵轴为百分比）相对湿度年际变化趋势与周期分析xx气象站近 20 年年平均相对湿度无明显变化趋势，2010 年年平均相对湿度最大（51.75%），2014 年年平均相对湿度最小（40.00%），无明显周期。酒泉气象站（2002-2021）年平均相对湿度图 6.1-7。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书128图图 6.1-7xx气象站（xx气象站（2002-2021）年平均相对湿度）年平均相对湿度6.1.1.4 评价基准年常规气象资料分析评价基准年常规气象资料分析（1）风频风对大气污染物的扩散和迁移方向起着决定性306、的作用。xx气象站 2021 年年均风频及其随月、季变化情况见表 6.1-5；风向频率玫瑰图见图 6.1-8。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书129表表 6.1-5风频及其随月、季变化情况风频及其随月、季变化情况月份NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW静风1 月4.442.423.095.7813.314.72.691.341.753.7627.8213.317.262.821.882.690.942 月6.13.424.616.713.848.634.172.982.834.7616.528.485.83.307、723.272.981.193 月7.532.554.77.1211.423.632.550.670.673.2324.068.27.124.035.656.590.274 月7.645.974.448.7510.835.422.781.391.814.3111.117.089.174.866.817.220.425 月6.324.847.127.9313.988.23.631.483.095.9110.225.115.516.055.114.70.816 月6.812.222.5510.695.143.331.943.896.9413.199.4410.285.568.194.310.567308、 月5.383.632.826.3211.166.454.442.691.755.3815.197.269.416.596.054.70.818 月5.513.093.639.1416.268.65.781.611.482.6910.489.278.475.514.033.091.349 月4.442.084.316.3916.2510.423.890.971.673.7517.649.315.974.444.443.610.4210 月5.913.764.576.0512.636.183.492.281.884.1719.098.876.722.696.594.170.9411 月4.583309、.615.566.679.865.974.441.532.225.4221.117.785.695.424.864.580.6912 月3.493.234.445.1111.564.443.231.481.886.8524.3310.757.392.554.73.90.67全年5.673.44.326.7512.656.463.71.692.074.7617.598.747.414.525.144.380.75春季7.164.445.437.9312.095.752.991.181.864.4815.176.797.254.985.846.160.5夏季5.892.992.996.8412.7310、36.754.532.082.364.9812.958.659.385.896.074.030.91秋季4.993.164.816.3612.917.513.941.61.924.4419.288.656.144.175.314.120.69冬季4.633.014.035.8312.875.833.331.92.135.1423.110.936.853.013.293.190.93xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书130图图 6.1-8年、月及各季风向频率玫瑰图年、月及各季风向频率玫瑰图xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏311、改造项目环境影响报告书131（2）风速年、季、各时刻、各方位下的平均风速见表 6.1-6，年平均风速月变化见表6.1-7，季小时平均风速日变化见表 6.1-8、见图 6.1-9、图 6.1-10，图 6.1-11。秋季和冬季平均速度小，不利于大气污染物的扩散和稀释，春季平均风速大，有利于大气污染物的稀释和扩散。另外，从风速的日变化看，夜间至清晨风速小，对大气污染物扩散、稀释不利，正午及午后风速大，对大气污染物的扩散、稀释有利。表表 6.1-7年平均风速月变化年平均风速月变化月份1 月2 月3 月4 月5 月6 月风速(m/s)1.982.032.672.82.912.48月份7 月8 月9 月312、10 月11 月12 月全年风速(m/s)2.342.182.212.162.252.162.35表表 6.1-8季小时平均风速日变化季小时平均风速日变化风速(m/s)0 时1 时2 时3 时4 时5 时6 时7 时8 时9 时10时11时春季2.272.242.252.262.322.262.242.292.332.282.422.72夏季2.182.182.132.161.931.931.971.91.791.572.092.53秋季2.072.041.931.891.971.871.911.881.891.751.792.24冬季1.981.932.022.032.012.012.081313、.981.881.991.681.58风速(m/s)12 时13 时14时15时16时17时18时19时20时21时22时23时春季3.263.543.83.873.763.713.663.292.882.442.412.48夏季2.763.073.213.22.962.922.772.522.232.011.932.08秋季2.542.983.022.972.932.682.422.111.841.892.282.02冬季2.032.272.422.542.642.582.071.81.81.982.111.99xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告314、书132表表 6.1-6年、季、各时刻、各方位下的平均风速年、季、各时刻、各方位下的平均风速月份NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW平均1 月1.891.441.81.931.921.982.441.511.111.92.332.051.621.41.452.311.982 月1.791.631.672.142.412.772.241.731.482.022.071.961.491.412.741.742.033 月2.742.562.312.92.692.811.971.321.622.62.452.272.492.383.83.822.674 月2.82315、2.372.533.063.123.132.051.951.582.522.642.632.22.354.423.262.85 月2.332.512.452.723.373.362.592.251.532.272.562.644.13.634.172.972.916 月2.141.682.012.42.882.922.21.661.652.142.323.153.12.912.942.487 月2.211.872.22.462.452.481.971.71.822.081.912.083.172.543.322.522.348 月1.832.151.922.742.62.52.121.371.316、461.811.741.792.043.092.321.642.189 月2.021.842.242.12.52.632.11.51.432.022.031.91.772.262.932.852.2110 月1.831.932.122.072.42.271.851.531.412.21.922.241.63.772.572.1611 月2.321.931.992.152.372.162.392.171.732.162.222.032.042.943.092.262.2512 月1.931.81.922.432.262.192.051.451.482.182.312.191.831.682.42317、.872.16全年2.22.032.132.472.582.632.171.691.532.162.212.12.382.553.282.792.35春季2.652.462.432.893.083.172.251.951.562.432.522.482.792.884.153.392.79夏季2.061.922.032.572.632.62.091.61.662.061.991.942.822.892.922.442.33秋季2.031.912.112.112.442.42.131.731.542.132.061.972.032.413.332.542.2冬季1.861.641.82.152.318、192.42.231.61.372.062.262.081.661.492.322.382.06xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书133图图 6.1-9风速玫瑰图风速玫瑰图xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书134图图 6.1-10年平均风速月变化年平均风速月变化图图 6.1-11季小时平均风速日变化季小时平均风速日变化（3）温度xx气象站 2021 年平均气温为 8.78，2021 年平均气温月变化趋势见表6.1-7 和图 6.1-12。表表 6.1-9各月及年平均温度各月及年平均温度月份1 月2 319、月3 月4 月5 月6 月温度(C)-10.85-5.814.413.3914.921.2月份7 月8 月9 月10 月11 月12 月全年温度(C)22.5121.9917.29.030.98-5.138.78xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书135图图 6.1-122021 年平均气温月变化趋势年平均气温月变化趋势6.1.1.5 探空气象数据探空气象数据本次探空数据采用xx市探空气象站的数据，2021 年高空模拟气象数据由国家气象信息中心采用国际上前沿的模式与同化方案（GFS/GIS），建成全球大气再分析系统（CRAS），通过多层次循环同化试320、验，不断强化xx特有观测资料的同化应用，研制出 10 年以上长度的“xx 全球大气再分析中间产品（CRA-Interim，2008-2019 年）”，时间分辨率为 6 小时，水平分辨率为 34 公里，垂直层次 64 层。提取 37 个层次的高空模拟气象数据，层次为 1000100hPa每间隔 25hPa 为一个层次。高空气象数据项目为层数，每层的气压、离地高度、干球温度、露点温度、风向、风速。6.1.2 大气环境影响预测大气环境影响预测（1）预测模式本工程污染源类型有点源和面源两种，预测范围小于 50km，可采用环境影响评价技术导则-大气环境（HJ2.2-2018）中推荐的模型 AERMOD，321、且 2018年内风速0.5m/s 的持续时间为 14h，未超过 72h，不需采用 CALPUFF 模型进行进一步模拟预测，因此本次预测模型采用导则中推荐模型 AERMOD。气象预处理模型为AERMET。（预测软件为环安科技大气环境影响评价系统AermodSystem完整版）。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书136AERMOD 模式是美国国家环保署与美国气象学会xx开发的新扩散模型，主要包括三个模块：AERMOD(AERMIC-扩散模型、AERMAP(AERMOD-地形预处理和 AERMET(AERMOD-气象预处理。AERMOD 是一个稳态烟羽322、扩散模式，可基于大气边界层数据特征模拟点源、面源、体源等排放出的污染物在短期（小时平均、日平均）、长期（年平均）的浓度分布，适用于农村或城市地区、简单或复杂地形。AERMOD 考虑了建筑物尾流的影响，即烟羽下洗。模式使用每小时连续预处理气象数据模拟大于等于 1小时平均时间的浓度分布。AERMOD 包括两个预处理模式，即 AERMET 气象预处理和 AERMAP 地形预处理模式。（2）预测参数地面气象数据本次环评在模拟和预测网格点和大气环境敏感点上的环境空气质量浓度时，利用xx市气象局 2021 年全年逐日逐次的地面风速、风向、云量观测资料。其中 5 个变量，分别是风向、风速、总云量、低云量、干323、球温度。高空气象数据高空气象资料采用由 NOAA/ESRL 站点提供的全球国际交换探空气象站探空数据。我国可以下载到探空数据的气象站有 93 个，xx市气象站是其中之一，距离项目区较近，可靠性较好。地形数据地形数据来源 strm-57-05.tif 和 strm-57-06.tif 下载文件，为 90m 分辨率精度的地形数据。本项目拟选厂址中心点xx度坐标为：中心地理坐标为东经 973340.434、北纬 394952.037。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书137图图 7.3-13地形数据图地形数据图地表参数本工程地表类型以荒漠为主，空气湿度324、按白天干燥湿度气候为主，本次地表参数设置详见表 6.1-10。表表 6.1-10模型设置地表参数模型设置地表参数时段反照率波文比地表粗糙度冬季0.3521春季0.1421夏季0.1641秋季0.1841评价标准拟选厂址属于大气环境二类功能区，大气评价范围内均为为二类区，不涉及一类区。因此项目所在区域环境空气中各污染物环境质量标准主要依据环境空气质量标准（GB3095-2012）。预测基本信息图本项目所在区域的周围地理信息情况见图 6.1-14 所示。大气预测评价基准年的选择根据大气导则相关要求，评价基准年的筛选要依据评价所需环境空气质量现状、气象资料等数据的可获得性、数据质量、代表性等因素，选325、择近 3 年中数据相对完整的 1 个日历年作为评价基准年。根据项目所在地周围的环境空气质量情xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书138况，本次获取了 2021 年xx市例行监测点位环境空气质量现状监测数据（日均值），数据完整，具有代表性，且本次获得了距离本项目最近的 2021 年xx市气象站的气象数据（国家气象站），故本次评价选择 2021 年作为评价基准年。（3）项目预测评价因子、预测范围预测因子基本污染物预测因子：SO2、NO2、PM10；其他污染物预测因子：氨、硫化氢、非甲烷总烃。根据工程分析，本项目预测因子 NOx 选择 NO2化学转化算法326、，转换系数为0.9 进行影响预测。预测范围综合考虑本项目实际建设情况，结合厂区周边环境特征和气象条件，本次环境空气影响预测范围选为以占地范围中心为中心坐标原点（0,0），预测网格点采用直角坐标网格，网格点 X 向边长为 5.2km，Y 轴长为 5.0km，步长按照等距法设置，间距为 100。其中 X 轴方向设置为-2600，2600；Y 轴方向设置为-2500,2500，预测范围覆盖整个评价范围，预测范围大于本次大气评价范围。（4）预测环境保护目标点根据拟建项目特点和当地环境特征，本次评价范围内环境空气保护目标及网格点作为关心点。具体见表 6.1-11。根据拟建项目特点和当地环境特征，本次评价327、范围内环境空气保护目标及网格点作为关心点。表表 6.1-11预测环境保护目标一览表预测环境保护目标一览表类别环境功能区敏感目标名称XY相对厂区方位保护对象大气环境二类区水电厂员工公寓749.82263.1ENE居民区运输大院1117.05-503.02ESE居民区炼厂员工公寓-473.81-1929.9S居民区老市区园区管委会-3.63-1484.24S办公区xx市油城学校-136.79-1688.53S学校北坪六村-247.69-1949.99S居民区北坪七村-385.64-2202.41S居民区北坪四村-172.35-2253.28S居民区北坪五村75.66-1653.62S居民区玉润花园328、（在建）363.79-1473.54SSE居民区xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书1396.1.3 预测内容预测内容根据本项目所在区域 2021 年环境质量公报数据，项目所在区域为环境空气质量为达标区，需评价区域环境质量的整体变化情况。预测内容详见表 6.1-12。表表 6.1-12本项目预测内容和本项目预测内容和评价内容一览表评价内容一览表序号评价对象污染源污染源排放形式预测内容评价内容1达标区本项目新增污染源正常排放短期浓度长期浓度最大浓度占标率2本项目新增污染源+现状监测值或例行监测值-“以新带老”污染源（若有）-区域削减污染源（如有）+评329、价范围内其他在建、拟建污染源短期浓度长期浓度叠加后的保证率日均浓度和年均浓度的占标率，或短期浓度的达标情况；评价年平均质量浓度变化率3大气环境防护距离本项目新增污染源正常排放短期浓度大气环境防护距离（1）预测拟建项目新增污染源对各网格点及环境保护目标点的所有预测因子（PM10、SO2、NO2、NMHC、氨、硫化氢）短期和长期浓度贡献值占标率。（2）在同步气象条件下，预测拟建项目新增污染源在叠加现状监测背景值或例行监测数据背景值及评价范围内其他在建、环评已批复拟建的工程污染源，同时减去区域削减源的环境影响，综合计算各污染物对环境保护目标点及网格点叠加浓度值，计算其保证率日均浓度。（3）预测拟建项330、目污染源对厂界外主要污染物的短期贡献值浓度分布，计算大气环境防护距离。6.1.4 预测源强预测源强本项目污染源主要包括预处理加热炉排气筒、加氢单元加热炉排气筒和精馏单元导热油炉排气筒各区的无组织污染源。项目有组织污染源参数调查清单见表6.1-13，无组织污染面源参数调查清单见表 6.1-14，非正常工况有组织污染源调查清单见表 6.1-15，评价范围内其他拟建和在建污染源见表 6.1-16。xx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书140表表 6.1-13正常工况下拟建项目有组织污染源参数调查清单正常工况下拟建项目有组织污染源参数调查清单污染源名称排气筒331、基底坐标排气筒烟气污染物排放速率XsmYsmZsm高度m内径m温度K排气量单位SO2NO2PM10NOXNMHC单位加氢单元加热炉、重沸炉-61.0899.642252.54411.3433.156207.12m3/h0.0660.14670.01550.1630.0173kg/h精馏单元导热油炉-24.18282.312244.74350.6433.159301.19m3/h0.1810.40140.04260.4460.0474kg/h表表 6.1-14正常工况下拟建项目无组织污染面源参数调查清单正常工况下拟建项目无组织污染面源参数调查清单名称面源顶点坐标污染物排放速率（kg/h）X（m）332、Y（m）Z（m）NMHC氨硫化氢预处理区170.52-801.742282.830.01790.00810.00015加氢区97.38-535.852273.190.02860.006070.00012精馏区120.2-328.652272.360.0534/表表 6.1-15区域在建拟建区域在建拟建建项目有组织污染点源参数调查清单建项目有组织污染点源参数调查清单污染源名称排气筒基底坐标排气筒烟气污染物排放速率XsmYsmZsm高度m内径m温度K排气量单位SO2NO2PM10NOXNMHC氨硫化氢单位xx千华制药排气筒 12352.5639.572167.93180.6293.15100000333、m3/h0.2400.0400.020.030kg/hxx千华制药排气筒 22356.69616.572166.53181293.15100000m3/h000.0600.0200kg/hxx油田分公司炼化总厂 10 万吨/年特种油品深度加氢及精馏改造项目环境影响报告书141xx增华精细化工排气筒 12092.68-1223.732213.47200.5293.1520000m3/h000.3100.00280.000310.000012kg/hxx增华精细化工排气筒 22092.68-1193.062212.98200.2293.1510000m3/h000.1600.200kg/hxx增华精细化工排气筒 32113.13-1208.42211.56150.3293.151500m3/h00000.001400kg/hxx鲁玉东壹精细化工有限公司排气筒 1737.751391.95218