延安石油化工厂240万吨柴油加氢精制装置及配套系统项目竣工环境保护验收监测报告.doc

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1、建设项目竣工环境保护验 收 监 测 报 告陕环验字【2015】第086号项目名称：陕西延长石油（集团）有限责任公司炼化公司延安石油化工厂240万吨/年 柴油加氢精制装置及配套项目 建设单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司报告日期： 2016年5月 陕西省环境监测中心站承 担 单 位：陕西省环境监测中心站 站 长：沈炳岗 总 工 程 师：吴卫东 项 目 负 责 人：康 巍（上岗证号：验监证字第201042215号） 报 告 编 写 人：康 巍（上岗证号：验监证字第201042215号）审 核：审 定：参 加 人 员：康 巍 刘 鹏 牛天田 王 林 孙向荣 宗时毅 李永庆 刘 敏 杏 艳 念娟妮

2、 马文鹏 田渭花 王俞支 张会强 贾 佳 王舒婷 张 沛 张 宇 组织机构代码：43520228-5电话：(029)85429106，85429116传真：(029)85429118邮政编码：710054地址：西安市西影路106号 目 录一、前言5二、验收监测依据7三、工程概况93.1 项目基本概况93.2项目建设内容及主要设备113.3主要原辅材料来源及消耗153.4 工艺流程173.5 主要污染源、污染物及环保措施18四、环评结论及环评批复234.1环评结论234.2环评要求234.3延安市环保局预审意见234.4环评批复要求24五、验收执行标准及分析方法275.1验收执行标准275.2标

3、准限值285.3监测分析方法及监测仪器295.4监测质量控制措施30六、验收内容346.1验收监测期间的工况保证346.2废气排放监测346.3污废水监测356.4噪声监测356.5固体废弃物检查内容356.7总量核算366.8环境管理检查内容366.10公众意见调查37七 验收结果与评价387.1验收监测期间运行工况387.2大气污染物验收监测结果与评价387.3水污染物监测结果与评价437.4噪声监测结果与评价457.5固体废弃物调查结果467.6总量核算结果487.7 环境管理检查结果487.8 公众意见调查结果错误！未定义书签。八 验收监测结论与建议错误！未定义书签。8.1废气污染物排

4、放监测结果548.2 污废水监测结果578.3厂界噪声监测结果578.4 固体废弃物578.5 总量控制588.6 环境管理检查588.7公众意见调查结论588.8建议59一、前言延安石油化工厂筹建于2007年，于2009年建成投产，现隶属于陕西延长石油集团炼化公司。为积极应对国家汽油质量升级，满足国家对清洁燃料的质量要求（长远要求汽油指标符合国 V 标准， 其中硫含量10ppm，），陕西延长石油（集团）有限责任公司新建一套240万吨/年直馏柴油加氢及配套工程装置。2013年3月，陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂委托陕西中圣环境科技发展有限公司编制完成了陕西延长石油（集团）有限责

5、任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目环境报告书，2013年3月4日，陕西省环境保护厅以“陕环批复【2013】103号”文件对该项目进行了批复；该项目于2012年9月开工建设，2014年3月主体工程竣工；2014年3月5日，陕西省环境保护厅以“陕环试生产【2014】17号”文件同意该项目进行试生产，由于国家对车用柴油“国”标准执行时间未确定，该项目延迟开车，故陕西省环境保护厅又于2014年7月30日以“陕环试生产【2014】65号”文件对该项目试生产时间进行了延期，试生产时间截止2014年10月30日。2014年8月29日，受陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂

6、的委托，陕西省环境监测中心站承担该项目的竣工环境保护验收监测工作。2014年9月6日陕西省环境监测中心站组织相关技术人员对该项目建设情况进行了现场踏勘，经现场踏勘发现，该项目存在未按环评要求建设锅炉脱硫装置、危险废物暂存地点问题，该公司进行整改后，我站相关技术人员再次对该项目建设情况进行了现场踏勘，但发现该项目存在监测孔直径无法满足验收现场监测的条件，经企业和省厅环评处沟通，同意将我站原定工作内容进行调整，对原定“加热重沸炉颗粒物不予监测”，其他监测内容不变。2015年12月2日4日，陕西省环境监测中心站组织技术人员对该项目进行了竣工环境保护验收的现场监测及检查工作，并根据现场监测和检查结果编

7、制了本竣工验收监测报告。二、验收监测依据（1）中华人民共和国环境保护法（2015年1月1日）；（2）国务院令第253号建设项目环境保护管理条例；（3）原国家环境保护总局令第13号建设项目竣工环境保护验收管理办法及附件；（4）原国家环境保护总局发【2000】 38号文建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知；（5）中国环境监测总站中国环境监测总站建设项目竣工环境保护验收监测管理规定（验字【2005】172号）；（6）陕西省环境保护厅陕西省环境保护厅建设项目环境管理规程，陕环发【2010】38号；（7）陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目

8、环境影响报告书2013年3月；（8）陕西省环境工程评估中心关于陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目环境报告书技术评估报告的函（陕环评函【2012】229号），2013年1月4日；（9）延安市环境保护局关于陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目环境影响报告书的预审意见2013年1月21日；（10）陕西省环境保护厅关于陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目环境影响报告书的批复陕环批复【2013】103号，2013年3月4日；（11）陕西省环境保护厅关于陕

9、西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目试生产的函（陕环试生产【2014】17号），2014年3月5日； （12）陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目环境监理报告2015年1月；（13）陕西省环境保护厅关于陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目试生产延期的函（陕环试生产【2014】65号），2014年7月30日；（14）陕西省环境监测中心站业务工作下达书（2014第149号）；（15）陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂提供的其他资料。三、工程

10、概况3.1 项目基本概况项目名称：陕西延长石油（集团）有限责任公司炼化公司延安石油化工厂240 万吨/年柴油加氢精制装置及配套项目；建设单位：陕西延长石油（集团）有限责任公司炼化公司延安石油化工厂；建设性质：扩建；建设地点：陕西省延安市洛川县杨庄河村延安石油化工厂预留地内，项目地理位置图见图3-3-1，厂区平面布置图及四邻关系图见图3-1-2；建设内容：建设240 万吨/年柴油加氢精制装置；项目总投资：投资概算：198564万元，其中环保投资6665万元，占总投资的3.36%。（企业未对实际总投资和环保投资进行核算）图3-1-1 项目地理位置图图3-1-2 厂区平面布置图及四邻关系图3.2项目

11、建设内容及主要设备3.2.1 项目建设内容该项目建设内容包括主体工程、辅助工程、公用和依托工程及环保工程几个部分，项目建设内容与组成分别见表3-2-1。表3-2-1 项目组成一览表序号项目名称主要建设内容一主体工程1柴油加氢精制装置建设240万吨/年规模的柴油加氢装置，主要建设内容包括混合换热器、加氢反应器、降凝反应器、硫化氢汽提塔、分馏塔、进料加热炉、重沸加热炉等2制氢单元建设2wNm3/h 制氢装置，包括转化炉余热锅炉、排污冷却回收器、加药装置、锅炉给水泵、取样冷却器、喷水减温器。二辅助工程1酸性水汽提装置本次新建一套30t/h 酸性水汽提装置，扩建后酸性水汽提装置规模达到40t/h,本新

12、建装置采用单塔低压汽提工艺。2油品储存该项目新设中间原料储罐包括2台5000m3和1台3000m3 的柴油储罐。3空分设施目前延安石油化工厂氮气设计产量3900Nm3/h，实际用量3800Nm3/h。为满足该项目及与该项目同期 建设项目各生产装置及配套系统所需氮气（1800 Nm3/h），本次新建一套3900Nm3/h的空气分离设施，氮气（0.7MPaG）的产量为3900Nm3/h。4空压设施现有工程净化风和非净化风余量分别610m3/h、100m3/h，为满足该项目及与该项目同期建设项目新增净化风和非净化风用量（分别为1300m3/h、1200m3/h），本次对现有空压设施进行改造，新增一台

13、25000Nm3/h的0.8MPaG的空压机。5供热扩建锅炉房，新增1台75t/h、3.82MPa的循环流化床燃煤锅.炉及与其配套所需的全部生产及辅助系统。6全厂工艺及热力管网新建工艺装置、公用工程及辅助设施之间往来的工艺物料管道系统、公用工程管道系统和管廊布置。7厂际物料运输管廊（改造）该项目新设原料管线设3条，由延安炼油厂罐区输送至石化厂；汽柴油精制后的产品设2条管线，从石化厂惠家河罐 区或延炼调合。厂外管廊改造从延安炼油厂至惠家河段约3.5公里，需在原有的管架上增加一层，宽度为4米；从惠家河至石化厂段约2.2公里，基本可以实现在管架预留位置增加管道。三依托工程1给水系统依托现有给水系统，

14、最大生产给水1160m3/h，同期建设项目新增用水量为320m3/h，需要改造生产给水设施以满足项目用水需求。2循环水系统利用原厂区循环水系统，循环水建成规模18800m3/h；现有工程循环水用量17081m3/h，余量1719m3/h；为满足该项目及与该项目同期建设项目新增循环水量（4231m3/h）需求，本次新建1间冷却塔，新增2台冷水泵，循环冷却给水设计水量为5000m3/h。3除盐水系统利用现有除盐水系统，现有除盐水站设计能400t/h，实际出水能力约240t/h，现有工程除盐水用量230t/h，已无余量。为满足该项目及与该项目同期建设项目新增除盐水量需求（41m3/h），需提高除盐水

15、站规模，本次增加超滤系统1套，单套处理能力为150t/h，增加反渗透系统1套，处理能力为100t/h。4消防系统利用原厂区消防供水系统5供配电系统利用原厂区供配电系统，新建设施增加供电负荷，电源由原10/0.4kV变配电间的备用位置提供。6通信利用原厂区通信系统7生产综合管理楼及配套设施利用原厂区生产综合管理系统8中央自动控制室利用原厂区自动控制系统四环保工程1火炬设施依托厂区现有火炬系统，经核算，原石化厂火炬规模可以满足此次改造后的全厂火炬排放要求，不需要扩建。但为了回收各生产装置正常生产情况下排放的可燃气体和各种阀门关 闭不严密而泄漏到放空气管网的可燃气体，该项目新建一座20000m3干式

16、气柜。2污水处理系统利用原厂区污水处理系统，厂内现有污水处理规模为100m3/h高浓度含油污水和200m3/h低浓度含油污水处理站。3锅炉房脱硫除尘系统对锅炉房现有脱硫方式进行改造，4台锅炉烟气经炉内喷钙脱硫之后与汽油精制再生烟气一并再经循环流化床干法烟气脱硫后排放。4初雨池和事故池依托石化厂内现有8000m3初雨池和20000m3事故池。5一般工业固废处置场依托延炼工业固体废弃物处置场处理石化厂内现有及新增工业固体废物。6危险废物临时堆场对现有危废临时堆场进行改造，设置分区堆放设施，并采取防风、防雨、防晒措施，使危废临时堆场符合规范要求。3.2.2 主要设备该项目主要工艺设备表见表3-2-2

17、。表3-2-2 主要工艺设备表名称规格型号温度压力MPa数量一240万吨/年柴油加氢精制装置加氢精制反应器42001290039981硫化氢汽提塔140042002110.651产品分馏塔140088002600.21酸性气脱硫塔1000193506 00.651原料缓冲罐460010600500.61滤后原料油缓冲罐460090001700.61热高压分离器340095002207.51热低压分离器340095002202.61冷高压分离器26005500507.11冷低压分离器24006200502.551新氢压缩机入口分液罐18003000402.11循环氢压缩机入口分液罐2600340

18、0507.01反应产物注水罐16005000500.11安全水封罐420960600.12贫氨液缓冲罐32009000600.41硫化剂罐12003600400.51烧焦罐1200200020011反冲洗污油罐16004000500.051硫化氢汽提塔顶回流罐16004000400.651分流塔顶回流罐16004000500.121缓蚀剂罐100030008012酸性气分液罐16004000400.71气体聚结器500.71放空分液罐4000100001700.581地下污油罐160040001700.681净化风罐14004000350.61燃料气分液罐12003000400.31地下废氨液

19、罐8002000600.51蒸汽分水器8008002501.21反应物与混氢换热器DFU1300-326-3/19-2I376/3618.6./8.51反应物与混氢油换热器DFU1600-1173-6.7/19-2I361/2868.5/8.41高热分气与混氢油换热器DFU1300-4704.2/19-2I220/1508.3/8.21柴油精制发生器10005500272/2101/0.91精制柴油/分馏塔进料换热器BIU800-4.0/2.5-120-4.5/25-4I288/2701/0.91酸性气冷却器BES700-2.5-120-6-25-4I32/380.4/0.31酸性气脱硫贫氨液

20、冷却器BES600-2.5-85-6-25-4I32/380.3/0.71热高分气空冷器GP92-6-124-9.51100.3/0.18热低分气空冷器GP93-62312.62硫化氢汽提塔空冷器GP93.41560.72分馏塔顶空冷器GP93.4-1291560.154精制柴油空冷器GP93.6-1931501.112反应进料加热炉12MW3628.51重沸炉17MW2600.651原料油升压泵367m3/h500.21反应进料泵404m3/h1700.21反应产物注水泵14m3/h5011反冲洗污油泵22 m3/h500.81脱硫化氢汽提塔顶回流泵6 m3/h400.51产品分流塔顶回流泵

21、11 m3/h500.051产品分馏塔底重沸炉泵1007 m3/h2900.151精制柴油泵500m3/h2900.11缓蚀剂泵0.4m3/h201.32抽油泵25m3/h500.11地下污油泵20m3/h500.11新氢氢压缩机31000Nm3/h4021循环氢压缩机225000Nm3/h5671二2万标m3/h制氢单元转化气余热锅炉140015CrMo1转化炉余热锅炉20G/12Cr1MoV/TP347H1余热锅炉汽包1600x8500Q345R1连续排污扩容器LP-3.51排污冷却回收器DP-7.51大气式旋膜除氧器Q=50t/h1加药装置2V/1m3-2P1锅炉给水泵Q=50t/h H

22、=580m2取样冷却器1蒸汽消声器2喷水减温器1三酸性水汽提装置主汽提塔180033536，35层单溢流浮阀塔盘原料水净化水换热器BES8001.61706/252I酸性气空气冷却器GP9361931.6S23.4/LIIa净化水冷却器BES7001.61256/252I重沸器BJS10002.52756/252原料水脱气罐2000610412 卧式原料水罐1000014007(罐壁高) 立式斜顶塔顶回流罐1400680010 卧式凝结水罐1200370010 卧式原料水缓冲罐1000014007 立式斜顶地下污油罐14005770卧式原料水除油器DYF60C(22004800)卧式水封罐10

23、0028436（立式）碱液缓冲罐280065808立式斜顶原料水泵机泵型号：DZA10050315C，扬程80m，流量80m3塔顶回流泵CMA25200A，扬程44m，流量10m3污油泵DTR5032250C，扬程65m，流量15m3净化水加压泵DZA8050250B，扬程75m，流量89m3原料水增压泵DZA10080400A，扬程50m，流量89m3碱液泵JX200/0.63B0.55504P，扬程60m，流量0.2m33.3主要原辅材料来源及消耗3.3.1 240万吨/年柴油加氢精制装置（1） 原料油 该项目原料油为延安炼油厂常一、常二及常三线直馏柴油的混合油，主要性质见表3-3-1。表

24、3-3-1 原料柴油性质原料油混合直馏柴油加工量（万吨/年）240密度（g/cm3）0.8163硫含量（wt%）0.05氮含量（ppm）50凝点（C）-7十六烷指数53.5馏程（C）初馏点16810% /30%197/22750% /70%248/28090% /95%335/337终镏点370（2） 氢气 该项目所需补充氢来自制氢装置。补充氢组成见表3-3-2。表 3-3-2氢气组成表组成H2C1CO+CO2Mol%99.00.120ppm100.0（3）辅助材料该项目辅助材料消耗见表 3-3-3。表3-3-3 催化剂及化学药剂消耗表序号名称型号或规格年用量 t一次装入量 t备注1催化剂FZ

25、C2.55FC55.91FH62.992硫化剂DMDS31催化剂硫化用3缓蚀剂水溶性10塔顶防腐、高压空冷防腐4支撑保护剂KT 系列3、6、1321催化剂支撑用3.3.22万标m3/h制氢单元（1）原料本单元设计采用炼厂自产的 LPG 作为制氢原料，原料的详细规格见表3-3-4。 表3-3-4 制氢原料性质原料LPG温度30压力1.19MPa(G)组成(mol%)：丙烷 98.80丙烯 1.2硫含量0.5ppm（2）辅助材料本单元辅助材料消耗见表3-3-5。表3-3-5 制氢单元辅助材料消耗表序号名称型号一次投入量 t使用年限1加氢催化剂T-2016.432脱氯剂T4083.2233氧化锌脱硫

26、剂T-30519.434转化催化剂Z4175.23Z4184.835中温变换催化剂B113-228.936磷酸三钠117惰性瓷球2033.4 工艺流程3.4.1 240万吨/年柴油加氢精制装置 柴油加氢精制的主要反应有加氢脱硫、加氢脱氮、加氢脱氧、加氢脱金属和烯烃饱和等，分反应部分、分馏部分和催化剂预硫化部分，具体工艺流程图及产污环节见图见图3-4-1。3-4-1 柴油加氢精制装置工艺流程及产污环节图3.4.2 2万m3/h制氢单元（1）工艺流程简述该单元经过进料、原料脱硫、转化、变换、再进入PSA单元进行吸附去杂质后得到产品氢气，经压力调节系统稳压后送出装置。吸附剂通过逆放冲水再生后再进入转

27、化炉作为燃料使用。（2）产污环节该单元所产生的废气主要来自于原料加热炉排出的烟气，主要污染物为SO2、NOx和烟尘。另外装置内酸性水汽提塔排出的水汽，主要污染物为CO2。本单元排放的废水主要是含油污水，含油污水主要来自机泵冷却水和热工除氧器小水封排水。本单元排放的废渣主要是废催化剂、废脱硫剂、废脱氯剂和废吸附剂。3.5 主要污染源、污染物及环保措施3.5.1 大气污染物排放及污染防治措施（1）、有组织废气该项目有组织废气主要为加热炉和重沸炉燃料燃烧产生的烟气，主要污染物为SO2、NOx、烟尘等，燃烧后通过一个高度60m 排气筒排入大气；2万m3/h制氢单元产生的有组织废气主要来自于原料加热炉排

28、出的烟气和酸性水汽提塔排出的水汽，加热炉排出的烟气主要污染物为SO2、NOx和烟尘；酸性水汽提塔排出的水汽主要污染物为CO2，分别通过高度60m和30m高的排气筒排入大气。该项目原有锅炉3台（1、2、3号），现新增一台75t/h锅炉（4号），4台锅炉烟气分别经过炉内喷钙脱硫+电除尘+循环流化床脱硫，处理后的废气通过两个烟道（东侧、西侧）最终汇入100m的烟囱排放。锅炉工艺流程图如图3-5-1。图3-5-1 锅炉工艺流程图事故状态时，安全阀超压泄放气体排入装置的放空总管至火炬。（2）无组织废气废气厂区设置2个 5000m3的汽油储罐。罐型均为浮顶罐，且装有呼吸阀，呼吸阀换气时逸散出少量的气体，主

29、要污染物为非甲烷总烃。3.5.2 水污染物排放及污染防治措施该项目产生的污（废）水为生产废水和生活污水。生产废水主要为含硫废水、含油废水（低浓度）及含油废水（高浓度）。 （1）、含硫废水主要来自柴油加氢装置，主要污染物为H2S、NH3等，通过2套酸性水汽提装置（处理能力40t/h，其中原有一套10t/h、新建一套30t/h）净化处理，酸性水经除油、换热及汽提后，酸性气自塔顶分出后送硫回收装置回收硫磺。汽提后的净化水降温至40加氢注水后，回用于柴油加氢、连续重整装置。（2）、含油废水（低浓度）来自柴油加氢装置、制氢单元、酸性水汽提装置及凝结水站排水等。主要污染物为COD、石油类，进入低浓度含油污

30、水处理系统处理（处理能力：200m3/h），低浓度含油污水通过三级物理除油、 A/O 生化池、二沉池沉淀+生物膜反应器（MBBR）生化处理、流砂过滤和活性炭过滤两级物理过滤并进一步消毒处理后进入回用水罐备用，回用水由泵打入全厂回用水系统管网用于生产。（3）、含油废水（高浓度）主要来自循环水场、污水处理站污泥脱水液等。主要污染物为COD、石油类、硫化物、挥发酚等。通过污水处理站高浓度含油废水系统处理（处理规模200m3/h。其中原有规模100m3/h，新建100m3/h），高浓度含油废水经三级物理除油、曝气耗氧生化、二沉池沉淀+生物膜反应器（MBBR）生化处理、流砂过滤及活性炭过滤两级物理过滤后

31、进入监控排放池，通过厂区废水排放口最终外排至洛河。该项目为改扩建项目，不新增人员，故不新增生活污水。3.5.3固体废弃物防治措施该项目生产中产生的固体废弃物有：危险废物、一般固体废弃物及生活垃圾。危险废物主要有废水处理产生的污泥、装置在停工检修时排出的各类废催化剂、废瓷球、废脱氯剂、废吸附剂、废保护剂。污泥产生量为23.5t/a，现储存在污泥储存库中，尚未处理，污泥储存库已做防渗、防腐处理（见监理报告）。各类废催化剂、废瓷球、废脱氯剂、废吸附剂、废保护剂每13年更换一次，预测产生量分别为58.3t/a、7t/a、19t/a、3t/a、200t/次（1015年更换）、0.85t/a，现除镍催化剂

32、已经委托陕西宏恩环保有限责任公司处置更换外（公司资质、合同、转移联单、备案情况见附件），其余均未到更换期限，待更换期限到后，企业计划委托陕西宏恩环保有限责任公司处置，所有危险废物均已建立台账，并报陕西省固体废弃物管理中心备案。锅炉灰渣属于一般固体废弃物，产生量分别为76310t/a（4台锅炉），全部外销至铜川市耀州区宏远运输队（合同见附件）。生活垃圾产生量360t/a（全厂），由当地环卫部门统一收集处置。该项目的固体废物种类、属性、产污环节、产生量及处置去向详见表3-5-1。表3-5-1 固体废弃物产生量、暂存方式及处理去向固废种类产污环节固废属性产生量（t/a）处置去向废催化剂装置检修时排出

33、危险废物58.3除镍催化剂已经委托陕西宏恩环保有限责任公司处置更换外，其余均未到更换期限，待更换期限到后，企业计划委托陕西宏恩环保有限责任公司处置。废瓷球7废脱硫剂19废脱氯剂3废吸附剂200t/次，1015年更换废保护剂0.85污泥污水处理站23.5暂存于污泥储存库内灰渣锅炉一般固体废弃物76310外销生活垃圾生活垃圾360当地环卫部门处置3.5.4噪声防治措施该项目生产过程中的噪声主要来自空冷器、加热炉、换热器和各类泵等产生的噪声。具体防止措施如下：（1）优化设备选型；（2）对装置区噪声采取建筑隔声、安放在封闭厂房或室内、加装消声器、所有转动机械部位加装减震固肋装置、采取具有降噪效果的材料

34、、控制水封高度以抑制水封液面波动噪声、采用多孔喷射的蒸汽喷射器降低蒸汽喷射噪声、在喷嘴处安装消声罩等措施；（3）加强厂区绿化措施；（5）对无法采取降噪措施的各作业场所，操作工人工作时佩带耳塞、耳罩和其它劳保用品。四、环评结论及环评批复4.1环评结论项目符合国家产业政策要求和相关规划。在采取工程可研报告和环评提出的污染防治措施的基础上，项目各污染源可实现达标排放，并且其对外环境的影响在 可接受范围内。在采取、落实有效防止环境风险措施的前提下，项目环境风险水平可以接受。从环境角度分析，工程建设可行。4.2环评要求（1）所有的环境保护设施必须与主体工程“同时设计，同时施工，同时运行”，并应得到当地环

35、保主管部门同意后方可开工生产。（2）企业在项目运营过程中，应加强管理，采取切实可行环境风险预防措施，结合全厂已有的风险应急预案，制定出本装置的环境风险应急预案，并加强与当地政府环境风 险应急预案的衔接，进行联合演练；确保将风险事故发生时的环境影响降到最低。（3）设置装置区与项目最近事故水池的联通管网，将现有工程与本工程应一并考虑。设置迅速切断事故排水直接外排并使其进入事故水池的措施。事故池应采取安全措施，且事故池在非事故状态下不得占用以保证可以随时容纳可能发生的事故产生的废水。4.3延安市环保局预审意见1、严格按照环评要求，落实项目废气和废水污染防治措施，加强物防设施的日常管理和维护，各类生产

36、废水依托厂区现有处理设施处置；做到废气污染物达标排放，减少对周边环境的影响。落实各项消声措施，衰减噪声源影响程度，使之达标排放。2、项目产生的各类危险废物按照管理规定，统一交由有资质的单位安全处置，并设施临时储存设施。3、做好项目环境风险防范工作。制定项目风险防范措施，结合该项目实际完善全厂总体环境风险防范措施及应急预案。并按相关规定，报各级环保部门备案。4、厂区锅炉应尽快配套脱硝装置，小贱NOX排放量。5、开展项目环境监理工作。委托环境监理机构开展该项目的施工期环境工程监理，定期向环保部门提交环境监理报告，并作为项目竣工环保验收的必备依据。4.4环评批复要求（1）按照“以新带老”对现有工程工

37、程的环保问题进行整改，将锅炉脱硫系统改为炉内喷钙脱硫+循环流化床干法烟气脱硫+布袋除尘处理工艺，除尘效率不低于99%，总脱硫效率不低于95%；按照危险废物贮存污染物控制标准的相关要求对危废临时堆场进行整改；增加30t/h酸性水汽提装置和100立方米/时高浓污水处理设施，以满足现有及新增装置的处置需求。（2）采取有效措施治理污染，在确保达标排放的前提下，努力降低污染物排放总量，该项目与同期建设的的180万吨/年SZORB催化汽油吸附脱硫装置主要污染物二氧化硫、氮氧化物、化学需氧量和氨氮年排放量必须分别控制在54.8吨、330.56吨、1.2吨和0.288吨之内。（3）落实污水处理措施，含硫污水经

38、酸性汽提处理后回用，不外排；含油污水送低浓度含油污水系统处理后回用于循环水系统；循环水场排水和污水处理厂污泥脱水液送高浓度含油污水系统处理后达到黄河水系（陕西段）污水综合排放标准（DB61/224-2011）一级标准和污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准后排放。对装置区、罐区、管廊区进行硬化及防渗处理，设置防渗导排渠，切实做好防渗、防泄漏措施（4）各装置配套的废气治理设施应当与主体工程同步建设、处理设施的处理能力、效率应满足需要，排气筒高度符合规范要求，确保排放的各种大气污染物能够满足国家和地方的排放标准。柴油加氢加热炉、重沸炉、制氢单元加热炉均应燃用脱硫后的干气；储罐应采用浮顶

39、罐。（5）加强环境风险防范。制定突发环境事件应急处置预案，并报省环境应急中心及当地环保行政主管部门备案。规范建设突发环境应急污水导排、收集设施。事故池、初期雨水收集池的最终容积由设计单位按规范最终确定。加强对有关人员的培训和演练，并储存必要的应急事故物资。（6）按照国家和地方的有关规定，对固体废弃物实行分类收集和管理。一般固体废弃物应立足于综合利用。废催化剂、废保护剂、废油、废水处理污泥等危险废物，应按规定程序向省固体废物管理中心申报备案，送交有处置资质的单位进行处理，同时建立台账并履行危险废物电子转移联单制度。（7）选用低噪声设备，对高噪声设备采取消声、隔声等降噪措施，确保各厂界噪声符合工业

40、企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）3类标准。（8）开展施工期环境监理，定期向环境保护行政主管部门提交环境监理报告。环境监理及监理现场管理情况作为批准本工程试生产的依据，纳入竣工环保验收内容。加强施工期间环境保护管理，采取切实可行措施，严格控制施工扬尘、噪声、废水及固体废物对周围环境的影响。（9）按照国家和地方的有关规定，设置规范的污染物排放口。在锅炉烟气处理设施进、出口安装在线连续监测装置，对二氧化硫、氨氧化物、颗粒物、烟气温度、烟气流速和氧量进行监测。对废水处理设施进出口安装在线连续监测装置，对COD、氨氮、石油类、挥发酚、硫化物和流量进行监测；在厂区污水总排扣安装化学需氧

41、量、氨氮、石油类和pH值在线连续监测装置。所有在线连续监测装置应与环境保护行政主管部门联网。（10）应在初步设计阶段进一步细化环境保护设施，在环保篇章中落实防止环境污染和生态破坏的各项措施及投资概算，落实情况应报我厅备案。五、验收执行标准及分析方法5.1验收执行标准根据陕西省环境保护厅关于该项目环境影响报告书的批复要求、延安市环境保护局关于该项目执行环境标准的批复及相关行业标准，本工程验收执行标准如下：（1）有组织废气排放加热炉烟气污染物排放执行工业炉窑大气污染物排放标准（GB39078-1996）和大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）二级标准要求，参照执行石油炼制工业污染物排放

42、标准（GBB31570-2015）中相关标准限值要求；锅炉废气污染物执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）二级标准要求，参照执行火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中相关标准限值要求；其他废气污染物排放执行大气污染物排放标准（GB16297-1996）二级标准限值要求。（2）无组织废气废气排放执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）二级标准要求，参照执行石油炼制工业污染物排放标准（GBB31570-2015）中相关标准限值要求。（3）（污）废水排放执行黄河流域（陕西段）污水综合排放标准（DB61/224-2011）中一级标准和污水综合排放标准（GB8978-1996）表4中一级标准；（4）厂界噪声执行GB12348-2008工业企业厂界环境噪声排放标准中的3类区标准。5.2标准限值5.2.1废气排放标准