独山子石化分公司汽油产品质量升级Ⅱ催化装置适应性改造.doc

《独山子石化分公司汽油产品质量升级Ⅱ催化装置适应性改造.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《独山子石化分公司汽油产品质量升级Ⅱ催化装置适应性改造.doc（29页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、目 录1.建设项目概况11.1项目建设背景11.2项目位置21.3项目建设内容41.4项目政策及相关规划相符性42.建设项目周围环境现状62.1项目所在地的环境现状62.2建设项目环境影响评价范围93.项目环境影响预测及环保措施113.1项目主要环境影响因素分析113.2区域环境保护目标153.3环境影响预测与评价153.4环境保护措施183.5环境风险分析193.6环境经济损益分析193.7环境监测计划及管理制度214.公众参与224.1环境信息公开的方式和对象224.2公众参与调查结论235.环境影响评价结论246.联系方式251. 建设项目概况1.1 项目建设背景中国石油独山子石化分公司

2、(以下简称“独石化公司”)，是中国西部集炼油化工生产为一体的大型炼化企业。2009年投产的千万吨炼油和百万吨乙烯工程，总投资300多亿元，工程由1000万吨炼油、100万吨乙烯和公用工程三部分组成。目前独石化公司具备1000万吨/年炼油、122万吨/年乙烯生产能力，可生产燃料油、聚烯烃、橡胶、芳烃等26大类600多种炼化产品。独石化公司炼油厂老区加氢裂化车间催化裂化装置(以下简称“催装置”)建成于1994年10月，为高低并列式提升管蜡油催化裂化，是炼油厂重要的二次加工装置，由独山子石化公司设计院设计。催化裂化装置位于独石化公司炼油老厂区北区，经过历次改造目前加工能力为60万吨/年。因2009年

3、独石化公司千万吨炼油和百万吨乙烯工程投产，该装置目前一直处于停开状态。但随着近年来国家实施更严格的车用汽柴油质量标准，市场对高品质汽柴油产品的需求量逐年增加，独石化公司炼油系统现有装置的汽柴油生产能力不足已无法满足市场供应需求。因此为了增加公司高品质汽柴油产品产量，独石化公司拟重开催化裂化装置以保证下游装置的催化汽柴油原料供应，最终提高公司高品质汽柴油产品的产量。催化裂化装置在2009年停开之前的运行过程中还存在两方面问题，一方面是装置再生烟气中污染物浓度较高，虽然能够满足现有排放标准，但参考已发布的石油炼制工业污染物排放标准(送审稿)，新标准颁布后，装置再生烟气中污染物将不能实现达标排放；另

4、一方面，装置在运行过程中ESD、DCS、气压机电液调速器系统设备老化、运行不稳定，给装置长周期稳定运行造成了一定的安全隐患。因此，本次公司重开催装置拟对装置现有老化设备进行更换并对ESD、DCS、气压机电液调速器系统进行优化改造，同时拟新建一套再生烟气除尘、脱硫、脱硝处理设施，确保装置重开后再生烟气实现达标排放。1.2 项目位置本项目为现有装置重开并进行技术改造的项目，独石化公司催化装置位于位于独石化公司炼油厂老厂区北厂区，催化装置车间北侧为60万吨/年馏分油加氢裂化装置、西侧为北厂区化验室、南侧为50万吨/年催化重整装置、东侧为厂区道路距老厂区东侧厂界约75m。项目地理位置见图1.2-1。图

5、1.2-1 项目地理位置示意图1.3 项目建设内容本项目是独石化公司对炼油老厂区现有停运的催化装置进行重开，同时针对装置原运行过程中存在的问题进行技术改造。项目主要建设内容如下：(1) 对现停运的催化装置重开。(2) 对现有催化装置的再生烟气新增脱硫、脱硝、除尘的治理设施，是装置重开后再生烟气污染物实现达标排放。(3) 对催化装置ESD、DCS、气压机电液调速器系统进行改造完善，增强装置运行的稳定性。催化装置重开后配套的储运、公用辅助设施均可依托独石化公司现有系统。催化装置新增的再生烟气脱硫设施土建工程量见表1.3-1。表1.3-1 拟建项目工程组成一览表序号名 称结构型式建设规模构筑物工程量

6、备注钢结构(t)钢筋砼(m3)混凝土(m3)砖石(m3)1脱硫部分1.1滤液池钢筋砼1.5273池内表面贴花岗岩1.2设备基础钢筋砼或素砼5.5396129基础防腐1.3围堰素砼20抗渗混凝土合计74231522脱硝部分2.1废水罐槽钢筋砼3.03032.2支架钢结构1010210钢结构防火2.3烟道支架钢筋砼80.5304基础防腐2.4设备基础钢筋砼或素砼1.08715基础防腐2.5分析小屋基础砼10.320合计14.824952拆除砼管架及基础：钢筋砼280m3，砼基础80m31.4 项目政策及相关规划相符性本项目不属于产业结构调整指导目录(2011年本)(修正)中鼓励类、限制类、淘汰类项

7、目，可视为允许类。同时装置重开符合石化产业调整和振兴规划总体要求。因此，本项目建设符合国家相关产业政策。催化装置重开，能够合理利用石油资源，有助于独石化公司提高高品质汽柴油产品产量，提高石化企业经济效益，符合新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、新疆克拉玛依市独山子区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、新疆克拉玛依市独山子区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，以及独山子城区总体规划(2011-2020)。2. 建设项目周围环境现状2.1 项目所在地的环境现状2.1.1 自然环境概况2.1.1.1 地形地貌独山子区地形总的趋势为西南高、东北低，平均坡降为2.7%，西南到

8、东南为丘陵山区，其余大部分地区属于洪积戈壁平原。本项目处于山前倾斜的戈壁平原，地形简单，地貌单一，以西约3.8km为南北流向的奎屯河，河谷切割深达百米以上，南面紧邻低山丘独山子山，山丘东侧3km为独山子区南洼地水源。2.1.1.2 地质独山子地区在地质构造上属于新第三纪以来形成的乌鲁木齐山前坳陷的西段，拟建工程所在地的海拔高度为780m700m之间，地表及地层结构简单稳定。上覆310m500m厚的第四纪冲积洪积松散沙砾石层，工程地质条件良好，卵石为良好的持力层。地震烈度为8度。地层岩性自上而下大致为： 素填土：灰色、土黄色，厚度01.2m不等，以粉土及卵砾为主，含少量建筑垃圾。松散稍密，干稍湿

9、。该土为人工松散堆积，堆积年代较短，强度很低，且受荷后变形较大，不宜直接作为建构筑物的基础持力层。 黄土状粉土：土黄色，厚度0.3m1.0m，含植物根系及少量孔隙，平均孔径0.5mm。稍密，干。该层层位不稳定，厚度薄，强度相对较低，不宜直接作为建构筑物的基础持力层。 卵石：土灰色、青灰色，厚度大于19m，骨架颗粒大部分连续接触，一般粒径20mm50mm，最大粒径600mm，充填物以中、粗砂为主，且含少量粘性土，局部夹有砾砂薄层。稍密中密，稍湿。该层层位稳定，厚度大，强度相对较高，是很好的建构筑物的基础持力层，其承载力标准值为fk500kPa。2.1.1.3 水文地质独山子区处于天山北麓山前地带

10、，是奎屯河与巴音沟两个洪积扇交汇处，沉积着厚百米的第四纪松散砂砾层。该地层渗水率较好。独山子区附近发育了几条源于山区又接近垂直于山体的季节性间歇性河流，自东向西分别有安集海河、乌兰布拉克沟、巳音沟、乔路特沟、奎屯河、将军沟。该区附近地下水补给主要有乌兰布拉克沟、巴音沟和奎屯河等。安集海河是该地区的富水地带。独山子地区主要地表水奎屯河全长70km，集水面积1564km2，年径流量6.034108m3，洪水期最大流量为173m3/s，枯水期最小流量为4.2m3/s，极端最小流量为2.6m3/s，呈现出典型的暖季迳流特征，是独山子地区生产、生活用水的主要来源之一。该地区地下水埋藏较深，一般大于50m

11、，主要靠河流渗透补给，同时也有部分破碎带的基岩裂隙水、干渠渗漏水及少量大气降水补入。该地区地下水在水质、水量和含水层岩性、埋藏量，均是由南向北、由好渐次、由大变小、由深变浅，地下水迳流和水的交替作用也由强烈转为缓慢，具有典型的山前倾斜平原分带性特征。本项目厂区位于“独北山前洪冲积扇倾斜平原潜水带”，该潜水带主要指独山子背隆以北至奎屯市一带，为奎屯河洪冲积扇中下部，是地下水径流区，奎屯河水在该带大量下渗散失。这一带是由洪冲积扇形成的砾质平原，主要物质由第四系砂砾组成，厚达数百米以上。岩性由南往北逐渐变细，至公路以北出现亚粘土的夹层，地下水类型由单一的潜水逐渐过渡到多层结构的潜水-承压水，在奎屯市

12、南缘已出现。这里大部分地面覆盖20cm40cm厚的黄土夹砂砾层，局部达1m以上，构成了独山子矿区绿化的较好条件。该区上部东部一带主要接受南洼地地表水和地下水补给，西部接受奎屯河径流下渗补给。地下水埋深在南部独山子矿区一带达150m200m以上，向北逐渐变浅，在奎屯市南缘约为10m20m，在奎屯市北缘仅1m3m。地下水流向大致为南北方向，或略偏东。流速在南部为40m/d50m/d，公路附近为20m/d30m/d，奎屯市约在5m/d15m/d。该区大气降水补给很少，只在与洪水同时下渗时可补给地下水。该区水矿化度0.5 g/L0.8g/L，水化学类型为HCO3-Ca，HCO3-SO4-Ca，SO4-

13、HCO3-Ca型水。奎屯河是独山子第一水源；巴音沟和乌兰布拉克沟冲洪积的多次交接替迭置，形成了南洼地层厚的松散含水介质，成为独山子南洼地水源地，为独山子第二水源，埋藏深度为170m200m之间。在独山子东九公里地段(厂区以东20km左右)为独山子第三水源，埋藏深度l00m150mm。2.1.1.4 气候独山子地区地处欧亚大陆腹地，远离海洋，属典型的北温带干旱气候。夏季炎热，冬季严寒，降水稀少，蒸发量大，空气干燥，年温差变化大，光照充足，无霜期长。年主导风向为西风，其次为东南风，年平均风速2.4m/s，冬季常有小风和静风出现。从气候特征看，建设地区夏季由于太阳辐射的作用，增热迅速，造成空气的不稳

14、定结构。冬季，由于冷空气的侵入，气温逆增，在上部常形成很厚的逆温层，使大气常处于非常稳定的状态。2.1.1.5 土壤、植被本项目所在地地处天山北麓洪冲积扇中部，土层均为很薄的典型荒漠土壤灰漠土，土层厚约10cm50cm，土层下部均为砂砾层，地表多为砂砾石，土层结构稳定。本项目是对现有停运装置重开并进行适应改造的技改项目，项目装置区地面目前均为已建成的炼油装置，无地表植被。独石化公司老区炼厂所处区域的植被主要有盐生假木贼、博洛绢蒿、木本猪毛菜、叉毛蓬、角果藜等，伴生有涩芥、东方旱麦草、短柱猪毛菜、木地肤、驼绒藜等；高度多为10cm20cm，盖度20%30%，植被类型单一。2.1.2 区域环境质量

15、现状2.1.2.1 环境空气质量本项目重开的催化装置位于独山子厂区西端的独石化公司老区炼油厂，项目所在地独山子区地处天山北麓，奎屯河与巴音沟两河洪冲积扇交汇处，地势开阔地形平缓。该区域全年主导风向为西风。本次评价收集和现状监测的数据统计分析结果表明，独山子区环境空气中SO2、NO2、TSP、PM10污染物满足环境空气质量标准（GB3095-2012）二类区标准要求；非甲烷总烃污染物浓度低于低于2.0mg/m3。2.1.2.2 地表水环境质量评价区域地表水奎屯河老龙口断面各项监测指标均符合地表水环境质量标准（GB3838-2002）中类标准要求，说明评价区域地表水水质较好。评价区域第二水源地及奎

16、屯西站深水井各项监测指标均符合地下水质量标准（GB/T14848-93）中的类标准要求。2.1.2.3 地下水质量标准评价区域第二水源地及奎屯西站深水井各项监测指标均符合地下水质量标准(GB/T14848-93)中的类标准要求，说明评价区域地下水水质较好，能够满区域生活和工业要求。2.1.2.4 声环境质量项目催化装置所处的独石化公司老区炼油厂厂界声环境质量现状满足声环境质量标准（GB3096 -2008）4a类和3类区标准要求。2.2 建设项目环境影响评价范围2.2.1 大气环境影响评价范围本项目大气环境影响评价等级为三级，考虑到项目周围的自然和社会环境等因素，确定大气环境评价区范围为：以装

17、置区为中心点，边长5km的矩形区域，评价重点为独山子生活区，评价范围为25km2。2.2.2 水环境影响评价范围本项目地表水环境影响评价工作等级确定为三级，主要对项目用水保障性和排水方案可行性作出简要分析。本项目属于可能造成地下水水质污染的类项目，地下水环境影响评价等级确定为三级，评价范围主要是项目建设场地区域地下水。2.2.3 声环境影响评价范围本项目噪声环境影响工作等级定为三级，声环境影响评价范围为项目厂区边界外延200m的区域。2.2.4 环境风险评价范围本项目催化装置各单元危险物存在量够成重大危险源够成重大危险源，环境风险评价等级确定为一级。本项目风险评价范围为以项目区为中心点，半径为

18、5km的圆形区域。3. 项目环境影响预测及环保措施3.1 项目主要环境影响因素分析本项目催化装置重开后，生产过程中主要环境影响因素为装置“三废”排放及噪声对区域环境的影响。3.1.1 废气本项目生产过程中不使用燃料，废气污染源主要为系统工艺排气和无组织排放，具体排放源及排放过程如下：(1) 加热炉烟气，主要污染物为SO2、NOx、烟尘，由于装置加热炉使用独石化公司脱硫净化后的炼厂燃料气为燃料，烟气中污染物浓度较低分别为SO2 30mg/m3 0.93kg/h、NOx 90mg/m3 2.79kg/h、烟尘15mg/m3 0.47kg/h，通过36m高排气筒直接排放，污染物SO2、烟尘排放符合工

19、业窑炉大气污染物排放标准(GB9078-1996)中二级标准要求，污染物NOx排放符合大气污染物综合排放标准(GB 16297-1996)表2中二级标准的要求。(2) 装置再生器烟气，主要污染物为SO2、NOx、烟尘。根据装置停运前的运行状况，再生器烟气中污染物的排放浓度较高，不能实现达标排放，本次装置重开新增再生烟气处理设施，采用SCR脱硝+EDV湿法洗涤脱硫工艺，再生烟气经治理后污染物排放量分别为SO2 100mg/m3 6kg/h、NOx 100mg/m3 6kg/h、烟尘30mg/m3 1.8kg/h,通过60m高烟囱排放，符合大气污染物综合排放标准(GB 16297-1996)表2中

20、二级标准的要求。本项目催化装置重开后有组织大气污染物排放量分别为：烟尘19.068t/a、SO2 58.212t/a、NOX 73.836t/a，装置重开后较技改前减少污染物排放分别为烟尘120.96t/a、SO2 604.8t/a、NOx 352.8t/a。(3) 本项目运营期无组织废气主要为:装置反应塔等设备装置及管道输送转移物料过程中无组织逸散废气，主要污染物为非甲烷总烃、H2S。装置重开后老区炼油厂厂界H2S浓度符合恶臭污染物排放标准(GBl4554-93)二级标准，非甲烷总烃浓度符合大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）厂界无组织浓度限值。3.1.2 废水本项目运营期间废

21、水污染源主要为：(1) 装置区含油污水主要来自机泵冷却水、地面冲洗水和粗汽油水洗分离器排水，排放量约6m3/h，该部分污水送至老区炼油厂北厂区污水提升泵站，经过隔油预处理后提升进入独石化炼油新区污水处理场含油污水系统处理。独石化公司新区污水处理场含油污水处理系统设计规模600m3/h，处理包括独石化老区炼油厂在内的全公司含油污水，目前实际最大处理量约500m3/h，富余处理能力100m3/h。新区含油污水处理系统处理工艺为：均质调节（含初级隔油）+隔油+中和+一级气浮+二级气浮+纯氧曝气+沉淀+LINPOR氧化池+流砂过滤+活性炭吸附，出水水质可以满足循环冷却系统补充水水质要求，作为独石化公司

22、循环冷却系统补水。(2) 含硫污水主要来自装置分馏塔顶油水分离器和富气洗涤水，排放量约16m3/h，经密闭管道输送至装置区西侧老区炼油厂现有含硫污水管道，排至老区炼油厂含硫污水汽提装置进行脱硫处理，脱完硫废水进入炼油老厂区部分装置回用或排至新区污水处理场清净废水处理系统进一步处理，最终作为锅炉补水送至独石化公司动力站锅炉回用。(3) 催化装置重开后劳动定员由老区炼油厂现有人员调配，不新增产生生活污水。3.1.3 固体废物本项目运营期固体废物主要为：(1) 装置重开后一般工业固废主要包括再生器灰渣约12t/a、新增再生烟气处理产生的再生烟气粉尘泥浆约507t/a，全部送独石化公司危险废物填埋场填

23、埋。(2) 装置危险废物主要为装置生产过程中产生的废碱渣(HW35)约507t/a，全部依托独石化公司碱渣生物处理装置处置；新增再生烟气处理设施产生的脱硝废催化剂(HW49)约36t/a，因含有贵金属可由供应厂家回收。装置重开后三废排放情况见表3.1-1。表3.1-1 催化装置重开后三废排放一览表废气编号污染源名称污染物产生情况治理措施污染物排放情况排放规律排放源几何参数排放去向废气量污染物名称污染物量废气量污染物量高(m)内径(m)温度()(m3/h)mg/m3kg/ht/a(m3/h)mg/m3kg/ht/aG1加热炉31000SO2300.937.812燃烧经脱硫的清洁燃料气低氮燃烧SO

24、2300.937.812连续361.7180大气NOx902.7923.436NOx902.7923.436烟尘150.473.948烟尘150.473.948G2再生烟气60000SO2130078655.2SCR脱硝+EDV湿法洗涤脱硫SO2100650.4连续602.0220大气NOx80048403.2NOx100650.4烟尘27016.2136.08烟尘301.815.12G3装置区无组织排放非甲烷总烃6.87 kg/h、H2S 0.0046kg/h178mg127m大气废水序号污染源名称废水产生量pH石油类硫化物挥发酚COD氨氮排放排放类别t/hmg/Lt/amg/Lt/amg/

25、Lt/amg/Lt/amg/Lt/a规律去向1塔顶油水分离器含硫污水69.276.13.844200211.6826713.4610100509.044228213.09连续老区炼油厂酸性水汽提2富气水洗水108.3806.72968.0615713.1990976.3621718.233汽油水洗水含油污水47.8792.6524.30.821043.4994031.581073.6连续大项目新区污水处理场4冷却含油28.591.51.5416.30.27380.641592.67751.26合计2214.7527.28220.83223.0730.7835.98619.65641.42236

26、.18固体废物序号污染源名称产生量t/a(平均)主要成分排放规律分类处理/处置措施编号类别1再生器灰渣12Al2O3、硅酸盐间歇/一般固废灰渣场填埋2废碱渣（液）507NaOH、环烷酸、硫醇、汽油连续HW35废碱碱渣生物处理装置3再生烟气处理粉尘泥浆256.2Al2O3连续/一般固废灰渣场填埋4再生烟气脱硝废催化剂36V2O5-WO3/TiO2次/3aHW49危废供应厂家回收合计811.2/执行标准：工业窑炉大气污染物排放标准(GB9078-1996)中二级标准要求；大气污染物综合排放标准(GB 16297-1996)表2中二级标准的要求；污水综合排放标准GB8978-1996中表4二级标准；

27、工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)3类标准；石油炼制工业污染物排放标准（送审稿）中表4，大气污染物特别排放限值；一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001)。3.1.4 噪声本项目运营期噪声主要为各类泵和气压机等设备噪声，源强8597dB。项目应选用低噪音设备；主要产生噪声的装置、机房顶部和四周墙面装饰采用吸声材料；噪声较大设备选用隔声及消声设施；采用弹性支承或弹性连接以减少振动，采用动力消振装置或设置隔振屏；强噪声源厂房采取封闭式结构，噪声较大岗位设置隔声值班室。催化装置主要噪声源设备、治理情况及达标排放情况列表，见表3.1-2。表3.1-2 噪

28、声源设备及治理情况编号噪声源名称噪声强度dB(A)治理措施1冷油泵房92.75选用低噪声电机2热油泵房90.5选用低噪声电机3轻油泵房90.4选用低噪声电机4气压机房87.5选用低噪声电机6主风机房96.5选用低噪声电机7操作室55.93.1.5 非正常工况污染物排放本项目各装置非正常工况排污主要来自装置开停车及检修过程。3.1.5.1 大气污染本项目装置在操作不正常或开停工等非正常工况下，由于个别塔或容器的压力超高，引起安全阀超压泄气、放空气等状况，产生少量的烃类气体，将其密闭收集进入全厂的燃料气管网，不平衡时密闭引至火炬系统，严禁排入大气，一般情况下，各种物料不会产生泄漏。3.1.5.2

29、废水本项目各装置在开停车及检修时或在事故状态下会排出一定量的废水，这部分污水中各类污染物浓度，若直接排入污水处理场，将对其产生一定的冲击作用。因此，非正常工况下废水进入老区炼油厂北厂区10000m3事故应急池，限流进入污水处理场，可避免对污水处理场造成冲击。3.2 区域环境保护目标本项目催化装置是独石化公司已建成停运的炼油装置，位于独石化公司老区炼油厂北厂区。评价区域环境保护目标如下：(1) 确保催化装置重开后，独山子城区的环境空气质量维持现有水平，满足环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准。(2) 项目所在区域地下水水质满足地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准。(3)

30、 催化装置重开后，独石化公司老区炼油厂厂界四周声环境满足声环境质量标准(GB3096-2008)4a类和3类标准标准。3.3 环境影响预测与评价3.3.1 施工期环境影响根据本项目的建设地点和工程建设内容，施工期工程活动均在催化装置区内进行，施工活动以工艺设备的焊接安装为主，不新增占地，动土量少，施工人员的生活可依托化工区内的办公设施。整个施工活动主要污染源为各类高噪声施工机械产生的噪声，由于施工地点远离厂区边界，因此施工噪声主要影响对象为厂内办公区，不会对场外环境造成不利影响。为减少施工噪声的影响，应采取以下措施：（1）合理安排施工时间，使用高噪声设备的施工阶段应尽量安排在白天，减少夜间的施

31、工量；（2）对动力机械设备定期进行维修和养护，避免因松动部件振动或消声器损坏而加大设备工作时的声级。总体来讲，项目施工内容简单，加之在厂区内进行，远离居民生活区，因此施工期对环境的影响是十分有限且短暂的，上述影响将随工程施工的结束而结束。3.3.2 运营期环境影响分析3.3.2.1 大气环境影响经预测，本项目催化装置重开后加热炉烟气、再生器烟气中SO2、NOx、烟尘等污染物最大落地浓度占标率均小于10%，最大落地浓度距离内无环境敏感点分布，对评价区域空气环境质量影响不大。装置运行过程中无组织排放的非甲烷烃类污染物最大落地浓度低于2.0mg/m3，项目厂界非甲烷总烃浓度低于大气污染物综合排放标准

32、(GB16297-1996)二级标准最高允许排放浓度以及无组织排放监控浓度限值。在严格落实本报告书所提出的各项环境空气污染防治措施并杜绝事故排放的前提下，本项目对周围环境影响较小。根据石油加工业卫生防护距离(GB8195-2011)，独石化公司目前炼油能力8000kt/a，独山子年平均风速2.4m/s水平，确定本项目催化装置重开后卫生防护距离确定为1000m。3.3.2.2 地表水环境影响项目用水对区域水环境影响分析本项目用水对区域水环境影响主要体现于独山子水源地取水对地表水和地下水环境的影响。通过各水源地开采量的合理调配，独山子区工业和生活用水均在满足各水源地法定取水量的前提下供水，水源地及

33、其下游地下水位的变化将在有所降低后趋于均衡，并呈现一定规律的年内、年际变化，总体趋于平衡发展。本项目通过采用各项技术措施，加强用水管理，提高项目循环用水率，大幅度减少了生产用水量，给有效控制各水源开采水量进而减缓其影响提供了前提和保证，本项目用水对区域水资源影响较小。项目废水处理可行性分析：本项目产生的含油污水送至老区炼油厂北厂区污水提升泵站，经过隔油预处理后提升进入独石化炼油新区污水处理场含油污水系统处理。独石化公司新区污水处理场含油污水处理系统设计规模600m3/h，处理包括独石化老区炼油厂在内的全公司含油污水，目前实际最大处理量约500m3/h，富余处理能力100m3/h。新区含油污水处

34、理系统处理工艺为：均质调节（含初级隔油）+隔油+中和+一级气浮+二级气浮+纯氧曝气+沉淀+LINPOR氧化池+流砂过滤+活性炭吸附，出水水质可以满足循环冷却系统补充水水质要求，作为独石化公司循环冷却系统补水。本项目产生的含油废水水质较简单，量也较小，可生化性强，因此本项目废水进入新区污水处理场后不会使污染负荷增加，不会对污水处理场带来负面的冲击。从水量方面看，在本项目废水产生量仍远小于现有污水处理场的处理规模。因此将本项目污水纳入现有污水处理场的含油废水处理工段的治理措施是可行的，不会对污水处理场的处理效果带来负面影响。3.3.2.3 地下水环境影响本项目投入运行后，废水排放依托独石化公司污水

35、处理设施及排放管线，现有设施设计及施工过程充分考虑了对地下水的防护，通过各种有效措施的落实，最大限度减少了污染物泄漏的概率，防止因泄漏而导致的污染物下渗。在近几年实际运行过程中效果较好，区域地下水质量也未发生较大变化。老区炼油厂在实际运行过程中各项污染防护措施的应用，已使项目区污染物对地下水的影响降至最低，一旦出现泄漏等即可由区域内的各种配套措施进行收集、处置，同时经过硬化处理的地面也可以有效阻止污染物的下渗；通过管材的选用、抗震措施及下垫层的设置、运行期的定期检测，可以使输水管线的泄漏事故率大大降低，有效避免因泄漏导致的地下水污染；工业净化水库区则通过防渗设计和施工过程中的严格落实来确保水库

36、的安全运行，完全可以避免对地下水的影响。3.3.2.4 声环境影响催化装置重开后不会使该区域噪声强度有显著的增加，独石化公司老区炼油厂厂界的噪声贡献值能满足工业企业厂界环境噪声排放标准(GB123482008)中3类和4a类标准中昼、夜间标准限值；叠加背景值后，昼间、夜间厂界噪声预测值仍能够满足工业企业厂界环境噪声排放标准(GB123482008)中3类和4a类标准限值的要求。3.3.2.5 固体废物处置催化装置重开后，产生的各类固体废物均得到合理处理和处置，满足固体废物减量化、减量化和无害化的要求，在采取环评所提出的治理措施及加强日常监督管理同时，本项目产生的固体废物不会对环境产生二次污染，

37、对周围环境影响较小。3.3.2.6 环境风险催化装置重开后，事故风险水平低于同类项目的总体水平，在进一步采取安全防范措施和事故应急预案、在落实各项环保措施和采取本报告书提出的有关建议、落实厂区项目排水设施的设计与执行完整的前提下，基本满足国家相关环境保护和安全法规、标准的要求，在发生不大于本报告设定的最大可信事故的情况下，本项目从环境风险的角度考虑是可行的，但企业仍需要提高风险管理水平和强化风险防范措施。3.4 环境保护措施3.4.1 废气催化装置停产前主要的环境问题是再生烟气污染物浓度负荷较高，不能实现污染物达标排放，本项目新增再生烟气处理设施，采用SCR脱硝+EDV湿法洗涤除尘脱硫工艺，能

38、够确保催化装置再生烟气中污染物全部实现达标排放。催化装置重开后，由于原设备废气污染源强降低，设备密闭性更好，跑冒滴漏的现场能够彻底解决，因此项目运行不会增加厂区大气污染物无阻织排放量。3.4.2 废水催化装置重开后排放的废水有含硫污水和含油污水。含硫污水通过密闭管道送往老区炼油厂现有的酸性水汽提装置进行脱硫处理后全部回用。含油污水主要是塔区、炉区、泵房构架等的地面冲洗水，含油污水进入大项目新区污水处理场的含油废水处理工段处理达标后部分回用部分排入独山子污水处理系统。机泵冷却水不外排，循环使用。3.4.3 噪声催化装置对高噪声设备采取设置隔音间及消声措施，简单易行，且不受设备运行状况的影响，可保

39、障厂界噪声达到环保要求。3.4.4 固体废物处置装置重开后一般工业固废主要包括再生器灰渣约12t/a、新增再生烟气处理产生的再生烟气粉尘泥浆约507t/a，全部送独石化公司危险废物填埋场填埋。装置危险废物主要为装置生产过程中产生的废碱渣(HW35)约507t/a，全部依托独石化公司碱渣生物处理装置处置；新增再生烟气处理设施产生的脱硝废催化剂(HW49)约36t/a，因含有贵金属可由供应厂家回收。3.4.5 环境风险防范措施独石化公司设置有完备的风险应急预案和应急设施，催化装置重点设备四周均设有围堰，围堰外设有阀门切换，一路排至装置含油污水系统，一路排至装置北侧防洪渠。围堰外切换阀常关。当发生轻

40、微事故泄漏的物料时，切换排至含油污水系统；如果发生较大的事故，泄漏物料及污染消防水排水切换排至装置西侧的老区炼油厂DN800事故排水线，将事故排水引入装置区北侧约270m的老区炼油厂北厂区10000m3事故池。事故池与北厂区提升泵站吸水池处于联通状态，可分批将事故池内的污水通过提升泵提升排入大项目污水处理厂含油污水处理系列进行生化处理及深度处理回用。事故池的设置，可有效消除事故处理过程中的伴生/次生污染，减轻事故对环境的影响。3.5 环境经济损益分析3.5.1 环保设施及投资本项目催化是独石化公司已建成停运的装置，装置重开后可依托独石化公司现有完善的环保设施解决三废处理问题，本项目针对催化装置

41、停运前存在的催化再生烟气污染物不能达标排放的问题，新建一套再生烟气脱硝、脱硫除尘设施，该再生烟气处理设施是本项目主要的环保工程，投资约9863万元，占项目总投资费用的86.8%。详见环保投资概算汇总表3.5-1。表3.5-1 催化装置重开环保投资序号环保投资项目单位投资备注1再生烟气处理系统万元9863合计万元98633.5.2 环保措施效益分析3.5.2.1 环保措施分析催化装置重开后在运营过程中会排放一定数量的污染物进入周围环境，带来一定程度的污染，同时对周围生产、生活资源及人群健康带来一定程度的影响。但是由于催化装置是独石化公司已建停运的装置，因此装置重开后独石化公司现有完善的环保设施能

42、够满足催化装置废水、固体废物的处理。同时本项目针对催化装置停运前存在的催化再生烟气污染物不能达标排放的问题，新建一套再生烟气脱硝、脱硫除尘设施，该设施建成后将彻底解决催化装置再生烟气污染物不能达标排放的问题，大幅降低了催化装置大气污染物排放总量，既节约了资源、能源，又保护了环境，具有显著的环境效益。本项目的建设严格遵照国家关于环保治理设施要与主体生产设施“同时设计、同时施工、同时投产”的三同时方针。项目建成投产后，通过各项环保设施的正常运行，可以大大降低各种污染物向周围环境的排放量，从而降低了环境损失，取得经济效益、社会效益和环境效益的协调发展。3.5.2.2 环保措施效益分析经过本项目所采取

43、的环保设施治理后，废气、废水的污染物排放量都有明显的减少，实现了达标排放，减轻了对环境的污染，具有比较明显的环境效益。同时项目的实施能够有助于独石化公司提高国汽油产量，而对国汽油的生产和使用，则可以减少的汽车尾气污染物的排放，特别是铅等污染物的排放，保护人体健康，为建设环境友好型社会，对创造现有的人居环境具有重大意义。因此催化汽油加氢项目的环境效益显著。本项目建成投产后，对该地区的资源开发、经济结构的优化及其它相关产业的带动发展都具有非常重要的意义。由于本项目采取了许多环保措施，减少了生产过程中排放到环境中的各种污染物数量，有利于环境保护，减轻本地区生态平衡的破坏，减少各种资源的损失以及对农牧

44、业生产和人体健康的损害。并且项目实施后，将为疆内提供优质燃料油，很大程度上对改善地区环境空气质量、减排SO2，具有重要的环境效益、社会效益和经济效益。3.6 环境监测计划及管理制度本项目日常监测主要包括：(1) 对“三废”、噪声排放点进行常规监测，分析其中有害物质的浓度，检查 是否符合国家规定的标准；如超标，则通知有关部门查找原因，并采取治理措施；(2) 对厂内三废治理设施进行监视性监测，了解其运行效果；(3) 对可能出现的高危排放点、容易造成污染事故的设施，进行特定目标的 警戒监测，以便尽快报警，尽可能减小危害的影响范围；(4) 在发生严重污染事故时，进行应急监测，为采取处理措施提供依据；(5) 建立污染源档案，监测数据档案，为工厂的改建、扩建提供环保数据。 催化装置重开后日常监测方案见表3.6-1。表3.6-1催化装置重开后日常监测方案监测内容监测点布设监测项目监测频次监测单位污染源废气加热炉烟气SO2、NOx、烟尘每季监测 1 次克拉玛依市环境监测站再生器烟气SO2、NOx、烟尘安装在线监测无组织排放H2S、非甲烷总烃每季监测 1 次废水各装置排污口废水量、p H、石油类、COD、挥发 酚、硫化物、SS、NH3-N 等每季监测 1 次噪声噪声源厂界噪声及装置、设备等噪声每年监测 12 次环境 质量 监