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1、国环评证乙字第3803号15万吨/年废矿物油再生利用项目环境影响报告书 建设单位：宁夏锦河能源科技有限公司评价单位：宁夏石油化工环境科学研究院(有限公司)二一六年四月 目 录1项目变更任务由来12变更内容42.1变更前项目概况42.2变更后项目概况262.3变更前、后项目组成变化情况453变更后工程分析533.1工艺流程533.2变更后项目物料平衡性分析693.3变更后污染源分析754区域环境现状调查与评价844.1地理位置844.2自然环境概况844.3社会环境概况875环境质量现状评价895.1环境空气质量现状监测与评价895.2地表水环境质量现状评价1005.3地下水质量现状评价1025
2、.4声环境质量现状评价1035.5生态环境现状调查1036环境影响预测与评价1056.1评价因子与评价标准1056.2评价工作等级和评价重点1086.3评价范围及环境敏感目标1116.4施工期环境影响评价及防治措施1126.5运营期环境影响预测与评价1197.环境风险分析1477.1环境风险评价的目的1477.2评价程序1477.3重大危险源辨识1477.4工程环境危险性分析1487.5最大可信事故确定1537.6环境风险分析1567.7环境风险值计算1687.8风险防范措施1697.9环境风险应急预案1747.10环境风险评价结论1858环境保护措施及其经济、技术论证1878.1大气污染防治
3、措施1878.2废水治理措施1958.3地下水污染防治措施2018.4固体废物处置措施2088.5噪声污染防治措施2108.6矿物油回收利用污染控制技术规范相关要求2109清洁生产及总量控制2129.1清洁生产分析2129.2总量控制21710环境管理与监测计划21910.1环境管理与监测的目的21910.2环境管理计划21910.3施工期环境管理及监理计划22110.4运营期环境管理及监测计划22210.5排污口规范化22710.6“三同时”验收清单22811环境影响经济损益分析23011.1经济效益分析23011.2环境效益分析23111.3社会效益分析23211.4综合评价23212评价
4、结论23312.1建设项目概况23312.2产业政策相符性结论23312.3规划相符性及选址合理性23412.4区域环境质量现状结论23412.5变更后污染物防治措施23512.6变更后清洁生产及总量控制结论23712.7评价结论23712.8建议及要求23813附录和附件23913.1附表23913.2附件2391项目变更任务由来废矿物油是指在开采、加工和使用过程中由于外在因素作用导致改变了矿物油原有的物理和化学性能，不能继续被使用的矿物油。废矿物油已被列入国家危险废物名录，编号为HW08。废矿物油是由多种物质组成的复杂混合物，主要成分有烷烃、多环芳烃（PAHs）、烯烃、苯系物、酚类及其他杂
5、质等。其中的各种成分对人体都有一定的毒性和危害作用，因此一旦大量进入外环境，将造成严重的环境污染。另外，废矿物油还会破坏生物的正常生活环境，具有造成生物机能障碍的物理作用。例如废矿物油污染土壤后由于其粘稠性较大，除了堵塞土壤孔隙及破坏土质外，还能粘在植物根部形成一层粘膜，妨碍根部对水分和营养物质的吸收，造成植物根部腐烂，缺乏营养而大面积死亡。当土壤孔隙较大时，石油废水还可以渗透到土壤深层，甚至污染浅层地下水。因此，废矿物油的回收再生利用是彻底解决废矿物油环境污染的有效途径。根据废矿物油回收利用污染控制技术规范( HJ 607-2011)中第9.1.5条的要求，废矿物油的再生处理宜采用沉降、过滤
6、、蒸馏、精制、催化裂解工艺，可根据废矿物油污染程度、再生产品质量要求进行工艺选择。宁夏锦河能源科技有限公司于2012年提出在宁东能源化工基地鸳鸯湖片区实施“15万吨/年废矿物油再生利用项目”（以下简称“本项目”），以废矿物油为原料，通过新研发的废矿物油脱轻装置进行预处理，后进行裂解、气体分馏、加氢等工艺后可生产出裂解轻油、裂解燃料油、加氢轻油、加氢燃料油、基础油等油品，同时副产丙烷、精丙烯及未反应C4等。宁夏锦河能源科技有限公司15万吨/年废矿物油再生利用项目环境影响报告书于2012年12月由宁夏石油化工环境科学研究院（有限公司）编制完成，评价内容包括：15万t/a废矿物油脱轻装置、15万t/
7、a废油裂解装置、3万t/a气分装置、1万t/aMTBE、8万t/a调合装置等装置及其配套的公用辅助设施。随后，宁夏回族自治区环保厅于2013年1月31日以“宁环审发20132号”文件对本项目环境影响报告书进行了批复（见附件），同意按照报告书中规定的内容在拟定地点建设。目前，项目主体工程尚未建设。为了提高产品附加值及产品品质、增加产品种类、提高生产装置灵活性以适应市场需求。建设单位决定在废矿物油总处理规模不变的基础上，建设单位拟调整原设计单套装置生产规模，并增加相应的生产装置，对原环评建设内容进行优化调整，主要为：将原环评中“年处理15104t废矿物油，包括15104t/a原料脱轻装置、1510
8、4t/a废油裂解装置、3104t/a气体分馏装置、1104t/a MTBE装置”调整为“10104t/a原料脱轻装置、10104t/a废油裂解装置、1104t/a气体分馏装置、0.5104t/a MTBE装置”。原环评中8104t/a裂解轻油调合装置将另行进行环评，不属于本次评价范围。在此基础上，项目增加5104t/a废矿物油加氢装置、1500Nm3/h制氢装置、1104t/a塔底油处理装置（总图中名称为“原料预处理设施”）、制氢及轻油加氢联合装置/、废含油包装物及废滤芯处置车间。变更后，整个项目将分三期进行建设：一期(2016年8月建成)：主要建设1500Nm3/h制氢装置、5104t/a废
9、矿物油加氢装置、1104t/a塔底油处理装置、废含油包装物及废滤芯处置车间及相应公用辅助工程配套设施；二期(2016年10月开工至2017年10月建成)：主要建设10104t/a原料脱轻装置、10104t/a废油裂解装置、制氢及轻油加氢联合装置/及配套的公用辅助工程设施； 三期(2017年10月开工至2018年10月建成)：主要建设1104t/a气体分馏装置、0.5104t/aMTBE装置及相关的公用辅助工程设施。通过上述优化调整，本项目在总处理废矿物油15万t/a能力不变的情况下，可使项目由原设计的5种产品（主产品裂解轻油、裂解燃料油；副产品未反应C4、丙烯、丙烷）增加至变更后的12种产品（
10、主产品加氢轻油、加氢燃料油、二类润滑油基础油；副产品未反应C4、丙烷、精丙烯、MTBE、干气、硫磺、脱模剂、铁皮、铁块）。同时项目变更后增加加氢工艺，进一步提高了产品质量（轻油及燃油均由变更前的国标准提升至国标准）。本项目变更后对废矿物油的资源化利用是最有效的、利用价值是最高的。根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国环评价境影响评价法及国务院第253号令建设项目环境保护管理条例等有关法律、法规的规定，建设单位于2014年12月8日以环境影响评价委托书的形式委托宁夏石油化工环境科学研究院（有限公司）（以下简称“评价单位”）对其“15万吨/年废矿物油再生利用项目”进行变更环境影响评价工作。据
11、此，评价单位在充分了解原有项目概况、项目变更内容的基础上，利用现有资料及现场监测数据，调研、分析本项目的相关资料，最后按照国家相关环评技术规范要求编制完成了宁夏锦河能源科技有限公司15万吨/年废矿物油再生利用项目变更环境影响报告，供评审。本次变更评价的原则：明确变更内容，从项目组成、工程分析、污染物产生量、环保措施和环境影响方面分析相应变更内容的可行性，并依据变更后的全厂工程内容进行环境影响评价。2变更内容2.1变更前项目概况2.1.1变更前项目组成情况项目变更前主要建设内容包括：15104t/a废矿物油再生利用项目，包括15104t/a原料脱轻装置、15104t/a废油裂解装置、3104t/
12、a气体分馏装置、1104t/a MTBE装置、8104t/a裂解轻油调合装置及配套的公用工程、辅助工程和储运工程。说明如下：表2-1 变更前项目组成一览表类别项目主要内容占地面积主体工程15万t/a原料脱轻装置用于废矿物油的预处理电化学脱盐短流程蒸馏等过程，处理后达到裂解原料质量的要求。主要设备包括有电脱盐罐、初馏塔等建筑面积11000m215万t/a废油裂解装置主要用于生产裂解轻油、裂解燃油和裂解轻烃，另外还产生一些干气、油浆等。主要包括反应再生系统、分馏系统和吸收稳定系统。主要设备包括有反应器、分馏塔、吸收解吸塔、稳定塔等。建筑面积6110m23万t/a气体分馏装置主要用于废油裂解装置所产
13、裂解轻烃的分馏。选用三塔流程系统。建筑面积17200m21万t/aMTBE装置主要包括反应塔、蒸馏塔、萃取塔、回收塔等。8万t/a调合装置用于调合出符合国标准的裂解轻油，主要设备为调和罐（22000m3）。辅助工程研发中心主要用于废矿物油再生利用技术的改进以及新技术的开发。建筑面积2520m2化验室主要用于原料、装置的中间产品以及出厂产品的化验分析，质量评价和监督检测，同时考虑一般仪器设备的校验和日常维修工作。建筑面积1260m2三修车间车间内设有机修班、电修班和仪表维修班。机修班主要进行对机泵易损件零部件的更换，机泵、搅拌器的联轴节及管件的修配，管道、阀门的维修机更换。电修班主要进行对电力变
14、压器及电机的维修，高低压开关柜等的维修，电流电缆线和架空线路的维修，新装或修复电器设备的试验。仪表班主要进行对仪表自动化系统及设备的日常维修、调试及其紧急事故的检修，修理制作简单的易损件。建筑面积3600m2储运工程储存系统仓库用于储存工厂检修、技术措施所需要的各类型设备、电气仪表器材、管件、阀门、劳保用品、电器器材、小五金、小配件等以及少量化学品的存放。建筑面积1800m2料场主要用于金属材料、建筑材料等的存放面积2445m2原煤堆棚用于备用锅炉燃煤的堆放。面积200m2渣棚用于备用锅炉灰渣的暂存。面积50m2危废储罐用于预处理油泥、废催化剂的暂存，2200m3台密封罐，废碱液罐1100m3
15、台密封罐。-废矿物油储罐用于废矿物油的储存，25000m3台固定顶罐，33000m3台固定顶罐。-脱盐废矿物油储罐用于脱盐废矿物油的储存，25000m3台固定顶罐。-脱轻废矿物油储罐用于脱轻废矿物油的储存，33000m3台固定顶罐。-直馏裂解轻油储罐用于直馏裂解轻油的储存，31000m3台内浮顶罐。-直馏裂解燃油储罐用于直馏裂解燃油的储存，21000m3台固定顶罐。-裂解轻油成品储罐用于成品裂解轻油的储存，63000m3台内浮顶罐。-裂解燃油储罐用于裂解燃油的储存，62000m3台固定顶罐。-MTBE储罐用于MTBE的储存，21000m3台内浮顶罐。-甲醇储罐用于甲醇的储存，21000m3台内
16、浮顶罐。-裂解轻烃储罐用于裂解轻烃的储存，2400m3台球罐，8650m3台球罐。-丙烷储罐用于丙烷的储存，1400m3台球罐。-丙烯储罐用于精丙烯的储存，5400m3台球罐。-成品罐用于成品的储存，51000m3台内浮顶罐。-液态烃用于液态烃的储存，4650m3台球罐。-C4储罐用于C4的储存，未反应C4罐2650m3台球罐，醚后C4罐1650m3台球罐。-液碱罐10%液碱储罐110m3台球罐，30%液碱储罐150m3台球罐。-运输系统该项目全部运输量由汽车承担，产品装车过程采用先进的液下浸没式装车工艺。公用工程供电本项目用电依托宁东能源化工基地供电系统，用电负荷2892.5104Kwh/a
17、。供水本项目新鲜水用水量187745.4m3/a，依托园区供水系统。循环水系统循环水系统由一座1080m3循环水池、两座1000m3/h方形冷却循环水塔及5个循环水泵组成。补水由厂区新鲜水供给系统统一供给。软化水系统本项目消耗软水量为163 m3/d，在锅炉房设置软化水处理间，软化水处理能力为15m3/h。供暖热源由蒸汽锅炉和废油裂解装置余热锅炉提供；其中蒸汽锅炉采用2台10t/h燃气锅炉，1台10t/h燃煤锅炉（备用），废油裂解装置设置1台12t/h的余热锅炉。生活及办公设施包括办公楼、宿舍和食堂等。环保工程废水治理1、自建一座200m3/d污水处理系统，采用“隔油+生化+过滤”三级处理工艺
18、，用于处理生产废水、设备及地面冲洗废水、废碱液处理系统出水、生活污水，出水全部返回循环水系统作为补充水。2、含盐废水处理规模500m3/d，采用膜系统（超滤+反渗透）+浓盐水蒸发处理工艺，用于处理软化水系统排水和循环水系统排水。产水全部返回循环水系统作为补水，浓盐水中的溶解性总固体最终在蒸发处理工序以盐饼的形式产生，盐饼外运。3、消防废水及非正常情况下排水收集于事故水池内，之后逐批次由管道送污水处理系统处理。废气治理1、装置不凝可燃气体（干气）经燃料管网送脱轻加热炉作燃料，设置一根30m高烟囱；2、燃气锅炉烟气通过40m高烟囱排放；备用锅炉烟气通过水浴除尘系统处理后，通过40m高烟囱排放。3、
19、烧焦工段设置催化剂回收系统，烟气先经再生器自带旋风分离器分离其中携带的催化剂，再经二级旋风分离器进一步分离催化剂，回收催化剂，除尘效率99%，设置一根50m高烟囱。4、催化剂加料过程（1次/a）产生的少量粉尘经收集系统送烧焦旋风除尘器处理。噪声治理本项目的噪声主要由压缩机、风机、机泵等产生的设备噪声，主要采取隔声减振措施。固废治理1、废催化剂按危废管理,返回供货厂商回收处理；2、预处理油泥、污油、污泥按危废管理，拟送托宁夏危险废物和医疗废物处置中心处置；3、废碱液经湿式氧化法处理后（处理能力10m3/d），产生的废水进入厂区自建污水处理站进一步处理；4、生活垃圾由园区环卫部门统一清运。5、含盐
20、水处理系统产生的污泥以及盐饼，属于一般固废，送宁东能源化工基地鸳鸯湖片区“宁东第三渣场”进行填埋。6、废活性炭属于危废，拟委托宁夏危险废物和医疗废物处置中心处置。消防水池、事故水池设置2座2000m3的消防水池，建设一座6300m3的事故水池（面积3150m2）。防渗系统根据石油化工企业防渗设计通则（Q/SY1303-2010）的设计要求，对本厂不同区域提出防渗设计要求，具体见第8章表8-4。火炬系统设置一座45m高事故火炬，其最大处理量为78.18t/h,用于处理工程废油裂解、气体分馏、MTBE等装置发生事故时需要排出的油气；生产过程中为稳定生产设备及其管线的操作条件而超压泄放的油气，以及开
21、停工、检修泄压排放的油气。本系统设有分液罐、水封罐、凝液回收泵房及火炬筒体组成。点火方式采用电点火。绿化绿化面积53280m22.1.2变更前建设规模及产品方案生产规模：年处理15104t废矿物油，包括15104t/a原料脱轻装置、15104t/a废油裂解装置、3104t/a气体分馏装置、1104t/a MTBE装置、8104t/a裂解轻油调合装置，具体见表2-2。表2-2 变更前各装置处理能力一览表序号名称处理能力1原料脱轻装置15104t/a2废油裂解装置15104t/a3气体分馏装置3104t/a4MTBE装置1104t/a5调合装置8104t/a变更前产品为裂解轻油、裂解燃油，副产品为
22、未反应C4、精丙烯、丙烷。产品方案见表2-3，裂解轻油、裂解燃油产品标准参照车用汽油（GB17930-2011）中的国标准和车用柴油（GB19147-2009）中的国标准执行，见表2-3。表2-3 变更前产品方案表序号产品名称产量（t/a）质量(产品标准)去向1产品裂解轻油86800参照车用汽油（GB 17930-2011）中的国标准出售2裂解燃油37800参照车用柴油（GB 19147-2009）中的国标准出售3副产品未反应C417090/出售4精丙烯9240/出售5丙烷3400/出售2.1.3变更前原辅材料及能源消耗情况变更前项目原辅材料及能源消耗情况见表2-4。表2-4 主要原辅材料及能
23、源消耗一览表序号名称用量备注1废矿物油150000t/a收购于宁、陕、甘、新、藏等省2甲醇3590t/a外购3裂解催化剂150.0t/a，单耗1kg/t，1年1换，主要成分为Na2O、Al2O3、CL-、SO4-外购4MTBE催化剂5.0t/a，单耗0.5kg/t，1年1换，主要成分为阳离子交换树脂外购6氢氧化钠500t/a外购7液化气22980t/a外购8电2892.5104Kwh/a依托园区供电系统9新鲜水187745.4m3/a依托园区供水系统10软化水54279m3/a自产11循环水循环量34000m3/d-12供汽32t/h废油裂解装置烧焦余热锅炉提供12t/h，燃气锅炉提供20t/
24、h 13燃气14144000 m3/a外购14燃煤2400 t/a外购，备用燃煤锅炉使用2.1.4变更前公用工程设置情况供水本项目所需新鲜水为187745.4m3/a（563.8m3/d），其中包括软水站用水67932m3/a（204m3/d），循环冷却补水72927m3/a（219m3/d），生活用水13586.4m3/a（40.8m3/d），设备及地面冲洗用水33300m3/a（100m3/d）。消防用水水量为2484m3，本项目设置2座2000m3的消防水池，总消防水供给能力为4000m3，满足消防要求。项目新鲜水全部依托园区供水系统供给。排水项目产生的废水全部回用，不外排。供电本项目用
25、电负荷为2892.5104kwh/a,依托园区供电系统。供汽由蒸汽锅炉和废油裂解装置副产的蒸汽提供。厂内设置锅炉房一座，采用210t/h燃气锅炉，当燃气供给异常时启动1台10t/h的备用燃煤锅炉。燃气锅炉年操作时间8000h,消耗天然气量14144000m3/a。裂解装置设置一台12t/h的余热锅炉，利用烧焦工序产生的热量副产蒸汽。总蒸汽供给负荷为32t/h。备用燃煤锅炉为“热备”，燃煤量为2400t/a计（按全年满负荷消耗燃煤量的20%计）。2.1.5变更前总投资及环保投资变更前项目总投资98876.17 万元，其中环保投资9910万元，占总投资的10%，环保投资一览表见表2-5。 表2-5
26、 项目环保分项投资一览序号类别名称投资(万元)备注1废气治理燃料管网及脱轻加热炉烟囱250装置不凝可燃气体（干气）经燃料管网送脱轻加热炉作燃料，设置一根30m高烟囱备用麻石水浴除尘系统及烟囱30备用锅炉烟气采用一座水浴除尘器进行处理，除尘效率95%，脱硫效率20%，锅炉房设置一根40m烟囱烧焦催化剂回收系统及烟囱400烟气先经再生器自带旋风分离器分离其中携带的催化剂，再经二级旋风分离器进一步分离催化剂，除尘效率99%，设置一根50m高烟囱。2废水处理污水处理站800处理规模200m3/d，采用“隔油+生化+过滤”三级处理工艺，用于处理生产废水、设备及地面冲洗废水、废碱液处理系统出水、生活污水，
27、出水全部返回循环水系统作为补充水。含盐水处理系统1000处理规模500m3/d，采用膜系统（超滤+反渗透）+浓盐水蒸发处理工艺，用于处理软化水系统排水和循环水系统排水。产水全部返回循环水系统作为补水。3噪声治理隔声、减振、消音器200/4固废处置渣棚、危废储罐、危废暂存间350渣棚30m2，预处理油泥、废催化剂2200m3台，废碱液罐1100m3台，危废暂存间100m2废碱液湿式氧化处理系统450废碱液经湿式氧化法处理后（处理能力10m3/d），产生的废水进入厂区自建污水处理站进一步处理5消防水池、事故水池150设置2座2000m3的消防水池，建设一座6300m3的事故水池（面积3150m2）
28、。6防渗系统5600根据石油化工企业防渗设计通则（Q/SY1303-2010）的设计要求，对本厂不同区域提出防渗设计要求，具体见第8章表8-4。7火炬系统150（火炬系统费用共计600万元，环保投资按总费用的25%计）设置一座45m高事故火炬系统8施工期监理、地下水监测井建设、运营期监测4009绿化130绿化面积53280m2合计9910-2.1.6变更前平面布置及运输变更前项目工程总占地面积为266400m2（约400亩），为工业园区规划用地，工程规划用地内不存在需要搬迁、拆迁的建构筑物。变更前厂区总平面布置见图2-1。厂区的平面布置主要由生活区、公用及辅助设施、储运区、生产装置区等组成。根
29、据场地高差、面积等具体情况，生活区位于厂区东北侧，主要有办公楼、招待所、食堂和职工宿舍等建筑设施；储运区和公用及辅助设施位于厂区的西北侧；在储运区的南侧是原料储罐区，再往南是消防、循环水设施区；在生活区的南侧是生产装置区，再往南是成品罐区；在该厂区的南边是火炬系统以及污水处理厂区，根据石油化工企业燃料气系统和可燃性气体排放系统设计规范（SH3009-2001）的要求，本项目火炬系统远离办公区以及交通密集区，且在保证人身和生产安全的情况下，该火炬系统尽量靠近生产装置，污水处理厂中事故水池的设置也是远离生活区以及交通密集区，并且位于主导风向的下风向。考虑人流及物料出入方便，厂区设置3个出入口，分别
30、为2个物流出入口和1个人流出入口，厂区道路采用混凝土路面形式，厂区道路呈环状布置，道路宽度为6m，交叉口路面内边缘转弯半径为12m，能满足库区运输要求。厂区竖向采用平坡形式，竖向设计与外部交通运输设施及厂区周围地形相适应，并与总平面布置相协调。运输方案：该工程全部运输量由汽车承担。原料由汽车运输进厂，产品由汽车运输出厂，主要运输车辆依托社会力量。2.1.7变更前劳动定员及工作时数该项目劳动定员总计340人，项目年操作时间333d，8000h，实行四班三倒连续工作制，每班日工作8小时。2.1.8变更前总体工艺流程情况矿物油经过脱轻预处理后，进入废油裂解装置的反应系统，在催化剂的作用下，产生的反应
31、油气进分馏塔，分馏出裂解轻烃、裂解轻油、裂解燃油、干气、油浆。裂解轻烃去气体分馏装置，裂解轻油去调合装置，干气、油浆到加热炉作燃料，催化剂上的焦炭去再生系统燃焦再生，烟气经余热锅炉换热后排大气。裂解轻烃经脱硫、脱硫醇后进入气体分馏装置，经过三塔流程分别分馏出丙烯、丙烷、碳四馏分。丙烯、丙烷均进入气体分馏成品罐区。其中，碳四馏分作为MTBE装置的原料，进入MTBE装置。未反应的碳四馏分进入裂解轻烃成品罐区。产出的裂解轻油和MTBE去调合装置，进入调合泵房的裂解轻油馏分，经过调合，得到符合国标准的裂解轻油出厂销售。干气直馏轻油外购液化气裂解轻烃干气送加热炉作燃料油浆丙烯成品裂解轻油干气混合C4干气
32、裂解燃油裂解轻油MTBE未反应C4丙烷外购甲醇回收的废矿物油原料油废油裂解气分装置MTBE装置原料脱轻处理装置裂解轻油调合裂解燃油图2-2 变更前总工艺流程示意图2.1.9变更前污染物产生、排放情况2.1.9.1废气项目废气污染物主要包括有组织排放和无组织排放两部分。有组织排放本项目有组织排放的污染源主要包括燃气锅炉烟气、热备锅炉烟气、脱轻加热炉烟气、烧焦烟气，其污染物产生情况分述如下：燃气锅炉烟气项目设置了210t/h燃气锅炉，总天然气用量为14144000 m3/a，燃气锅炉NOx、烟尘排放量按照实用环境统计手册中天然气锅炉燃烧污染物产生系数进行统计，即NOx：1.76kg/Km3天然气，
33、烟尘：0.14kg/Km3天然气，计算NOx、烟尘排放量分别为24.89t/a、1.98t/a；根据天然气成分分析，其H2S含量为2PPm，计算SO2排放量为0.081t/a。锅炉烟气量为1.93108m3/a，计算NOx、烟尘、SO2排放浓度分别为128.96mg/m3、10.26mg/m3、0.42mg/m3。各污染物排放浓度均达到锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001）二类区II时段标准(烟尘浓度标准限值：50 mg/m3；SO2浓度标准限值：100 mg/m3)的要求。锅炉烟气经锅炉房合建的40m高烟囱排放。热备燃煤锅炉烟气本项目采用一台10t/h的燃煤蒸汽锅炉作为热备锅炉，
34、燃煤消耗量为2400t/a计（按全年满负荷消耗燃煤量的20%计），产生的烟气量为3.6107m3/a,主要污染因子包括烟尘、SO2、NOX(以NO2计)。通过计算，烟尘产生浓度为2510mg/m3,产生量为90.36t/a; SO2产生浓度为938.67 mg/m3,产生量为33.792t/a; NO2产生浓度为500 mg/m3，产生量为18t/a。项目采用水浴除尘设施对烟气进行处理。根据类比调查，水浴除尘设施对烟尘的去除率为95%，对SO2的去除率仅为20%左右，对NO2基本无去除率。故预计经过水浴除尘器设施处理后，烟尘排放浓度为125.5 mg/m3，排放量为4.52t/a；SO2排放浓
35、度为751 mg/m3，排放量为27.0336t/a；NO2排放浓度为500 mg/m3，排放量为18t/a。各污染物排放浓度均达到锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001）二类区II时段标准(烟尘浓度标准限值：200 mg/m3；SO2浓度标准限值：900 mg/m3)的要求。经处理后的烟气通过40m烟囱排放。脱轻加热炉烟气该项目工艺过程产生可燃性不凝气(干气)的量为5785t/a,主要成分为甲烷等轻烃，全部由管道收集后与裂解油浆一并送至脱轻加热炉用作燃料，烃类物质可全部转化为CO2和水。通过分析，加热炉烟气产生量为2.13108m3/a,主要污染因子为NOX(以NO2计)、SO2，
36、产生浓度分别为119.2mg/m3、12.4mg/m3，产生量分别为25.4t/a、2.66t/a，经30m高烟囱排放。烧焦烟气废油裂解装置再生器烧焦过程产生烟气，烧焦量为8610t/a，烟气产生量为1.29108m3/a, 含有大量的催化剂粉尘，此外还有NOX(以NO2计)、SO2。粉尘、NOX、SO2产生浓度分别为930mg/m3、150mg/m3、24.8mg/m3，产生量分别为120t/a、19.35t/a、3.2t/a。该烟气先经再生器自带旋风分离器分离其中携带的催化剂，再经二级旋风分离器进一步分离催化剂，可有效降低烟气中的粉尘含量，回收催化剂，减少损失，除尘效率可达99%。净化后的
37、烟气进入余热锅炉产蒸汽，进一步回收烟气的热量后，经50m高烟囱排放。粉尘、NOX、SO2排放浓度分别为9.3mg/m3、150mg/m3、24.8mg/m3，排放量分别为1.2t/a、19.35t/a、3.2t/a。无组织排放可收集的含烃气体全厂设有可燃气体收集管网，生产装置设备上的安全阀、气封气体及放空系统等紧急放空排放的含烃气体，均排入可燃气体收集管网，加压后送入全厂燃料气管网回收，可减少装置的无组织废气排放，回收资源。非正常情况下，该部分可燃气体全部送火炬燃烧后排放，减少烃类污染物的排放。无法收集的含烃废气正常生产时装置内的管线连接处、阀门密封、设备腐蚀等不可避免的会产生一定的泄漏，挥发
38、含烃气体进入环境空气中；生产过程中采样等开关阀门、放料等过程也将向环境空气中挥发烃类气体；原料油品及产品的储罐也存在“大、小呼吸”损耗，产品装车过程也存在烃类物质排放。通过分析，项目原料为收集来的废矿物油，馏程在367-536之间，不易于挥发，且正常情况下采用密封罐储存，因此废矿物油不作为无组织排放气体进行评述。通过物料平衡计算，项目生产装置区非甲烷总烃无组织挥发量为75.5t/a。项目裂解轻油储罐全部设置为内浮顶罐；裂解燃油为常压固定顶罐并设置全天候呼吸阀；丙烷、丙烯及未反应C4等气态产品均采用球罐存储；产品装车过程采用先进的液下浸没式装车工艺，可最大程度的减少烃类物质的排放。油品及气态产品
39、存储过程中损耗属于无组织排放，其主要因子为非甲烷总烃。根据成品油销售业汽油油气排放控制标准 编制说明（中国石油化工集团公司安全环保局）提供的经验损耗率，内浮顶罐损耗率为0.01%，固定顶罐存储非汽油油品的损耗率为0.01%，浸没式装车过程汽油的损耗率为0.08%，柴油损耗率为0.01%。本项目裂解轻油性质类似汽油，裂解燃油性质类似柴油，因此本次评价按上述损耗率进行非甲烷总烃的估算。气态产品的球罐损耗参照内浮顶罐损耗进行计算。合计项目产品存储及装车过程非甲烷总烃的挥发损耗量为88.65t/a。表2-6 存储及装车过程非甲烷总烃挥发损耗量一览表名称周转量t/a损耗率（%）损耗量t/a裂解燃油存储3
40、78000.013.78 装车378000.013.78 裂解轻油存储868000.018.68 装车868000.0869.44 丙烷34000.010.34 丙烯92400.010.92 未反应C4170900.011.71 非甲烷总烃损耗量合计88.65水处理系统无组织排放污水处理系统会产生少量无组织恶臭气体。恶臭气体的成分有：硫化氢、甲硫醇、甲硫醚等，是混合性的气体，但主要的是硫化氢。根据类比调查，恶臭气体排放源强H2S为0.002kg/h。非正常工况下的废气排放本项目自建有一套火炬系统用于处理工程废油裂解、气体分馏、MTBE等装置发生事故时需要排出的油气；生产过程中为稳定生产设备及其
41、管线的操作条件而超压泄放的油气，以及开停工、检修泄压排放的油气，通过火炬系统的燃烧，经45m烟囱排放后，对环境的影响较小。该火炬系统最大处理量为78.18t/h, 其中脱轻装置最大量为18t/h,气分及MTBE装置最大量为49.38t/h，裂解装置最大量为10.8t/h，能够满足该项目的要求。2.1.9.2废水项目废水主要包括生产废水、含盐废水、设备及地面冲洗废水、生活污水以及废碱液湿式氧化处理系统产生废水等五部分。生产废水项目生产过程中的废水主要来源于原料中带入水分的脱除及切水，产生环节包括电脱盐排水、裂解分馏塔排水、气分原料缓冲切水、MTBE甲醇回收塔排水等，生产废水总产生量为1699.5
42、m3/a（5.11m3/d），分述如下：电脱盐排水（W1）：产生量为1000m3/a（5.11m3/d），主要含有石油类、硫化物、COD、氨氮、SS等。裂解分馏塔排水（W2）：产生量为30m3/a，主要含有石油类、硫化物、COD、氨氮等。气分原料缓冲切水（W3）：产生量为30m3/a，主要含有石油类、硫化物、COD、氨氮等。MTBE甲醇回收塔排水（W4）：产生量为639.5m3/a，主要含有COD。含盐废水项目含盐废水主要来源于软水站排水和循环水系统排水，总产生量为126873 m3/a（381m3/d），其中软水站排水13653m3/a（41m3/d），循环水系统排水113220m3/a（3
43、40m3/d）。该部分废水主要污染因子为溶解性总固体。设备及地面冲洗废水装置区设备及地面冲洗过程中产生部分废水，产生量约为26640m3/a（80m3/d），主要含有石油类、COD、氨氮、SS等。废碱液湿式氧化处理系统产生废水本项目废碱液湿式氧化处理过程产生部分废水，产生量为1132.2m3/a（3.4m3/d），主要含有石油类、COD等。生活污水本项目生活用水按每人每天120L计算，污水产生量以新水用量的80%计算，则生活污水产生量10855.8m3/a（32.6m3/d），主要含有COD、氨氮、SS等。以上五部分废水。其中生产废水、设备及地面冲洗废水、生活污水、废碱液湿式氧化处理产生废水等
44、四部分废水采用三级处理工艺进行处理。处理后的废水水质可满足污水综合排放标准(GB8978-1996)中的二级标准要求，其中重金属Pb、Ni、V三项指标出水水质分别为0.94mg/L、0.13 mg/L、0.06mg/L，Pb、Ni浓度均满足污水综合排放标准(GB8978-1996)中第一类污染物最高允许排放浓度的限值要求，其出水水质较好。同时，该污水处理系统出水可同时满足城市污水再生利用 工业用水水质（GB/T19923-2005）中“敞开式循环冷却水系统补充水”指标要求，出水全部返回循环水系统作为补充水。含盐废水（来自软水站和循环水系统排水）采用膜处理系统（超滤+反渗透）+浓盐水蒸发处理工艺
45、，其中膜处理出水及浓盐水蒸发处理工序冷凝水，全部返回循环水系统作为补水，浓盐水中的溶解性总固体最终在蒸发处理工序以盐饼的形式产生，盐饼外运。综上所述本项目产生的废水全部回用，不外排。2.1.9.3固体废物本项目固体废物主要包括废催化剂、预处理油泥、产品精制废碱液、污水处理系统固废、含盐水处理系统固废、生活垃圾等六部分。废催化剂项目催化剂使用环节主要为裂解装置和MTBE装置，废催化剂产生量为155t/a，属于危险废物（编号HW46），由密封罐储存，置于危废暂存间暂存，之后由供货厂家回收再生处理。预处理油泥原料废矿物油还有部分杂质，需要在预处理工序进行脱除，油泥产生量为300t/a, 属于危险废物（编号HW08）。其矿物油含量较高，拟委托宁夏危险废物和医疗废
