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1、证书编号：国环评证甲字第2406号中国石油克拉玛依石化公司超稠油加工技术改造工程环境影响报告书简本建设单位：中国石油克拉玛依石化公司评价单位：中国石油大学（华东）二一五年六月目 录1建设项目概况11.1项目建设背景11.2项目基本情况11.3建设内容及生产规模11.4生产工艺61.5政策规划符合性分析72建设项目周围环境现状82.1环境质量现状82.2环境影响评价等级与评价范围93污染防治措施、效果及影响预测分析123.1环境影响因素分析123.2环保措施及其经济、技术论证结果123.3项目环保投资153.4污染物排放汇总153.5环境保护目标163.6环境影响预测评价结果163.7环境风险评
2、价183.8清洁生产评价183.9环境管理与环境监测193.10环境影响经济损益分析194公众参与204.1信息公开204.2公众意见征求205环境影响评价初步结论216联系方式221 建设项目概况1.1 项目建设背景中国石油克拉玛依石化公司拟在现有厂区及周边规划用地范围内进行超稠油加工技术改造工程（以下简称“本项目”）的建设。本项目通过新建III常减压、催化裂化等12套生产装置，并对现有延迟焦化等3套生产装置进行技术改造，优化企业产品结构，提高油品质量，生产满足国V标准要求的汽柴油，以满足社会对清洁生产燃料的要求。本项目实施后克拉玛依石化公司的原油一次加工规模达到900万吨/年。同时，新建和
3、改造部分环保设施，降低污染物排放，能够提高克拉玛依石化公司的整体清洁生产水平和市场综合竞争力。新疆维吾尔自治区政府在其“十二五”规划中将石油石化的发展作为自治区经济发展的重中之重，为此，中国石油集团公司用实际行动支援新疆发展，拟投资建设“超稠油加工技术改造工程”项目。新疆油田增产稠油产能400万吨/年以上，但由于稠油具有密度高、酸值高、重金属含量高、粘度大等特点，难于输送加工，因此必须由具有丰富稠油加工经验的企业就近加工。本项目对难以长途输送的新疆油田超稠油实现集中加工，通过采用国内外先进技术，结合克拉玛依石化公司超过二十年的环烷基稠油加工经验与技术积累，实现加工规模与经济效益的共同发展。一是
4、发挥环烷基稠油的资源优势与克拉玛依石化公司环烷基稠油加工的技术优势，做大做强特色产品，形成120万吨/年世界级润滑油生产基地；二是注重节能减排，优化装置热联合，单位能耗达到国内先进水平，装置建设尽可能利用现有装置，或进行适应性改造，并在此前提下优化新建部分装置；三是通过技术升级，汽柴油质量由现有的国IV标准提高为国标准，特色润滑油产品质量保持世界先进水平；四是通过将催化烯烃、部分重整芳烃等副产品适量供应地方，带动地方经济可持续发展。中国石油克拉玛依石化公司目前只能生产国标准的汽柴油，按照关于的通知（发改能源2015974号）要求，2017年1月1日起，全国全面供应符合国标准的车用汽油（含E10
5、乙醇汽油）、车用柴油（含B5生物柴油），同时停止国内销售低于国标准车用汽、柴油。克拉玛依石化公司需进行全厂总流程的优化，调整产品结构，使全厂的汽柴油产品全部达到国质量标准；本项目可为新疆区域内的独山子石化和乌鲁木齐石化提供化工原料，实现资源区域整合，优势互补；同时，提高企业竞争力，保障企业健康发展。1.2 项目基本情况（1）建设性质：改扩建（2）建设地点：位于克拉玛依石油化工工业园区内，克拉玛依石化公司老厂区及周边规划用地，建设用地为规划的三类工业用地。（3）项目投资：总投资838177万元，其中环保投资98250万元。（4）建设周期：3年1.3 建设内容及生产规模本项目主要工程组成详见表1.
6、3-1。表1.3-1 本项目工程组成表序号装置建设规模主要工程内容备注一、主体工程新建装置（10套）1III常减压装置500万t/a装置由原油换热、电脱盐、常压蒸馏、减压蒸馏和三注等部分组成新厂区新建2催化裂化装置（含干气液化气脱硫、液化气脱硫醇）260万t/a反应再生部分、主风机组及烟气能量回收部分、增压机组、分馏及吸收稳定部分、产汽及余热锅炉、干气液化气脱硫及液化气脱硫醇部分新厂区新建3催化汽油加氢醚化装置120万t/a选择性加氢部分、轻汽油醚化部分、异构化部分、导热油系统新厂区新建4气体分馏装置50万t/a脱丙烷塔、脱乙烷塔、丙烯塔新厂区新建5柴油加氢改质装置(含轻烃回收、低分气脱硫)2
7、40万t/a加氢精制反应器、加氢改质反应器、硫化氢汽提塔、分馏塔、煤油补充加氢精制反应器、新氢压缩机、循环氢压缩机老厂区新建6异戊烷分离装置20万t/a脱异戊烷塔等老厂区新建7丙烷脱沥青装置80万t/a沥青分离塔、脱沥青油（DAO）分离塔、沥青闪蒸罐、DAO闪蒸罐、沥青汽提塔、DAO汽提老厂区新建8MTBE装置10万吨/年混相床催化蒸馏合成MTBE的生产工艺，装置包括反应部分和甲醇回收部分新厂区新建9润滑油高压加氢装置40万t/a加氢裂化保护反应器、加氢裂化反应器、异构脱蜡反应器、精制反应器、常压塔、减压塔老厂区新建10制氢新建装置50000Nm3/h原料压缩单元、原料精制单元、水蒸气转化单元
8、、转化气变换单元、产汽及余热回收单元、PSA净化单元新厂区新建11加氢处理20万t/a由反应部分、分馏部分和公用工程组成。主要由热高压分离器、热低压分离器、冷高压分离器、冷低压分离器和压缩机等组成。老厂区新建12硫磺回收联合装置硫磺回收装置21万t/a分液罐、酸性气燃烧炉、废热锅炉、加氢反应器、捕硫器、急冷塔、尾气吸收塔、尾气焚烧炉、烟囱老厂区新建酸性水汽提装置150t/h脱气罐、汽提塔、分液罐、分凝器、氨精制塔老厂区新建溶剂再生装置120t/h胺液过滤器、闪蒸罐、再生塔、分液罐老厂区新建改造装置（3套）1蜡油加氢处理装置120万t/a加氢改质反应器、硫化氢汽提塔、分馏塔、新氢压缩机、循环氢压
9、缩机老厂区改造2延迟焦化装置150万t/a分馏塔、焦炭塔、放空塔、吸收塔、稳定塔老厂区改造3制氢改造装置50000Nm3/h原料压缩单元、原料精制单元、水蒸气转化单元、转化气变换单元、产汽及余热回收单元、PSA净化单元老厂区改造二、辅助工程1中心化验室（含环境监测）建筑面积5000m2承担新建装置的中间质量控制分析；负责老厂区全厂部分工艺装置的分析项目；进厂原油及催化剂分析；同时负责新厂区配套公用工程单元的化验分析项目。老厂区新建2维修站机修、电修、仪修老厂区新建三、公用工程1新鲜水及消防水加压泵站生活给水规模：20 m3/h；消防水规模：2160 m3/h；泡沫消防水规模：800 m3/h。
10、生产给水规模：1000 m3/h；增设1座给水及消防水泵站，设置生活给水加压设施、生产给水加压设施、消防水加压设施和泡沫消防水加压设施。生活给水加压设施设计规模为20m3/h、生产给水加压设施设计规模为1000m3/h；消防水加压设施设计规模为2160 m3/h、泡沫消防水加压设施设计规模为800 m3/h。新厂区新建2污水及事故水提升泵站泵站一污水提升设施规模：200 m3/h；事故水提升设施规模：2300m3/h；共设置3座污水及事故泵站。污水及事故泵站一设计污水提升规模为200m3/h，事故水设计提升规模2300m3/h；污水及事故泵站二设计规模为100 m3/h；污水及事故泵站三设计规
11、模为100 m3/h。新厂区新建泵站二污水提升设施规模：100 m3/h；厂区东侧征地新建泵站三污水提升设施规模：100 m3/h；厂区西侧征地新建3循环水场12000m3/h新建一座循环水场，设计规模为12000 m3/h。新厂区新建4消防分站/综合楼（含消防车库）、训练塔和训练场地等设施。新厂区新建5泡沫站泡沫站一120L/S新建泡沫站三座，泡沫站一、泡沫站二、泡沫站三设计泡沫混合液流量为120 L/s。新厂区新建泡沫站二 120L/S厂区东侧征地新建泡沫站三120L/S厂区西侧征地新建6供电、电信/110KV炼一变电所改造、老厂区供电改造、老厂区电信改造；老厂区改造1#区域变电所老厂区新
12、建，全厂电力调度中心老厂区新建。老厂区新建110KV炼二变电所扩建新厂区扩建2#区域变电所、制氢变电所、1#储运区变电所、2#储运区变电所、公用工程变电所、新厂区电信新厂区新建7化学水处理站除氧水改造后:在催化装置、制氢装置及连续重整装置中自设除氧器，更换一台低压除氧水泵（Q=80m3/h,H=250m）。老厂区改扩建除盐水站扩建规模500t/h拟扩建一套供水能力500t/h的离子交换系统。老厂区改扩建凝结水站扩建规模150t/h现有1套凝结水处理设施，处理能力为100t/h，拟扩建一套150t/h的凝结水设施。老厂区改扩建8空分空压站供风系统与制氮系统联合布置，新厂区设置2台400 Nm3/
13、min的离心式空气压缩机；新建1套8000Nm3/h制氮系统。老厂区改扩建9老厂区低温热回收站热负荷60000kW老厂区原催化换热站、制氢换热站因平面调整，需要拆除，在老厂区新建一座低温热换热站，规模定为60000kw。低温热回收站由热媒水循环泵、过滤器、定压补水装置等组成。老厂区新建新厂区低温热回收站热负荷40000kW热媒水冷却器2台；汽水换热器2台；循环泵3台；过滤器1台。新厂区新建10自控室内局部改造1#-3#中央控制室、新建FRA02、FRA03、FRA09现场机柜室，FRA02用于催化裂化、气体分馏、汽油醚化装置；FRA03用于柴油加氢改质、丙烷脱沥青装置；FRA09用于中间罐区一
14、、五，轻、重污油罐区，外销石脑油罐区。中央控制室室内局部改造；FRA02、FRA09新厂区新建；FRA03老厂区新建。11厂外部分1000m3/h厂外新鲜水输送管道。厂外新建储运工程1原油罐区超稠油50000m34 浮顶罐厂区东侧新征地新建老原油罐区改造老厂区改造2中间罐区中间罐组及泵区一（催化裂化罐组及泵区）：催化裂化原料罐 10000 m34 拱顶新厂区新建中间罐组及泵区二（润滑油加氢原料罐组及泵区）：润滑油高压加氢原料罐 5000m38拱顶老厂区新建中间罐组及泵区三（润滑油高压加氢半成品罐组及泵区）：润滑油高压加氢半成品罐2000 m34拱顶；1000 m34拱顶老厂区新建中间罐组及泵区
15、四：加氢处理半成品罐2000 m32拱顶；加氢处理半成品罐1000 m38拱顶；新厂区新建蜡油加氢处理原料罐组及泵区罐区流程改造老厂区改造延迟焦化原料罐区及泵区丙烷脱沥青原料罐区及泵区催化汽油加氢醚化原料罐区及泵区甲醇罐组及泵区3汽油罐区新建汽油罐组及泵区：成品汽油 30000 m32 内浮顶厂区西侧新征地新建老汽油罐组及泵区：罐区流程改造老厂区改造4老柴油罐组及泵区罐区流程改造老厂区改造5外销石脑油罐组及泵区石脑油 2000 m33 低压立式罐老厂区新建老沥青罐组及泵区罐区流程改造老厂区改造6液化石油气罐组及泵区新建液化石油气罐组及泵区：液化石油气罐2000m31 球罐(1.77Mpa)；丙
16、烷产品罐2000m32 球罐(1.77Mpa)；新建异戊烷罐组及泵区：异戊烷油 2000m32 球罐(0.4Mpa)；凝缩油1000m31球罐(0.4Mpa)老厂区新建老液化石油气罐组及罐区：罐区流程改造老厂区改造7芳烃罐区罐区流程改造老厂区改造8汽柴油调合设施汽油调合设施、柴油调合设施老厂区新建9铁路装车设施2股道，每股道5个车位、共10个车位、30套鹤管老厂区新建10汽车装车设施汽油：4个鹤位（下装、流量计定量装车）；柴油：7个鹤位（下装、流量计定量装车）；航煤：1个鹤位（下装、流量计定量装车）；军柴专用：2个鹤位（下装、流量计定量装车）厂区西侧征地新建11燃料气回收设施单元内流程改造老厂
17、区改造12油气回收设施汽车装车设施内一套，500m3/h厂区西侧征地新建13火炬设施3套火炬；3 个火炬头共用 1 个塔架高 150m；DN1350mm 1 个（低压放空气）；DN900mm 1 个（高压放空气）；DN350mm 1 个（酸性气）；新厂区新建14厂外管道原油进厂管道工程，DN400mm，长2000m，管架敷设；蒸气管道：DN250mm、长2km、管架敷设凝结水管道：DN80mm、长2km、管架敷设净化压缩空气管道：DN80mm、长2km、管架敷设厂区外新建环保工程1硫磺回收联合装置硫磺回收装置21万t/a详见主体工程酸性水汽提装置150t/h溶剂再生装置120t/h2干气液化气
18、脱硫、液化气脱硫醇催化装置配套干气脱硫塔、液化气脱硫塔；纤维膜接触器、碱抽提沉降罐、碱液氧化塔新厂区新建3催化再生烟气处理碱洗法脱硫除尘及LoTox低温脱硝工艺新厂区新建4防渗措施分为重点防渗区和一般防渗区，对于重点污染防治区、一般污染防治区分别采用不同等级的防渗方案。新老厂区新建“以新带老”工程1热电厂脱硫脱硫效率95%99.5%以上采用“氨-硫酸铵”湿法脱硫工艺，新建1套45104Nm3/小时烟气脱硫系统，同时改造原有脱硫系统，增加电除雾器系统，实现两套系统并联运行，取消烟气旁路，实现烟气中二氧化硫小于50mg/m3。老厂区改造2污水处理场生化系统恶臭治理50000 m3/h污水处理场恶臭
19、处理采用生化池加盖密封，将恶臭气体收集后采用化学吸附预处理与生物处理组合技术进行处理后通过烟囱排放。老厂区新建3汽油油气回收设施500Nm3/h新增一套轻油油气回收系统，采用活性炭吸附法老厂区新建4苯回收设施400Nm3/h在苯的储罐区安装一套苯废气回收装置，采用活性炭吸附法老厂区新建5污水处理场污水处理场现有规模：600m3/h改扩建规模：900m3/h对现有污水处理场进行扩建改造，规模由600 m3/h扩建为900m3/h，采用隔油+浮选+生化工艺。老厂区改造深度污水处理设施300m3/h新建套污水回用装置，采用“BAC+臭氧+一级多介质过滤+生物活性炭过滤+二级多介质过滤+纳滤”工艺老厂
20、区新建“三泥处理设施”/改扩建后再配置3套OSS-500型油泥干化设备，并且改造三泥干化厂房。老厂区改扩建6一般工业固废处理填埋场容积340000m3对中国石油克拉玛依石化公司的生活垃圾和一般工业固体废物分类整理；将中国石油克拉玛依石化公司工业废渣场按照一般工业固体废物填埋场规范要求设置相应配套设施，增加渗滤液收集系统、地下水集排系统和气体导排系统改造7危险临时储存场11000m3将现有工业固废渣池暂存的危险废物送新疆危废处置中心处置，并将渣池改造为危险废物临时储存场所。改造8高浓废水预处理系统150 m3/h主体工艺路线为“调节 除油 沉降 高效浮选 生化性调控系统”。工艺中的“调节除油沉降
21、高效浮选 ”部分的主要功能是回收重油资源，去除泥渣、SS等杂质，削减污染物负荷。新建9高含盐浓水处理系统200m3/h浓排水处理方案选择“高效澄清池+砂滤+臭氧氧化工艺+BAF工艺”为核心的处理工艺。新建1.4 生产工艺1.4.1 总工艺流程简介本项目的总体加工方案为：常减压+蜡油加氢处理+催化裂化+柴油加氢改质。常减压蒸馏装置加工200 万吨/年低凝稠油，主要用来生产品质优良的润滑油；常减压200 万吨/年加工稀油，主要用来生产燃料油；常减压500 万吨/年加工超稠油，其减压渣油和少量减压蜡油生产120 万吨/年的沥青，其余用来生产燃料油。工艺力求总流程实现资源利用优化、产品结构优化。I常减
22、压装置减二、减四线、常减压装置中、重蜡油及焦化蜡油作为蜡油加氢处理装置原料，常减压的蜡油、渣油及常减压轻蜡油直接当做催化裂化装置原料；大部分的常减压直馏柴油进入柴油加氢精制装置，生产低凝柴油；焦化柴油、I蒸馏柴油、蒸馏柴油、少量常减压直馏柴油、蜡油加氢柴油以及催化柴油等均进入柴油加氢改质装置，生产国V标准柴油；直馏石脑油、加氢石脑油、焦化石脑油等进重整装置处理后与MTBE装置产品调合生产国V标准汽油；各装置产生的酸性气经硫磺回收装置回收硫磺。1.4.2 生产技术路线分析本项目各装置生产技术路线见表1.4-1。表1.4-1 各装置生产技术路线一览表序号装置名称（万吨/年）工艺基本原理1常减压蒸馏
23、（500）根据原油中各馏分沸点的不同，通过加热蒸馏的物理方法，从原油中分离出各种石油馏份。2催化裂化（260）原料在一定温度、压力下，在催化剂作用下发生裂化反应，生成反应气通过分馏、吸收、脱吸、再吸收、稳定过程，分离出柴油、汽油、液化石油气等产品。3催化汽油加氢醚化（120）采用混相床催化蒸馏合成TAME生产工艺，催化反应与蒸馏同时进行，TAME作为重组分从塔釜排出；C5与甲醇的共沸物向塔的上部移动，进入催化反应蒸馏段，边反应边分离，即TAME一旦生成就在分离作用下离开反应区，从而使平衡不断地被打破，反应不断地进行。4蜡油加氢处理（120）以减压蜡油和焦化蜡油为原料，经过催化加氢反应，脱除硫、
24、氮等杂质，为催化裂化装置提供原料，同时生产部分柴油，并副产少量石脑油和低分气、干气。5气体分馏（50）根据原料中各组分间相对挥发度不同，采用蒸馏的方法，将催化裂化液化气分离成精丙烯、丙烷、混合C4等馏分，为下游聚丙烯装置、MTBE装置提供原料。6加氢处理（20）原料经过加氢处理（裂化）提高基础油的粘度指数；含蜡油的催化脱蜡或异构脱蜡降低基础油的倾点；加氢补充精制改善基础油的氧化安定性和光安定性等，用于生产润滑油产品。7柴油加氢改质（240）直馏柴油、焦化柴油、催化柴油等在高温、高压、临氢及催化剂存在条件下进行加氢、脱硫、不饱和烃加氢饱和，生产石脑油、航煤、柴油等。8异戊烷分离（20）采用分馏的
25、方法取得混合二甲苯，然后进行二甲苯分离。异戊烷由于本身具有较高的辛烷值，一般被预分离出来作为汽油调和组分，剩余C5/C6组分可作为异构化原料或作为乙烯原料。由异戊烷分离、脱C7塔、二甲苯塔及公用工程等部分组成。9丙烷脱沥青（80）以蒸馏减渣为原料，利用液体丙烷在一定的温度压力下，对减压渣油中胶质、沥青质等分子量较大、极性较强化合物与组成润滑油的各种分子量较小的烃类（烷烃、环烷烃、少环长侧链烃）的溶解能力有较大的差别的特点，将沥青与润滑油组分分离，生产高粘度润滑油基础油。10MTBE（10）采用混相床+催化蒸馏合成工艺。11润滑油高压加氢（40）加氢工艺的主要化学反应有：加氢脱硫、脱氮和芳烃饱和
26、及开环，烷烃和侧链烷基的加氢异构化等。其工艺过程主要包括：原料加氢处理（裂化）提高基础油的粘度指数；含蜡油的催化脱蜡或异构脱蜡降低基础油的倾点；加氢补充精制改善基础油的氧化安定性和光安定性等。12延迟焦化（150）减压渣油等在加热炉管内吸收足够的热量达到焦化反应所需温度，采取一定措施缩短其在炉管内的停留时间，将焦化反应推迟到焦炭塔进行的热加工工艺。13新建制氢（50000Nm3/h）以天然气（解吸气）为原料，采用蒸汽转化和变压吸附（PSA）净化工艺。工艺流程共包括进料系统、加氢脱硫部分、转化部分、变换部分、PSA部分、热回收及产汽系统六部分组成。14制氢改造（50000Nm3/h）以天然气（解
27、吸气）为原料，采用蒸汽转化和变压吸附（PSA）净化工艺。工艺流程共包括进料系统、加氢脱硫部分、转化部分、变换部分、PSA部分、热回收及产汽系统六部分组成。15硫磺回收 (21)1.酸性水汽提单元，采用单塔加压侧线抽出工艺；2.硫磺回收单元过程气预热方式采用掺和阀加热法、两级转化的常规Claus制硫工艺还原吸收尾气处理工艺，净化的尾气能够满足达标排放要求。1.5 政策规划符合性分析1.5.1 与产业政策的符合性国家发展和改革委员会发布的产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）中指出，鼓励“含硫含酸重质、劣质原油炼制技术，高标准油品生产技术开发与应用”。本项目为超稠油原油加工项目，通过一系列工
28、艺过程将劣质原油加工成满足国V标准的汽、柴油产品，同时生产高品质润滑油、道路沥青等高附加值产品，本项目的建设符合产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）的要求。1.5.2 与政策、规划和规划环评的符合性本项目属克拉玛依石化公司超稠油加工技术改造工程，拟建厂址位于老厂区及周边规划用地。项目建设符合中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、能源发展“十二五规划”等国家发展规划的要求；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、新疆维吾尔自治区城镇体系规划（2005-2020）、克拉玛依市城市总体规划（2013-2030）中的相关要求；符合大气污染防治行动计划、新疆自
29、治区大气污染防治行动计划实施方案、国家环境保护“十二五”规划、新疆维吾尔自治区环境保护“十二五”规划、克拉玛依市生态建设与环境保护规划（2006-2020）、克拉玛依市城市环境功能区划、挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策、石化行业挥发性有机物综合整治方案等环保规划政策要求。本项目满足克拉玛依市石油化工工业园区总体规划环境影响评价及规划环评审查意见对入区项目提出的相关要求。2 建设项目周围环境现状2.1 环境质量现状2.1.1 环境空气质量现状建设单位于2011年和2015年分别委托相关监测单位对区域环境空气质量现状进行监测。2011年采暖期、非采暖期监测结果表明，区域常规监测因子SO2、
30、NO2、O3、CO、氟化物、苯并a芘等均满足环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准的要求。但是TSP、PM10、PM2.5部分监测点位有超标现象，主要原因一是由于项目处于干燥少雨的准格尔盆地西北缘，属于荒漠地区，植被覆盖率低，大风扬尘天气造成的，二是由于周边石材加工企业生产过程中粉尘污染造成的。2015年的监测结果表明，区域各常规监测因子均能满足相应的标准要求。 两次监测结果显示，区域特征监测因子硫化氢、甲醇、HCl 、NH3一次浓度最大值均能满足工业企业设计卫生标准（TJ36-79）中表1“居住区大气中有害物质的最高允许浓度”一次浓度值；非甲烷总烃均能满足大气污染物综合排放标准详
31、解浓度限值；苯能满足室内空气质量标准（GB/T188832002）小时浓度限值。甲苯、二甲苯均未检出，二噁英满足环境质量标准。 2011年监测厂界特征监测因子中，非甲烷总烃、苯、甲苯、二甲苯、氯化氢浓度能够满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中表5浓度限值；臭气浓度、硫化氢、氨气浓度能够满足恶臭污染物排放标准（GB14554-1993）中二级新扩改建厂界标准；2015年监测结果显示，各厂界各特征监测因子均能满足相应的标准要求。2.1.2 地下水环境质量现状建设单位于2011年和2015年分别委托监测单位对区域地下水进行了环境质量现状监测。 本项目厂址及周边地区地下水总硬度
32、、溶解性总固体、氯化物、硫酸盐、亚硝酸盐和氟化物存在超标现象。调查区总硬度、溶解性总固体、氯化物和硫酸盐超标的原因为：本区地下水为天然劣质水分布区，水质极差，矿化度一般7在110g/l之间，属高矿化度的咸水-盐水-卤水，不能用于生活、工业和农业供水。亚硝酸盐在园区的3、6、7、9、12号孔超标，超标可能与上述孔位的生活污水排放、施用化肥及畜牧粪便有关。氟化物在4、10号孔超标，原因为本地区氟化物普遍较高，其它钻孔水样也均有检出。综上所述，区域地下水水质不能满足地下水质量标准（GB/T14848-93）中IV类水质标准。2.1.3 声环境质量现状建设单位于2014年3月委托监测单位对克拉玛依石化
33、公司现有厂址、拟建新厂址及周边敏感目标进行了声环境质量监测。 厂界监测点位昼间、夜间噪声值均未超过工业企业厂界环境噪声排放标准（GB 12348-2008）3类区标准值。环境敏感点的昼间、夜间的噪声值均未超过声环境质量标准（GB3096-2008）的3类区标准值。2.1.4 土壤环境质量现状监测与评价建设单位于2015年3月委托监测单位对克石化厂区、污水管线沿途及污水库进行了土壤环境质量现状监测。各土壤监测点位土壤中的铜、锌、铅、镉、镍、铬、汞、砷等指标均满足土壤环境质量标准（GB15618-1995）二级标准的要求，石油类满足“六五”国家土壤环境含量研究中石油类标准（300mg/kg）。2.
34、2 环境影响评价等级与评价范围2.2.1 评价等级根据本项目的特点、工程估算的污染物排放量以及项目所在地的环境状况，按照环境影响评价技术导则确定各环境要素的评价工作等级，详见表2.2-1。表2.2-1 评价等级序号要素等级1大气二级2地下水一级3噪声三级4环境风险一级2.2.2 评价范围（1）大气环境评价范围：根据环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2008）及本项目工程分析，确定评价范围为以新建260万吨/年催化裂化装置为圆心，半径10km的圆形区域，总计评价区域314km2，环境空气评价范围及敏感目标点位置详见图2.2-1。（2）地下水环境评价范围：依据中国石油克拉玛依石化公司超稠
35、油加工技术改造工程周边的区域地质条件、水文地质条件、地形地貌特征和地下水保护目标，为了说明地下水环境的基本状况，水文地质调查范围如下：厂址及固废区：西北侧以217国道为界，东北侧以科研大队农场西侧马路为界，东南侧沿工业园区外扩1.5Km，西南侧沿现炼油厂厂界外扩2.15Km，调查区面积约56Km2。污水库区：南侧以沙漠公路为界，北侧以冲沟拐向东北方向处为界，因污水库区地下水基本向北径流，因此东侧和西侧调查区界限分别外延2.0km和2.6km，调查区面积约36Km2。污水管线调查范围为污水管线沿线，见图2.2-2，2.2-3。（3）声环境评价范围：根据环境影响评价技术导则 声环境（HJ2.4-2
36、009），确定声环境影响评价范围为厂界外1m，同时考虑厂界200m范围内环境敏感点的影响。（4）环境风险评价范围：根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）的规定，本次评价确定以厂界为起点，厂址周围半径为5 km的范围，见图2.2-1。图2.2-1 大气、风险评价范围及敏感目标图图2.2-2 污水库区地下水调查评价范围示意图图2.2-3 项目区地下水调查评价范围示意图3 污染防治措施、效果及影响预测分析3.1 环境影响因素分析（1）废气：本项目大气污染物主要产生于锅炉、加热炉、焚烧炉有组织排放的二氧化硫、氮氧化物、烟尘等，及在原料及产品的装卸过程无组织排放的烃类等。（2）废水
37、：本项目产生的废水主要来源于工艺装置、储运系统、公用工程及辅助设施，主要为含油废水、含盐废水和含硫污水。（3）工业固体废物：本项目产生的工业固体废物主要有废催化剂、污水场“三泥”、罐底泥、灰渣等。（4）噪声：本项目各生产装置及辅助设施的主要噪声源为大型机泵、压缩机、风机、气体放空口等。3.2 污染防治措施分析3.2.1 废气污染防治措施（1）燃料脱硫措施本工程设干气脱硫、液化石油气脱硫、脱硫醇装置，确保本工程所用的燃料气均为低硫燃料气，减少加热炉燃料燃烧产生的SO2，降低了对环境的影响。（2）烟气中NOX控制措施全厂加热炉使用的燃料为干气，采用低氮燃烧技术，以有效控制燃烧过程中温度型NOX的生
38、成，减少NOx的产生量，有效控制各加热炉的烟气中NOX排放浓度在100mg/m3以下。（3）催化再生烟气的处理催化裂化装置催化剂再生部分产生的再生烟气，含有废催化剂颗粒，并且烟气中携带了大量的热能，设计上采用余热回收工艺，对烟气中的热量进行回收利用，采用三级旋风分离回收再生烟气中催化剂粉尘，该工艺符合清洁生产的要求。本项目催化再生烟气脱硫采用EDV湿法洗涤技术，脱硝采用LoTox低温臭氧氧化技术，处理后的烟气满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）规定的大气污染物特别排放限值要求。（4）延迟焦化装置焦炭塔吹汽处理对于延迟焦化装置冷焦时产生的大量高温蒸汽及少量油气（焦炭塔吹汽）
39、采用密闭放空技术，即通过放空塔及冷却汽液分离罐设施，尽量回收焦炭塔吹汽中的柴油馏分和水再利用，少量不凝气排放火炬系统。该工艺是目前行业内通常采用的技术，工业应用结果表明是成熟可靠的，符合清洁生产原则，可有效的杜绝废气中焦油类及恶臭物质对环境的污染。（5）可燃气体回收与火炬系统全厂建设1套高压放空燃料气火炬系统、1套低压放空燃料气火炬系统和1套酸性气火炬系统，承担全厂装置的事故放空。改扩建项目设置的可燃气体回收设施可最大限度的回收炼厂气，降低无组织烃类气体排放，同时回收后节省燃料气资源，技术成熟可靠、经济合理可行。（6）储运工程无组织废气控制措施本项目为减少油品在储存过程中的大小呼吸损失，针对不
40、同的油品采用不同的储存方式。在运输过程中，液体产品出厂均采用密闭装车方式，并设置油气回收系统，整个储运过程均采用世界一流的自动化系统，可最大限度的控制无组织烃类气体的挥发损失。针对装置区潜在的无组织泄漏，设置泄漏检测与维修系统，对泄漏点及时发现及时修复，最大限度减少VOCs泄漏量。符合环保要求。（7）硫磺回收联合装置本项目硫磺回收联合装置包括酸性水汽提、溶剂再生和硫磺回收三部分。硫磺回收采用部分燃烧法、两级转化的常规Claus制硫工艺及加氢还原尾气处理和净化工艺，处理酸性水汽提装置、溶剂再生系统产生的酸性气，生产硫磺产品，尾气进行加氢还原处理后，引至尾气焚烧炉焚烧后经废热锅炉回收余热后再经氨法
41、吸收工艺处理后由100m排气筒达标排放。本项目硫磺回收装置建成后，将满足酸性气的处理要求，总硫回收率99.8%以上。烟气中SO2和NOx指标满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中特别排放限值标准要求。因此该装置从技术经济、环境保护角度分析是可行的。（8）恶臭污染物防治措施干气、液化气进行脱硫和脱硫醇等采用纤维膜脱臭处理技术，为目前干气、液化气脱硫和脱硫醇的环保型、清洁技术，是目前先进的、推广使用的技术，可有效去除干气、液化气的臭气，保证产品质量，减少产品使用时臭气污染；污水处理场恶臭处理采用生化池加盖密封，将恶臭气体收集后采用化学吸附预处理与生物处理组合技术进行处理后通过
42、烟囱排放；整个装置均为密闭操作，采用优质密封材料，硫磺回收尾气进行焚烧处理，以最大限度降低恶臭气体的无组织挥发和尾气中恶臭气体的含量；各装置回流罐排气进燃料气回收系统，停工及事故时放空油气进火炬气回收系统；生产区内的含油污水预处理池、生化池等均加盖封闭，减少恶臭气体的挥发散逸。3.2.2 废水污染防治措施本项目按“清污分流、污污分流、废水回用”的原则设置排水系统。（1）酸性水汽提装置系统为了降低原油加工过程中含硫酸性水中的硫化物排放量，回收硫磺资源，本工程在硫磺回收装置设置了酸性水汽提装置，将全厂含硫酸性水经管网收集后送至硫磺回收装置内的酸性水汽提装置吹出H2S气体（吹出的含H2S气体采用部分
43、燃烧法、两级Claus制硫工艺回收硫磺），在满足酸性水汽提要求的同时回收汽提酸性水和硫磺资源，符合环境保护和清洁生产的原则，其技术经济可行。（2）污水处理装置a、污水处理场改造对现有污水处理场进行扩建改造，规模由600 m3/h扩建为900m3/h，对现有生化系统进行改造，并扩建一套污水处理系统：新增隔油池、浮选池、生化池及外排泵房。改造方案完成后，根据炼油废水的特性，采用物理化学和生化处理的方法，使出水满足回用水装置进水标准的要求。b、新建污水回用装置新建III套污水深度处理回用装置，采用“均质+载体流化床（CBR）+气浮过滤（DAFF）+超滤（UF）+两级反渗透（RO1+RO2）+混床+除
44、氧”工艺，出水水质满足回用水指标要求，作为锅炉系统的补充水。c、高浓废水预处理装置新建高浓度含盐废水预处理设施一套，建设规模为150 t/h，主要将电脱盐排水、原油罐区排水、碱渣回收排水和焦化污油罐排水等高COD、高乳化污水，通过密闭管道输送到预处理装置处理后，再排到污水处理场进一步处理。主体工艺路线为调节除油沉降高效浮选生化性调控系统。工艺中的“调节除油沉降高效浮选 ”部分的主要功能是回收重油资源，去除泥渣、SS等杂质，削减污染物负荷；工艺中的“生化性调控系统”部分的主要功能是削减生物毒性，提高污水的可生化降解性能，同时去除非溶解性污染物。d、高含盐浓水处理装置新建高浓度废水预处理装置一套，
45、建设规模为200t/h，主要由催化臭氧氧化池、曝气生物滤池（BAF）等部分组成。采用高效澄清池+砂滤+臭氧氧化工艺+BAF处理工艺。处理达标后的浓水经监控后直接由泵提升至厂外污水库。3.2.3 工业固体废物处理处置固体废物包括废催化剂、废吸附剂、锅炉灰渣、罐底泥、污水处理场的“三泥”等。根据减量化、资源化、无害化的固体废物处理原则，在分类鉴别的基础上，根据固体废物性质，对有回收价值的废催化剂进行回收利用；对锅炉灰渣进行综合利用；对油泥浮渣及无回收利用价值的废催化剂、碱渣等危险废物外委有资质单位进行处理、处置。3.2.4 噪声防治污染措施项目在设计上将尽可能选用低噪声设备，在风机、火炬头、蒸汽放空口等安装消音器，以降低气流噪声的影响；同时，为了降低设备运行时的振动噪声，在设备安装时均设置固定基础，并加装减振垫，以
