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1、 陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂180万吨/年汽油精制项目环境影响报告书（简本）陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西中圣环境科技发展有限公司二一三年一月目 录1 建设项目概况21.1现有工程概况21.2拟建项目概况61.3 项目与国家产业政策及相关规划的符合性82 环境质量现状92.1 环境空气质量现状92.2 地表水环境质量现状92.3 地下水环境质量现状92.4 声环境质量现状92.5 敏感保护目标93 评价标准113.1 评价标准113.2 评价工作等级及评价范围114 项目主要污染物排放情况125 环境影响分析与评价145.1施工期环境影响分析与评价145.2 营运期环
2、境影响分析与评价156 污染防治措施可行性分析176.1大气污染物防治措施176.2 地表水污染物防治措施176.3 地下水污染防治措施186.4 固体废弃物处置措施186.5 噪声污染防治措施187 环境风险评价207.1风险预测结果207.2环境风险防范措施要求207.3应急预案218 环境经济损益分析239 环境监测计划与环境管理制度249.1 监测计划249.2 环境管理制度259.3环保设施验收清单2610 公众参与2811 总结论2912 联系方式291 建设项目概况1.1现有工程概况延安石油化工厂筹建于2007年，于2009年建成投产，位于陕西省延安市洛川县交口河镇杨庄河村。主要
3、生产装置有120万吨/年连续重整-20万吨/年苯抽提联合装置、140万吨/年柴油加氢、60万吨/年气体分馏、20万吨/年聚丙烯、12万吨/年MTBE、2万吨/年硫磺精制装置。其他相关的配套项目有10万吨/年干气脱硫-60万吨/年液化气脱硫装置、5000吨/年碱渣处理装置、45吨/小时溶剂再生-4000吨/年硫磺回收装置、10吨/小时酸性水汽提装置等5套环保装置。2010年4月，除2万吨/年硫磺精制装置外，其余各装置均通过陕西省环境监测中心站的环保验收。主要产品有90、93、97车用汽油，-10、0、+5柴油，聚丙烯，液化气，苯，硫磺等。1.1.1已有工程概况延安石油化工厂内已有工程项目组成及主
4、要建设内容见表1。表1 已有工程项目组成表序号工程组成主要内容与拟建项目有关装置的建设及运行情况一主体工程110万吨/年干气脱硫60万吨/年液化气脱硫、脱硫醇装置干气脱硫塔、液化气脱硫塔、液化气脱硫醇抽提塔、液化气脱硫醇碱液氧化塔干气主要来自140万吨/年催化柴油加氢的高分气、低分气、酸性气和120万吨/年连续重整的重整预处理脱硫气，处理量为7.71万吨/年，余量2.29万吨/年。260万吨/年气体分馏装置脱丙烷塔、脱乙烷塔、脱戊烷塔、丙烯塔（1）、丙烯塔（2）312万吨/年甲基叔丁基醚装置醚化反应器、催化蒸馏塔、甲醇萃取塔、甲醇回收塔420万吨/年聚丙烯装置干燥塔、脱砷塔、CO汽提塔、COS
5、脱除塔、预聚合反应器、液相环管反应器、气体聚合反应器、洗涤塔、挤压机造粒机520万吨/年苯抽提装置抽提蒸馏塔、溶剂回收塔 6120万吨/年连续重整装置反应器，再生器7个、塔器5个、加热炉7个、压缩机9台、容器39个石脑油加工量124.29万吨/年。7140万吨/年柴油加氢装置混合换热器、加氢反应器、降凝反应器、汽提塔、分馏塔、进料加热炉、重沸加热炉845t/h溶剂再生4000t/a硫磺回收装置溶剂回收塔、硫磺回收炉、反应器、尾气焚烧炉各1个，容器11个、换热器10个、储罐5个、机泵23个溶剂再生部分原料为来自10万吨/年干气脱硫60万吨/年液化气脱硫、脱硫醇装置的富胺液，加工量42.834t/
6、h；硫磺回收部分原料为溶剂再生部分副产品酸性气、酸性水及汽提装置的酸性气，年产硫磺2515a。910t/h酸性水汽提装置汽提塔1个、容器11台，安全阀6台，冷换设备4台，空冷器4片，机泵13台(套)厂内现有一套10t/h的酸性水汽提装置，采用单塔低压汽提工艺。目前实际处理酸性水11t/h。10碱渣处理装置氧化塔、QBR废水处理、QBF废气处理11硫磺精制装置硫磺精制单元、硫磺造粒单元、包装码垛单元二公用工程及辅助设施11锅炉房3台75t/h、3.82MPa的低温低压循环流化床燃煤锅炉，2开1备3台全开时蒸汽产生量为：3.5MPa225t/h、1.0MPa128t/h；消耗量为3.5MPa168
7、t/h、1.0MPa175t/h。12污水处理100m3/h高浓度含油污水处理场；200m3/h低浓度含油污水处理场。 高浓度污水处理设施目前处理量为120130m3/h，超量2030m3/h；低浓度污水处理设施目前处理量为110140m3/h，余量6090m3/h。13油品储运杨庄河厂区内共设置油品储罐36台，罐容112000m3；气体储罐2台，罐容800m3；容器23台；2120m物料运输管廊14火炬设施及燃料气DN1300，高度150m火炬；DN1300火炬气排放系统，管网的背压为0.2MPaG15给水新鲜水供水量1160m3/h；循环水建成规模18800m3/h；除盐水站设计能力400
8、t/h，产水率约50%。新鲜水用量1020.6m3/h，余量139.4m3/h；循环水用量17081m3/h，余量1719m3/h；除盐水用量230t/h，已无余量。16生产综合管理楼及配套设施生产管理综合楼及辅助设施（含食堂、倒班宿舍、报告厅）17中央自动控制室中心控制室、现场机柜室、火灾、可燃气及有毒气体检测系统18空分、空压设施空分：氮气3900 Nm3/h/0.7 MPa(g)；空压：净化风4200 Nm3/h/0.7 MPa（g），非净化风3600 Nm3/h/0.7 MPa（g），压缩空气11500 Nm3/h净化风和非净化风生产数量分别为4200m3/h和3600m3/h。现有工
9、程净化风和非净化风用量分别为3590m3/h、3400m3/h，余量分别为610m3/h、100m3/h。19消防20000m3消防水池、消防水泵站和厂区消防泡沫站各1座，供水管线2条（DN250），供水压力1.0MPa。20供电一个110/l0KV总变电所和7个l0KV区域变配电所，项目最大用电负荷为52938kW，年耗电量49.77MW。总变电所设主要变压器4台，容量均为25MVA。电的余量约2万kW。21通信自动电话系统、调度电话系统、直通电话、网络系统、无线对讲电话、扩音对讲电话系统、电视监视系统、有线电视系统、火灾自动报警系统及电信线路网。22分析化验及环保监测站中心化验室，环保监测
10、站三厂外工程24惠家河至杨庄河厂际物料运输管廊管廊长度约为2120m，管架架宽4m，共2层25厂外大桥工程洛河1#桥，253 m14m； 洛河2#桥，443 m14m。26堤防干流堤防工程2022.92m，其中浆砌石挡墙护坡2022.92m，堤顶道路2022.92m。27厂外道路厂外道路为堤防工程堤顶道路，全长2022.92m28灰渣场库容21.50万m3，设计服务年限13.28年1.1.2同期建设项目概况延安石油化工厂内目前无在建工程，与本项目同期建设的240万吨/年柴油加氢项目组见表2.表2 同期建设项目组成及建设内容一览表序号项目名称主要建设内容备注一主体工程1柴油加氢精制装置建设240
11、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、重沸加热炉等新建2制氢单元建设2万标m3/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。新建二辅助工程1酸性水汽提装置本次新建一套30 t/h酸性水汽提装置，扩建后酸性水汽提装置规模达到40t/h。本新建装置采用单塔低压汽提工艺路线。新建2油品储存本项目新设中间原料储罐包括2台5000m3和1台3000m3的柴油储罐。新建3空分设施目前延安石油化工厂氮气设计产量3900 Nm3/h，实际用量3800 Nm3/h。基本没有余量。为满足本
12、项目及与本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。新建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，为满足本项目及与本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25000Nm3/h的0.8MPaG的空压机。改造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。扩建6全厂工艺及热力管网新建工艺装置、公用工程及
13、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。改造7厂际物料运输管廊（改造）本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，从石化厂去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。扩建三依托工程（公用工程）1给水系统依托现有给水系统，现有给水系统最大生产给水量1160m3/h，新鲜水用量1020.6m3/h，余量139.4m3/h，本项目及与本项目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
14、足项目用水需求。依托2循环水系统利用原厂区循环水系统，循环水建成规模18800 m3/h；现有工程循环水用量17081 m3/h，余量1719 m3/h；为满足本项目及与本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5000 m3/h。改造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。为满足本项目及与本项目同期建设项目新增除盐水量需求（41m3/h），需提高除盐水站规模，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，
15、处理能力为100t/h。改造4消防系统利用原厂区消防供水系统依托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。依托6通信利用原厂区通信系统依托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依托8中央自动控制室利用原厂区自动控制系统依托四环保工程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，本项目新建一座20000 m3干式气柜。改造2污水处理系统利用原厂区污水处理系统，厂内现
16、有污水处理规模为100m3/h高浓度含油污水处理场和200m3/h低浓度含油污水处理场。低浓度污水处理设施目前处理量为110140m3/h，余量6090m3/h；高浓度污水处理设施目前处理量为120130m3/h，超量2030m3/h；为满足本项目新增高浓污水处理需求（18m3/h），需对高浓度含油污水系统进行扩建，新建一套100m3/h的高浓污水处理系统，扩建后高浓度污水处理系统规模为200m3/h。扩建3锅炉房脱硫除尘系统对现有脱硫方式进行改造，3台锅炉经炉内喷钙脱硫之后与汽油精制再生烟气一起采用循环流化床干法烟气脱硫和布袋除尘器进行脱硫除尘。改造4初雨池和事故池依托石化厂内现有8000
17、m3初雨池和20000 m3事故池。依托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。依托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。改造1.2拟建项目概况为了降低车用汽油的硫和烯烃含量，满足未来高标准汽油产品和环保要求，有效地减少汽车尾气中有害物的排放量，延安石油化工厂需新建一套180 万吨/年汽油精制装置。本项目建设用地为现有厂区预留用地，陕西省发展和改革委员会同意该项目备案。本项目总投资4.06亿元，其中环保投资110万元，约占总投资的0.27%。项目不增加定员，管理人员及工
18、艺、设备技术人员由全厂统一考虑设置，年工作时间为8000h。项目地理位置见图1。项目组成与建设内容见表3。表3 项目组成一览表序号主项名称主要建设内容备注1主体工程1.1S Zorb催化汽油吸附脱硫装置装置设计规模180万吨/年，采用S-Zorb催化汽油吸附脱硫技术，由进料系统、吸附反应及吸附剂再生、产品稳定和辅助工程四个部分组成新建2辅助工程2.1油品储存在预留地中间储罐区新建2台5000m3汽油储罐。新建3依托工程3.1酸性水汽提装置柴油加氢项目新建一套30 t/h酸性水汽提装置，扩建后酸性水汽提装置规模达到40t/h。依托配套项目3.2空分设施目前延安石油化工厂氮气设计产量3900 Nm
19、3/h，实际用量3800 Nm3/h。基本没有余量。为满足本项目及与本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），配套项目新建3900Nm3/h的空气分离设施，氮气（0.7MPaG）的产量为3900Nm3/h。依托配套项目3.3空压设施现有工程净化风和非净化风余量分别610m3/h、100m3/h，为满足本项目及与本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），本次配套项目对现有空压设施进行改造，新增一台25000Nm3/h的0.8MPaG的空压机。依托配套项目3.4供热配套项目扩建锅炉房，新增1台75t/h、3.82MPa的循
20、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。依托配套项目3.5全厂工艺及热力管网配套项目新建工艺装置、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。依托配套项目3.6给水系统依托现有给水系统，现有给水系统最大生产给水量1160m3/h，新鲜水用量1020.6m3/h，余量139.4m3/h，本项目及与本项目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。依托现有厂区3.7循环水系统利用原厂区循环水系统，循环水建成规模18800 m3/h；现有工程循环水用量17081 m3/h，余量1719 m3/h；为满足本项目及与本项目同期
21、建设项目新增循环水量（4231m3/h）需求，本次配套项目新建1间冷却塔，新增2台冷水泵，循环冷却给水设计水量为5000 m3/h。依托现有厂区及配套项目3.8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。为满足本项目及与本项目同期建设项目新增除盐水量需求（41m3/h），需提高除盐水站规模，本次配套项目增加超滤系统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。依托现有厂区及配套项目3.9消防系统利用原厂区消防供水系统依托现有厂区3.10供配电系统利用原厂区供配电系统，新建设施
22、增加供电负荷，电源由原10/0.4kV变配电间的备用位置提供。依托现有厂区3.11通信利用原厂区通信系统依托现有厂区3.12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依托现有厂区3.13中央自动控制室利用原厂区自动控制系统依托现有厂区4环保工程4.1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，本次配套项目新建一座20000 m3干式气柜。依托现有厂区4.2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
23、度含油污水处理场和200m3/h低浓度含油污水处理场。低浓度污水处理设施目前处理量为110140m3/h，余量6090m3/h；高浓度污水处理设施目前处理量为120130m3/h，超量2030m3/h；为满足新增高浓污水处理需求（18m3/h），配套项目对高浓度含油污水系统进行改造。依托现有厂区及配套项目4.3锅炉房脱硫除尘系统对现有脱硫方式进行改造，3台锅炉经炉内喷钙脱硫之后与汽油精制再生烟气一起采用循环流化床干法烟气脱硫和布袋除尘器进行脱硫除尘。依托配套项目4.4初雨池和事故池依托石化厂内现有8000 m3初雨池和20000 m3事故池。依托现有厂区4.5一般工业固废处置场依托延炼工业固体
24、废弃物处置场处理石化厂内现有及新增工业固体废物。依托延炼厂4.6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。依托现有厂区及配套项目1.3 项目与国家产业政策及相关规划的符合性本项目的建设符合产业结构调整指导目录（2011年）中鼓励类第九条（石化）“提高油品质量的炼油及节能降耗装置改造”的相关要求。符合石化和化学工业“十二五”发展规划。符合陕西省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要和延安市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要，符合陕西省环境保护十二五规划要求，符合洛川县城市总体规划（20072020）的要求，符合陕西延
25、长石油集团十二五发展规划。陕西省发展和改革委员会文件以陕发改油气2012322号已同意该项目备案。2 环境质量现状本项目于2012年4月5日4月11日对评价区环境空气、地表水、地下水和声环境质量环境现状进行了监测，监测点位图见图2。2.1 环境空气质量现状评价区环境空气中SO2、NO2、PM10符合环境空气质量标准(GB3095-1996)二级标准；H2S和NH3符合原工业企业设计卫生标准（TJ36-79）中的居住区大气中有害物质最高浓度限值；非甲烷总烃符合大气污染物综合排放标准详解中规定的限值要求。2.2 地表水环境质量现状评价范围内三个水质监测断面的监测结果显示：各指标均满足GB3838-
26、2002地表水环境质量标准中类水质标准要求。2.3 地下水环境质量现状评价区地下水水质监测结果显示：各监测点位的水质指标均符合地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准，表明评价区地下水水质良好。2.4 声环境质量现状评价区声环境现状监测结果显示：各监测点位昼间、夜间监测值均符合声环境质量标准（GB30962008）2类标准，区域声环境质量良好。2.5 敏感保护目标本项目环境保护目标包括周边的大气环境、声环境、地下水环境，洛河的地表水环境以及周边农作物。评价区内环境保护目标及主要敏感点汇总见Error! Reference source not found.4 和图3，项目周边四邻关系见
27、图4。表4 环境敏感点及保护目标一览表环境要素环境保护目标保护标准环境空气敏感点方位距离（km）*功能及保护目标环境空气二级标准桐树底N3.4村镇，8000余人惠家河N2.3村庄，185人秦家川NW0.9村庄，236人上官川村E0.6村庄，185人杨庄河新村NE0.3村庄，210人桥头川SE1.5村庄，204人户村SW1.2村庄，168人上翟庄SW2.8村庄，718人下翟庄SW2.0村庄，308人上官塬S1.1村庄，90人地表水洛河评价河段GB3838-2002类地下水评价区水质GB/T14848-93类生态厂区附近农作物保护农作物的大气污染物最高允许浓度限值（GB9137-88）3 评价标准
28、3.1 评价标准本次评价采用延安市环境保护局批准的评价标准。3.2 评价工作等级及评价范围根据项目工程分析、环境污染因素及污染因子识别、环境现状调查、环境风险因子调查结果，确定本项目的各环境要素环境影响评价等级、评价范围见表5。 表5 评价等级及评价范围汇总表环境要素评价工作等级评价范围大气环境三级无组织排放几何中心为中心，半径2.5km的圆。地表水环境三级从本项目排污口入洛河处上游0.1km至下游5km范围内的河段。地下水环境三级0.5km半径范围。声环境二级延安石油化工厂厂界外200m。环境风险一级以危险源为中心，半径为5km的圆。4 项目主要污染物排放情况本项目主要污染物排放情况见表6表
29、10。表6 项目水污染物排放情况汇总序号污染源名称排放量m3/h污染物浓度及排放量治理措施排放去向名称排放浓度（mg/L）排放速率（kg/h）W1稳定塔回流罐废水1m3/h石油类2500.25物理和生化法处理去酸性水汽提COD25002.5硫化物100.01氨氮20002挥发酚200.02W2机泵冷却水2m3/h石油类1000.2去低浓污水处理场处理后回用COD2000.4W3地面冲洗水1.8m3/h石油类1000.18COD2400.432表7 项目大气污染物排放情况汇总序号污染源名称排放量（m3/h）污染物浓度治理措施排放去向名称排放浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）G1进料加热炉11
30、000SO23.450.038高空排放大气NO2800.88烟尘300.33G2再生烟气720SO26.29烟气回收与锅炉烟气合并经循环流化床干法脱硫系统处理G3闭料锁斗释放器90主要成分为N2和O2高空排放大气G4无组织排放/非甲烷总烃18t/a大气表8 本项目固体废物排放情况汇总表序号固废名称固废产生设备废物类别产生量主要成分产生规律治理措施及去向S1废吸附剂脱硫反应器过滤器危废65t/1aZnS、NiS一次/1年交由有资质单位统一处理S2废吸附剂再生粉尘罐危废43t/1aZnS、NiS一次/1年表9 本项目噪声汇总表序号噪声源数量（台）工作特性噪声dB(a)治理措施1机泵5连续/室内70
31、隔声2压缩机3连续/室内7075消音器、隔声4加热炉1连续/室外75低噪声火嘴工艺管道加消音器5气体放空-间断/室外85放空管线安装消音器6空冷器风机7连续/室内85要求制造商进行消音处理7开车放空-间断/室外85放空管线安装消音器8通风风机-连续/室外85通过软连接降低噪声表10 本项目实施后全厂污染物排放变化情况一览表项目单位现有工程拟建项目与拟建项目同期建设项目以新带老削减量建成后全厂排放量增减量排放去向废气废气量104m3/a979500944814721601136164156664高空排放SO2t/a404.760.304196.88398.2203.744-201.016烟尘t/
32、a124.82.6495.2858164.7239.92NO2t/a741.847.04871.52549.921070.48328.64非甲烷总烃t/a1342.4182401384.442H2St/a1.69 00.402.090.4NH3t/a3.560205.562废水废水量104t/a112.17014.40126.5714.4洛河CODt/a25.801.20271.2石油类t/a0.14600.1200.2660.12氨氮t/a2.5900.28802.8780.288挥发酚t/a0.02100.007200.02820.0072固废一般工业固废t/a46484069739.52
33、4634069883.5223399.52填埋危险废物t/a41121087220.14011440.147328.14交有资质单位5 环境影响分析与评价5.1施工期环境影响分析与评价5.1.1施工期水环境影响分析施工期废水主要有施工生产废水和施工人员的生活污水。施工生产废水包括砂石冲洗水，砼养护水、场地冲洗水以及机械设备运转的冷却水和洗涤水、混凝土搅拌机及输送系统冲洗废水，生产废水除含有少量的油污和泥砂外，基本没有其它污染指标。本项目位于延安石油化工厂现有厂区之内，施工期生产污水可以利用原有污水处理系统处理后回用。5.1.2施工期大气环境影响分析180万吨/年汽油精制装置与240万吨/年柴油
34、加氢装置、制氢装置构成联合装置。总占地面积5.2公顷。项目建设不存在大规模开挖、场地平整和土建过程，因此施工期扬尘产生量很少。另外本项目距离居民区等敏感点较远，由于山体和周边建筑物的影响，施工期粉尘对外界环境的影响很小。5.1.3施工期声环境影响分析在工程施工期，主要噪声源有挖掘机、推土机和混凝土搅拌机等施工机械设备，根据类比调查，主要噪声源及声级情况见表11。表11 施工机械环境噪声源及噪声影响预测结果表（单位：dB（A）施工阶段设备名称声级dB(A)距声源距离(m)评价标准dB(A)最大超标范围(m)昼间夜间昼间夜间土石方阶段翻斗机83893755515178推土机905755529281
35、装载机865755518178挖掘机855755516160基础施工阶段冲击式打桩机1051585/150/钻孔式灌注桩机811585/10/静压式打桩机801585/10/吊车731585/4/平地机861585/17/风镐98185/5/空压机92385/7/结构施工阶段吊车7315705522120振捣棒93170551580水泥搅拌机8917055951电锯1031705545252装修阶段吊车7315655538120升降机7816555515切割机88165551545由上表可以看到，施工机械噪声由于噪声级较高，在空旷地带声传播距离较远，以冲击式打桩机影响范围最大，昼间至150m外
36、噪声值才能达标，当采用钻孔式灌注桩机或静压式打桩机时，噪声明显降低，昼间10m外即可达标。其它影响较大的噪声源推土机、电锯、吊车等昼间最大影响范围在45m内，夜间在281m内。由于本项目建设地位于延安石油化工厂现有厂区内部，距离居民区等敏感点较远（超过281m），因此不会对敏感点声环境造成明显影响。5.1.4施工期固体废弃物影响分析该工程在项目建设过程中，产生的主要固体废弃物为各类生活垃圾和建筑垃圾。如果对生活垃圾和建筑垃圾在施工期建设单位和施工单位就予以重视，对生活垃圾进行分类收集后送交当地环卫部门处理或指定垃圾填埋场做填埋处理，建筑垃圾定期送垃圾填埋场进行填埋处理，这样不但可避免生活垃圾和
37、建筑垃圾对周围景观的影响，而且避免了垃圾随风起尘对环境空气的污染影响。5.2 营运期环境影响分析与评价5.2.1大气环境影响（1）正常情况下大气环境影响本项目污染源排放的SO2最大落地浓度为0.0001584mg/m3，占标率0.03%；NO2最大落地浓度为0.003668mg/m3，占标率1.53%；PM10最大落地浓度为0.001376mg/m3，占标率0.31%；NMHC最大落地浓度为0.1288mg/m3，占标率2.58%。由预测结果可见，本项目污染物排放对外环境的影响较小。（2）非正常情况下大气环境影响根据预测结果可知，非正常火炬排放情况下，SO2仍能满足环境质量标准要求，NO2有超
38、标情况出现。因此企业应加强管理，尽量避免非正常排放情况的出现，以减少对环境的影响。（3）大气防护距离与卫生防护距离根据石油化工企业卫生防护距离（SH3093-1999）的相关规定要求，本项目卫生防护距离确定为本项目汽油精制装置区边界外扩150m范围，卫生防护距离范围依然在延安石油化工厂厂区内。5.2.2水环境影响本项目产生的废水主要为含硫废水和含油废水。其中，含硫污水去酸性汽提处理后回用，不外排。含油污水来自地面冲洗和机泵冷却水，产生量为4m3/h，进入污水处理场低浓度含油污水系统处理后，出水水质满足满足炼化企业节水减排考核指标与回用水质指标中相关指标要求，回用于循环水系统。在污水处理厂稳定运
39、行前提下，本项目废水对地表水环境影响较小，不会改变区内地表水环境功能现状。5.2.3声环境影响本装置噪声源主要有空冷器、加热炉、换热器和各类泵等，声级值在75-85dB(A)之间。由预测结果可见，采取措施后，本项目厂界噪声可满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB 12348-2008）对应的2类区标准限值，声环境质量也可满足声环境质量标准（GB 3096-2008）2类区昼夜间标准要求。在采取可研和评价建议的噪声防治措施前提下，项目建成后对外界声环境影响较小。5.2.4固体废弃物环境影响本项目产生的危险废物全部交由有危废资质单位处理处置，生活垃圾由当地环卫部门处理。本项目各固体废物均得到有效合
40、理的处理处置，处置率100%。项目产生固体废弃物通过采取上述处理处置措施后，对周围环境影响较小。5.2.5生态环境影响本项目SO2在正常生产情况下小时最大落地浓度远低于GB9137-88中对敏感作物的任何一次浓度限值，即拟建项目在正常生产时所排放的SO2对周围农作物的影响较小，不会对周围地区农作物的生长发育造成不良影响。5.2.6社会环境影响本项目建成投运后，将对项目所在区域的社会经济环境与当地的产业链起到了积极的促进作用，也促进了当地第三产业的发展，加快当地城市化发展的速度。6 污染防治措施可行性分析6.1 大气污染物防治措施（1）加热炉烟气正常工况下，本项目有组织排放废气主要为加热炉燃料燃
41、烧产生的烟气，加热炉采用厂内脱硫燃料气，其硫含量仅20ppm，燃烧烟气通过40m高排气筒排放，各污染物排放浓度及排放速率均能满足相应的标准要求，措施可行。（2）装置再生烟气本装置所产再生烟气含SO2，该烟气与同期拟建项目配套锅炉烟气一同进入循环流化床烟气干法脱硫系统处理后经100m烟囱高空排放，脱硫效率大于90%，脱硫后SO2排放浓度及排放速率均能满足相应的标准要求，措施可行。（3）无组织排放气控制为减少烃类无组织排放，本设计中轻质油品均采用浮顶罐储存，减少因大小呼吸所造成的损失；装置中采样均要求采用密闭方式，既减少无组织排放，又防止油品进入污水系统；同时在材料上选择耐腐蚀的材料以及可靠的密封
42、技术，减少泄漏，可保证本项目烃类排放符合国家标准的要求。6.2 地表水污染物防治措施本项目的生产污水主要为含氨废水和含油废水。含氨废水主要来自冷产品分离器及稳定塔回流罐，含氨污水送至酸性水汽提处理后回用于柴油加氢和连续重整加氢装置；含油废水主要来自地面冲洗和机泵冷却等，送至低浓度污水处理场处理后回用。厂内现有高浓度含油污水场计规模为100m3/h。主要处理来自碱渣处理后排水、MTBE装置含甲醇废水、循环水场排污、化验室排水、污水处理场污泥脱水液等，高浓度含油污水水量约60-100t/h。为满足本次新增污水需要，对现有高浓度含油污水处理系统进行扩建，新增一套100 m3/h处理系列，污水处理流程与现有污水场一致。厂内现有污水处理场已经过项目环境保护竣工验收，该系统运行较为稳定。扩建污水处理场进行竣工验收后，保证在工艺参数选择适当的条件下，厂内污水经处理后可达到黄河流域（陕西段）污水综合排放标准中一级标准和污水综合排放标准一级标准的要求。在污水处理场稳定运行，废水达标排放的前提下，本项目废水排放对地表水环境影响较小。6.3 地下水污染防治措施本项目可研中未提出防治地下水污染的措施。为防止项目对地下水的
