安塞庙湾区伴生气处理项目环境影响报告表全本.pdf
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安塞庙湾区伴生气处理 建设项目环境影响报告表 （污染影响类） 项目名称：安塞庙湾区伴生气处理 建设单位：陕西延长石油洁能科技有限公司 编制日期：二〇二一年十月 中华人民共和国生态环境部制 一、建设项目基本情况 建设项目名称 安塞庙湾区伴生气处理 项目代码 2019-610624-25-03-045251 建设单位联系人 边宝东 联系方式 13484653310 建设地点 陕西省（自治区）延安市安塞（区）建华镇（街道）杨桐村 地理坐标 （109 度 33 分 504 秒，36 度 92 分 904 秒） 建设项目 行业类别 五、石油和天然气开采业 07 陆地石油开采 0711 石油开采 新区块开发；页岩油开采； 建设性质 ☑新建（迁建） □改建 □扩建 □技术改造 建设项目 申报情形 首次申报项目 不予批准后再次申报项目 超五年重新审核项目 □重大变动重新报批项目 项目审批（核准/ 备案）部门（选填） 安塞区行政审批 服务局 项目审批（核准/ 备案）文号（选填） 2019-610624-25-03-045251 总投资（万元） 458 环保投资（万元） 83.5 环保投资占比（%） 18.2 施工工期 2021 年 10-2021 年 12 月 是否开工建设 否 是：2021 年 12 月 15 日已履行延 安市生态环境局 安塞分局行政处 罚 用地（用海） 2 面积（m ） 6343 国民经济 行业类别 B0711 陆地石油 开采 专项评价设置情况 环境风险专题，设置理由：危险物质存储量超过临界量 规划情况 无 规划环境影响 评价情况 无 规划及规划环境 影响评价符合性分析 无 其他符合性分析 —1— 1、产业政策符合性 根据查阅《国民经济兴业分类》及修改清单，本项目属于 B0711 陆地石 油开采。根据国家发改为公布的 2019 年第 29 号令，《产业结构调整指导目 录（2019 年本）》，本项目不属于“限制类”和“淘汰类”属于允许类。项 目不再《陕西省限值投资类产业指导目录》（陕西发改产业[2007]97 号）内。 因此，项目符合国家和地方的产业政策。且项目已获得安塞区行政审批服务 局关于“安塞庙湾区伴生气处理项目”的备案确认书（备案号： 2019-610624-25-03-045251）（见附件 2）。 2、相关规划及政策符合性分析； （1）本项目与相关政策符合性分析见下表； 表 1-1 相关规划 其他符 合性分 析 与陕西省环保政策符合性分析 规划要求 本项目情况 符合 性 《石油天然气开 在开发过程中，伴生气应回收利用，减 本项目延长石油杏子川采 采业污染防治技 少温室气体排放，不具备回收利用条件 油厂真武洞采油区块周围 术政策》 的，应充分燃烧，伴生气回收利用率应 油井的伴生气进行物理处 符合 达到 80％以上； 理，生产混烃和干气，检 修设备时，站外采用 1 根 15m 高燃烧火炬放散。 《大气污染防治 严控两高行业新增产能；加快淘汰落后 本项目不属于两高行业； 行动计划》（气 产能；压缩过剩产能 不属于淘汰落后产能的范 符合 十 条 ， 国 发 围；不属于产能过剩的 ［2013］37 号） 行业 《挥发性有机物 1、VOCs 物料应储存于密闭的容器、包 采用管道输送，混烃储存 无组织排放控制 装袋、储罐、储库、料仓中； 于储罐内，干气直接通过 标准》 2、液态 VOCs 物料应采用密闭管道输送；密 闭 管 道 输 送 至 发 电 机 符 组、剩余干气输送至杏子 合 川采油厂郝家坪联合站及 周边队站 《关于进一步加 陆地油气开采项目的建设单位应当对挥 本项目设备密闭，原料气 强石油天然气行 发性有机物液体储存和装载损失、废水 净化过程采取有效措施抑 业环境影响评价 液面逸散、设备与管线组件泄漏、非正 制挥发性有机物排放。 管理的通知（环 常工况等挥发性有机物无组织排放源进 发电机使用干气燃烧，属 办环评函（2019）行有效管控，通过采取设备密闭、废气 于清洁能源，废气可以达 910 号）》 有效收集及配套高效末端处理设施等措 标排放 符 施，有效控制挥发性有机硫天然气开采 合 的，应当强化钻井、输送、净化等环节 环境风险防范措施。含硫气田回注采出 水，应当采取有效措施减少废水处理站 和回注井场硫化氢的无组织排放。高含 硫天然气净化厂应当采用先进高效硫磺 —2— 回收工艺，减少二氧化硫排放。井场加 热炉、锅炉、压缩机等排放大气污染物 的设备应当优先使用清洁燃料，废气排 放应当满足国家和地方大气污染物排放 标准要求。 （2）项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》的符合性分析； 表 1-2 《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析表 石油天然气开采业污染防治技术政策 技术政策符合情况分析 相符性 结论 一、总则 ①项目运行期生产废水依托附 近采出水处理站处理后达标回 ①到2015年末，行业新、改、扩建项目 注；施工期和运行期的固体废物 均采用清洁生产工艺和技术，工业废水 资源化及无害化处理处置率达 回用率达到90%以上，工业固体废物资 1 到100%；②建设单位已经建立了 符合 源化及无害化处理处置率达到100%；② 完整的环境管理体系，评价可行 要遏制重大、杜绝特别重大环境污染和 的污染防治措施，在严格执行的 生态破坏事故的发生。 情况下可以避免重大事故的发 生。 ①评价在施工期和运行期提出 ①石油天然气开采要坚持油气开发与 了严格、可行的污染防治和生态 环境保护并举，油气田整体开发与优化 保护措施，建设单位确保严格执 布局相结合，污染防治与生态保护并 行；②本项目对油区伴生气、浅 2 重。②大力推行清洁生产，发展循环经 符合 层气进行甲烷提取，燃气发电机 济，强化末端治理，注重环境风险防范， 尾部安装三元催化装置，拟采取 因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿 成熟有效的污染防治和生态保 色发展。 护措施。 在环境敏感区进行石油天然气勘探、开 项目位于陕北丘陵沟壑重点治 采的，要在开发前对生态、环境影响进 理区范围内。评价对本项目所在 3 行充分论证，并严格执行环境影响评价 地环境敏感性进行了充分的论 符合 文件的要求，积极采取缓解生态、环境 证，建设单位承诺严格执行环评 破坏的措施。 文件及专家提出的要求。 二、清洁生产 项目建设符合陕西省社会经济 油气田建设应符合总体规划，优化布 发展十三五规划、符合陕西省矿 局，整体开发，减少占地和油气损失，产资源规划。项目尽量利用现有 4 符合 实现油气和废物的集中收集、处理处 站场已征地，减少了占地，生产 置。 中产生的废物暂存危废储存间 内，定期送有资质单位处置。 在勘探开发过程中，应防止产生落地原 油。其中井下作业过程中应配备泄油 5 器、刮油器等。落地原油应及时回收， 落地原油回收率应达到100%。 —3— 不涉及勘探开发。 符合 在油气集输过程中，应采用密闭流程， 项目对现有站场进行密闭集输 减少烃类气体排放。 改造，可减少烃类气体排放。 三、生态保护 ①在开发过程中，伴生气应回收利用， 减少温室气体排放，不具备回收利用条 本项目检修或非正常工况时采 7 件的，应充分燃烧，伴生气回收利用率 用点燃式放空火炬燃烧。 应达到80%以上； 在油气开发过程中，应采取措施减轻生 建设项目拟采取减轻生态影响 8 态影响并及时用适地植物进行植被恢 并及时用适地植物进行植被恢 复。 复。 四、污染治理 回收落地原油，以及原油处理、废水处 理产生的油泥（砂）等中的油类物质， 施工期产生的含油污泥交资质 含油污泥资源化利用率应达到90%以 单位处理；运行期废分子筛、废 9 上，残余固体废物应按照《国家危险废 机油属于危险固废，交有资质单 位处置。 物名录》和危险废物鉴别标准识别，根 据识别结果资源化利用或无害化处置。 五、运行管理与风险防范 油气田企业应制定环境保护管理规定， 建设单位已建立了完善的环境 10 建立并运行健康、安全与环境管理体 管理体系。 系。 油气田企业应建立环境保护人员培训 建设单位已建立了完善的环境 制度，环境监测人员、统计人员、污染 11 保护人员培训制度，所有人员均 治理设施操作人员应经培训合格后上 培训后上岗。 岗。 油气田企业应对勘探开发过程进行环 建设单位已建立了完善的环境 境风险因素识别，制定突发环境事件应 污染事故发生应急预案、消除事 急预案并定期进行演练。应开展特征污 12 故隐患的措施及应急处理办法， 染物监测工作，采取环境风险防范和应 并定期演练。本项目建设后对应 急措施，防止发生由突发性油气泄漏产 急预案进行把修订。 生的环境事故。 6 符合 符合 符合 符合 符合 符合 符合 （3）与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》的符合性分析 表 1-3 《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》符合性分析表 1 禁止在居民区和国务院或者省人民政府划定的 重要水源涵养区、饮用水水源保护区，国家公园， 本项目不涉及上述保 自然保护区，风景名胜区、森林公园、地质公园、 符合 护区 草原公园、湿地公园等自然公园、文物保护单位 等区域内进行煤炭、石油、天然气开发。 —4— 2 新建、扩建、改建煤炭、石油、天然气开发建设 项目，建设单位应当在项目开工建设前编制环境 本项目对油区伴生 影响评价文件，按照建设项目环境影响评价分级 气、浅层气进行回收 管理目录规定，报有审批权的生态环境行政主管 符合 利用，本次评价为环 部门审批。实行相对集中行政许可权的地方，审 保手续正常履行。 批机关应当将审批文件同时抄送项目所在地同 级生态环境行政主管部门。 3 本项目产生的混烃外 煤炭、石油、天然气开发单位应当实行清洁生产， 售，干气送至干气输 通过采用先进技术、工艺和设备、改善管理、综 送至杏子川采油厂郝 符合 合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用 家坪联合站及周边队 效率，减少或者避免污染物的产生和排放。 站燃气锅炉使用。 4 煤炭、石油、天然气开发单位收集、贮存、运输、 本项目产生的危险废 利用和处置危险废物，应当严格执行国家和本省 物主，收集后有资质 符合 有关规定，不得将危险废物交由不具备资质的单 单位处置。 位处置。 （4）相关规划及区域规划环评的符合性分析； 与相关规划及区域规划环评的符合性分析结果见表 1-4。 表 1-4 规划符合性分析表 序 号 1 2 相关规划 要求 符合情况 坚持常规与非常规资源开发并重， 注重生态保护和新技术推广应用， 《陕西省“十四 本项目对油区伴生 提高石油采收率，降低开采成本， 五 ” 规 划 和 2035 气、浅层气进行回收 保持原油产量、加工量基本稳定， 年远景目标纲要》 利用，可实现油气资 天然气产量较大增长。到 2025 年， （2021 年 2 月 10 源可持续发展，符合 全省原煤、原油和天然气产量分别 日） 以上规划 达到 7.4 亿吨、2700 万吨、360 亿 立方米。 本项目所在区域属于 明确生态环境分区管控要求。确定 陕北丘陵沟壑重点治 优先保护、重点管控、一般管控单 理区，属于水土流失 元的总体管控要求。优先保护单元 重点治理区，施工过 以生态优先为原则，突出空间布局 程中注重对周边生态 《 关 于 加 快 实 施 约束，依法禁止或限制大规模、高 环 境 及 动 植 物 的 保 “三线一单”生态 强度工业开发和城镇建设活动，开 护，采取避让、减缓、 环 境 分 区 管 控 的 展生态功能受损区域生态保护修 补偿等措施。本项目 意 见 》 （ 2020 年 复活动，确保重要生态环境功能不 用地属于临时用地， 12 月 27 日） 降低。重点管控单元以提升资源利 施工期会导致施工作 用效率、加强污染物减排治理和环 业带内生态功能暂时 境风险防控为重点，解决突出生态 受损，施工结束后即 环境问题。一般管控单元主要落实 行对临时用地进行植 生态环境保护基本要求。 被恢复，可在 2-3 年 恢复生态功能。 —5— 《大气污染防治 行动计划》（国发 〔2013〕37 号） （一）加强工业企业大气污染综合 治理，全面整治燃煤小锅炉。地级 及以上城市建成区基本淘汰每小 时 10 蒸吨及以下的燃煤锅炉，禁 止新建每小时 20 蒸吨以下的燃煤 锅炉。 （二）调整优化产业结构，推动产 业转型升级。严控“两高”行业新 增产能、加快淘汰落后产能。 本项目不建设燃煤锅 炉，生产的干气输送 至延长石油杏子川采 油队燃气锅炉使用。 4 《陕西省大气污 染防治条例》 （2019 年修正） 第三十三条企业应当优先采用能 源和原材料利用效率高、污染物排 放量少的清洁生产技术、工艺和装 备，减少大气污染物的产生和排 放。 第三十七条工业生产中产生的可 燃性气体应当回收利用，不具备回 收利用条件而向大气排放的，应当 进行污染防治处理。 分离出的干气送至干 气输送至杏子川采油 厂郝家坪联合站及周 边队站燃气锅炉使 用，凝析油等油品装 卸采用气相平衡措施 回收油气，呼吸有机 废气（油气）采用冷 凝+吸附回收工艺措 施处理后达标排放。 5 《“十三五”挥发 性有机物污染防 治工作方案》（环 大气〔2017〕121 号）/《重点行业 挥发性有机物综 合治理方案》（环 大 气 〔 2019 〕 53 号） 严格建设项目环境准入。根据环保 部关于无工业园区就不能新建涉 本项目本项目位于陕 VOCs 工业企业的回复， 《“十三五” 西省延安市安塞区， 挥发性有机物污染防治工作方案》 不属于重点地区。本 中提到的“新建涉 VOCs 排放的工 项目行业类别属于 业企业要入园区”是指全国新建涉 B0711 陆地石油开采 高 VOCs 排放的项目，即石化、化 活动的其他，不属于 工、包装印刷、工业涂装等重点行 方案规定的重点行 业及其他工业行业 VOCs 排放量大、 业。 排放强度高的新建项目，原则上要 进入园区 3 （5）项目与“三线一单”的符合性分析； 1）生态保护红线； 根据中共中央办公厅、国务院办公厅印发的《关于划定并严守生态保护 红线的若干意见》（2017 年 2 月 7 日）和环境保护部印发的《生态红线划定 技术指南》（环办生态【2017】48 号），本项目占地范围内不涉及“国家公 园、自然保护区、森林公园的生态保育区和核心景观区、风景名胜区的核心 景区、地质公园的地质遗迹保护区、世界自然遗产的核心区和缓冲区、湿地 公园的湿地保育区和恢复重建区、饮用水水源地的一级保护区、水产种质资 源保护区的核心区、其他类型禁止开发区的核心保护区”等需划入生态保护 红线的国家级和省级禁止开发区，亦不涉及“极小种群物种分布的栖息地、 国家一级公益林、国家级水土流失重点预防区、沙化土地封禁保护区、野生 —6— 植物集中分布地、自然岸线、雪山冰川、高原冻土等重要生态保护地”等需 要根据实际情况划入生态保护红线范围的区域。 本项目位于陕西省水土流失重点预防区，不涉及国家级水土流失重点预 防区，选址不涉及上述生态红线区域。 2）环境质量底线； 根据《2020 年 12 月及 1-12 月全省环境质量状况》，本项目所在区域为 大气环境质量达标区；项目西侧 2.7km 处延河湿地各项水质因子满足《地表 水环境质量标准》（GB3838-2002）III 类标准要求。 本项目建设完成后采取相应的污染防治措施后，各类污染物的排放一般 不会对周围环境造成不良影响，不会降低当地环境质量；因此，项目建设满 足环境质量底线要求。 3）资源利用上线； 项目收集杏子川采油厂真武洞区块周围井场的石油伴生气，生产混烃和 干气，干气部分用于发电和外输，不消耗项目所在区域电能，不触及当地资 源利用上线。 4）环境准入负面清单； 根据查阅《陕西省国家重点生态功能区产业准入负面清单》，未涉及志 安塞区。同时根据《市场准入负面清单（2020 年版）》，本项目不属于国家 产业政策明令淘汰和限制的项目。 3、选址合理性分析； 本项目评价范围内不涉及自然保护区、风景名胜区、森林公园以及饮用 水水源保护区。项目占地范围内不涉及永久基本农田，不在生态保护红线范 围内。 本项目选址位于安塞区建华镇杨桐村，占用林地 0.6343 公顷，项目东、 西侧为沟道，南、北侧均为山坡，生产装置和储罐距离周围居民较远。本项 目厂界外 500m 范围内无固定居民居住。 项目所在地环境质量现状良好，在采取有效环保措施及风险防范措施后， 项目建成运行的各污染源的主要污染物可做到达标排放，对外环境影响较小， —7— 可以满足评价区环境功能要求，环境风险可控。 综上分析，站场选址可行。 —8— 二、建设项目工程分析 2.1、项目由来； 在原油开采的同时，产生大量的伴生气。与原油一样，油田伴生气也是 价值很高的不可再生资源,具有非常高利用价值和可观的经济效益，但是大量 放空或焚烧对环境的破坏和污染却是非常严重的。由于伴生气是一种易燃易 爆气体，其排放对油田油区的生产作业形成了安全隐患，并对长期接触的员 工健康造成伤害。因此有必要减少或杜绝排放并有效地回收和利用油田伴生 气。 本项目原料为石油开采产生的伴生气及浅层气，产品方案为混烃及干气 （含甲烷、乙烷等），不涉及伴生气管线，依据国民经济行业类别“B0711 陆地石油开采的其他”，本项目应编制环境影响报告表”进厂收气管网和出 厂干气管网不在本次评价范围内，站外管网由延长石油杏子川采油厂铺设。 2.2、项目概况； 建设内 容 项目名称：安塞庙湾区伴生气处理项目。 项目性质：新建。 行业类别：B0711 陆地石油开采。 建设地点：陕西省延安市安塞区建华镇杨桐村。 建设单位：陕西延长石油洁能科技有限公司。 项目投资：拟建项目总投资 458 万元，环保设施投资为 83.5 万元，占项 目总投资的 18.2%。 项目地理位置及周边环境概况：项目建设地位于陕西省延安市安塞区建 华镇杨桐村，场址中心地理位置坐标 E:109°33'504"，N:36°92'904"，海 拔高程 1303.50m。项目北侧 775m 是白家安村，东南方向 1.43km 是庙湾村， 南侧 112m 是杏 179 注水站。西南方位 276m 延长石油天然气井场。距离建华 镇约 10km，距离 S206 省道约 7 公里，距离包茂高速公路（G65）安塞出入口 约 20Km，附近为油田区。交通较为便利。工程地理位置与交通情况见附图 1、 附图 2。 —9— 2.3、生产规模及内容 本项目主要包括伴生气回收装置、浅层气处理装置以及干气压缩装置等， 本项目评价内容不包含输气管线。 本项目伴生气综合利用站建设内容主要包括原料气净化系统、混烃分离 系统、产品充装等及其配套设施。本项目的回收产品为混烃和干气，干气部 分用于站内停电燃气发电机使用，剩余部分输送至干气输送至杏子川采油厂 郝家坪联合站及周边队站燃气锅炉使用（本项目干气输送管线由延长石油杏 子川采油厂铺设），混烃全部外售。 1、项目组成 工程项目组成及主要建设内容见表 2.3-1。 表 2.3-1 项目组成与工程建设内容 类 别 组成 建设内容 伴生气回收装置 设混烃回收装置一套，伴生气处理规模 1.5 万 m /d。主要包 括：抽气压缩机、原料气增压机、干燥低温凝液分离、制冷 机组等。（制冷剂为 R507）。 浅层气处理装置 设浅层气回收装置一套，浅层气处理规模 1.7 万 m³/d，主要包括： 分离器、再生分离器、干燥再生塔、天然气外输压缩机等。 3 主 体 工 程 干气压缩装置 伴生气 辅 助 工 程 储 运 区 浅层气 原料气 产品运输 辅助生产区 供电 公 用 工 程 供水 供热 消防 环 保 废气 含干燥再生塔、分离器、空冷器、脱乙烷塔等。 2 储罐区占地 120m ，设 2 台卧式常温压力储罐，单罐容积 20m ³/具。设计压力 1.77MPa 前置分离器.6m³、后置分离器 0.6m³ 缓冲罐 0.6m³、原料气分液灌 0.6m³ 稳定轻烃产品采用汽车槽车运输外销；依托社会运力。浅层 气经天然气外输压缩机输整体采用管线输送至延长石油杏子 川采油厂郝家坪联合站锅炉燃烧用气。（站外管线由延长石 油杏子川采油厂铺设） 配套建设门岗、机柜间、工具室、值班室、办公室、压缩机 棚、泵棚、装车棚、空压机棚等，总建筑面积 305m2。 油 田电 网 与 燃气 发 电 机并 网 方 式供 电 ， 站内 设 内 置 2 台 600KW/0.4kV 燃气发电机。仅在停电时启用燃气发电机。以 供应站场生产、生活用电，燃气发电机仅为备用电源。 生活及生产用水由周边村庄车拉供给。 项目工艺不用热，办公用房采用电暖气供暖。 厂区新建消防泵站，消防泵站设置一个消防水罐，容积为 3 330m ，消防水罐内的消防用水由车拉供给。消防水泵一用一 备，厂区设置 DN150 消防冷却水环状管网，并在管网上设置 地上式室外消防栓。装置区及罐区配备一定数量的干粉灭火 器。 本项目废气主要为无组织烃类气体，密闭集输；发电机尾气， 燃气发电机使用三元催化装置，干气燃烧后的烟气经 15m 高 —10— 工 程 排气口排放。 事故或检修状态下，经站外 1 根 15m 高自动点燃式火炬放散。 3 采取清污分流制。站区内设地埋式污水罐 10m ,伴生气及浅层 气回收生产废水、设备清洗、维修等环节产生的少量含油污 3 水，站内设 370m 事故应急回收池。收集后拉至延长油田杏子 川采油厂王 60 注水站集中处理，处理达标后回注；站内设旱 厕，粪便污水用于周边农田施肥，盥洗废水用于场地洒水， 不外排。 按照《危险废物贮存控制标准》设危废暂存间一处，含油废 渣等送由资质的危险废物处理单位处置；废分子筛及废弃润 滑油采取罐（桶）回收，定期送有资质单位处置；生活垃圾 设垃圾分类收集桶，定期送环卫部门统一处置。 压缩机、发电机、泵类等高噪声设备通过优选设备、基础减 振，单机超标噪声源安装消音器或隔音罩等措施、厂界四周 设置 1.8m 实体围墙。 储罐周边设置围堰，建立健全的风险防范措施，管理措施， 编制应急预案，进行应急演练。 废水 固体废物 噪声 风险 消防 消防泵房内设消防冷却供水泵 2 台、配直流喷雾两用水枪 2 3 个，330m 地埋式水罐 1 具，消防为一级负荷供电。 绿化 站内空地绿化面积 760 ㎡ 2.4、生产规模及产品方案 ⑴生产规模 根据建设方提供的伴生气组分化验结果，本项目收集的气源无硫化氢、 二氧化硫。伴生气回收设计规模 1.5x104Nm³/d，平均生产混烃 5.14t/d，干 气 8000m³/d；浅层气回收处理装置：1.7x104Nm³/d，干气（天然气）2.5x104Nm ³/d。设计规模根据来气量进行弹性调整，生产规模设定基本匹配。组分化验 表见附件。 ⑵产品方案 （1）项目产品之一：混合轻烃，全部装车外售； （2）项目产品之二：再生气等干气，用于站内燃气发电机，剩余部分干 气输送至杏子川采油厂郝家坪联合站及周边队站燃气锅炉使用。 表 2.4-1 项目伴生气平衡表 序 号 1 2 3 4 5 投入t/a 伴生气 合计 产出t/a 5534 5534 备注 干气 混烃 水分 损失伴生气 3567.2 1812.8 152 2.0 合计 5534 —11— 密度 1.108kg/m3 其中159t/a燃气 发电机自用 表 2.4-2 项目浅层气平衡表 序 号 1 3 4 浅层气 5 合计 投入t/a 产出t/a 6278 6278 备注 干气 水分 损失伴生气 6130 145 3.0 合计 6278 密度1.109kg/m3 图 1 项目伴生气平衡单位：（t/a） 图 2 项目浅层气平衡单位：（t/a） 项目产品包括混烃和天然气，产品规格见表 2.4-3、表 2.4-4。 2.4-3 混烃产品规格表 序号 项目 1 2 组分% 3 残留物 4 5 设计指标 37.8℃蒸气压，kPa 丁烷及以上组分 戊烷及以上组分 1373 ≤3.0 100ml 蒸发残留物 实测 油渍观察 密度（20℃或 15℃） 实测 570.6 铜片腐蚀，级 不大于一级 2.4-4 天燃气技术指标 序号 项目 质量指标（Ⅱ） —12— 1 2 3 4 3 高位发热值 a，MJ/m 3 总硫（以硫计）a，mg/m 硫化氢 a，mg/m3 二氧化碳 y，％ ≥31.4 ≤100 ≤20 ≤4.0 在交接点压力下，水露点应比输送条件下最低 5 水露点 b,c/℃ 环境温度低 5℃。 a、本标准中气体体积的标准参比条件是 101.325kPa，20℃。 b、在输送条件下，当管道管顶埋地温度为 0℃时，水露点应不于-5℃。 c、进入输气管道的天然气，水露点的压力应是最高输送压力。 2.5、主要设备 本项目伴生气处理采用制冷法混烃回收工艺，浅层气处理采用分子筛脱 水工艺。主要生产设备见表 2.5-1。 表 2.5-1 序号 名称 设备一览表 型号及技术条件 单位 数量 伴生气主要工艺设施 一 1 抽气压缩机 流量=750Nm³/h,P 入=常压，P 出=0.3MPa（G） 台 1 2 原料气增压机 流 量 Q=750Nm³/h,P 入=0.3MPa（G）， P 出=2.2MPa （G） 台 1 3 干燥低温凝液分离 含干燥再生塔、分离器、空冷器、脱乙烷塔 座 1 4 冷箱 / 台 1 5 低温分离器 / 座 2 6 原料气分液罐 / 台 1 7 燃气发电机 600KW/0.4kV 燃气发电机 台 1 浅层气处理装置 二 1 分离器 0.6m³，工作温度 0-80℃，设计压力 2.0MPa 台 1 2 再生分离器 材质 20#，DN250,H=1800mm 台 1 3 干燥再生塔 材质 Q345R，DN1000,H=3000mm 台 2 4 过滤器 材质 20#，DN250,H=1800mm 台 2 5 电加热器 材质 Q345R,DN300,H=2500mm 台 1 6 冷却器 管翅式，卧式 台 2 7 循环风机 / 台 1 天然气外输压缩机 Q=1500Nm³/h,P 入=2.2MPa（G），P 出=5.0MPa（G） 台 1 8 污水罐撬 三 9 污水罐 地埋式污水灌 10m³ —13— 台 1 四 混烃罐区撬 3 1 混烃罐 五 卧式罐 20m /台，操作温度常温，设计压力 1.8MPa （G） 台 2 混烃装车鹤管撬 1 装车鹤管 DN50 台 1 六 全场 PLC 控制系统 由厂家供货 套 1 七 系统管道 全厂系统管网，不同规格 批 1 八 站房集装撬 1 机柜间 7.2m×3.6m×2.7m 座 1 2 低压配电间 10m×3m×3m 座 1 3 发电机室 10m×3m×3m 座 1 4 办公室 7.2m×3.6m×2.7m 座 1 5 工具间 7.2m×3.6m×2.7m 座 1 6 值班室 7.2m×3.6m×2.7m 座 1 九 全厂火灾报警系统 包含火灾报警器及线路等 套 1 2.6 原料气来源 ⑴原料气来源 陕西延长石油（集团）有限责任公司下设陕西延长石油洁能科技有限公 司，专门负责对油田伴生气回收站进行管理，根据建设单位提供的气源井号， 接用杏子川采油厂采油四大队（杏 713＃8 口油井、杏 225＃7 口油井、杏 197 ＃7 口油井、杏 161＃6 口油井）等共计 104 口油井伴生气，伴生气产量 10000m ³/d，后期计划将采油六大队谭家营南区块伴生气接入，预计气量 5000m³/d， 该项目设计伴生气处理量 15000m³/d。 该项目收集的浅层气主要为油型气（含石油较少、气量较大），又称为 原油降解气。本项目收集杏子川采油厂浅层气油井深度约 1200m。浅层气来 4 3 源依托延长石油杏子川采油厂真 28 井，该层无阻流量为 3.2335×10 m /d， 平均稳定气产量为 9097m3/d，；杏 157 井未进行试气，排液试产期估算产气 量 8000m3/d。浅层气气量按照约 1.7×104Nm³/d 设计。杏子川采油厂郝家坪 联合站 3 台 6t 锅炉，冬季日用气量 1.8 万 m³，夏季 1.2 万 m³，联合站燃气 锅炉气源选择为双气源供应，洁能公司安塞庙湾站作为主要供应，另有勘探 —14— 公司净化站补充气源。真 28 井和杏 157 井井口有压力调节装置，供气量根据 下游需求量调节，不存在干气排空现象。 杏子川采油厂真武洞区属新开发区块，该区有多口钻遇浅层气，油田伴 生气产量较大，由此可见总体伴生气资源较好，伴生气来源及总量是有保障 的。可以满足本项目的用气需求，且本项目生产用气会根据来源气量多少进 行相应调节，不会造成资源浪费，原料气由 PE 燃气专用管输送至本项目集气 罐后进入处理设施（站外管线由延长石油杏子川采油厂铺设）。项目收集的 井区及浅层气属于杏子川采油厂产能建设项目，本项目于 2020 年 5 月 13 日 已履行完善环保手续。 （2）能源消耗及平衡分析 能源消耗 本项目公用物料及能量消耗见表 2.6-1。 表 2.6-1 公用物料及能量消耗量 序号 名称 单位 消耗量 备注 1 原料气 Nm /d 3 3.2×10 2 电 kW.h/a 870×10 3 干气 t/a 9.6×10 4 5 分子筛 机油 t/3a t/a 5 1.5 6 R507 t/a 初装量 0.2 7 新鲜水 m³/a 285.4 4 7 4 伴生气 1.5×104 4 浅层气 1.7×10 油田电网 发电机使用，剩余部分输送采 油队燃气锅炉使用 每 3 年更换一次 外购 本项目不进行存储，由专门厂 家专门进行补充 周边村庄车拉供给 ⑶原料气组分 表 2.6-2 伴生气组分表 序号 名称 原料气成分% 序号 名称 原料气成分% 1 2 H2 O2 0.04 0.14 7 8 C3H8 0.33 1.64 3 4 5 N2 2.11 C2H6 2.87 CH4 CO2 91.34 1.11 9 10 11 6 表 2.6-2 —15— iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 浅层气组分表 0.22 0.15 0.02 序号 1 2 3 4 5 6 名称 原料气成分% 序号 名称 原料气成分% 甲烷 75.632 7 8 乙烷 8.462 丙烷 6.234 9 10 丁烷 0.622 11 正丁烷 0.223 12 H2 <0.01 注：本项目原料气组分为建设方试验结果。 正戊烷 乙戊烷 O2 氮 C02 CO 0.19 0.11 1.417 5.696 0.085 <0.01 表 2.6-3 辅助材料性质一览表 序号 名称 1 分子筛 2 R507 混合制冷剂 性质 4A 分子筛是一种碱金属硅铝酸盐，能吸附水、NH3、H2S、 二氧化硫、二氧化碳、C2H5OH、C2H6、C2H4 等临界直径不大 于 4A 的分子。广泛应用于气体、液体的干燥，也可用于 某些气体或液体的精制和提纯 本项目采用的混合制冷剂组分主要包括五氟乙烷、三氟 乙烷 （4）理化性质 表 2.6-4 标 识 理 化 性 质 危 险 特 性 健 康 危 害 天然气理化性质 中文名：天然气 分子式:主要成分为 CH4 危规号:21007 UN 编号：1971 英文名：naturalgas 分子量：16 CAS 号：74-82-8 外观与形状:无色无臭易燃易爆气体 溶解性:微溶于水，溶于乙醇、乙醚 熔点(℃):-182 沸点(℃):-161.49 相对密度:(水=1)0.45（液化） 相对密度:(空气=1)0.55 饱和蒸汽压(kPa)53.32（-168.8℃） 禁忌物:强氧化剂、卤素 临界压力(MPa)：4.59 临界温度(℃):-82.3 稳定性:稳定 聚合危害:不聚合 危险性类别:第 2.1 类易燃气体 燃烧性:易燃 引燃温度(℃):482～632 闪点(℃):-188 爆炸下限(%):4.145 爆炸上限(%):14.555 最小点火能(MJ):0.28 最大爆炸压力(kPa):680 燃烧热(MJ/mol):889.5 燃烧(分解)产物:一氧化碳、二氧化碳、水 危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇火星、高热有燃烧爆炸危险 灭火方法:切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却 容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。 灭火剂:泡沫、二氧化碳、雾状水、干粉。 侵入途径:吸入。 健康危害:当空气中浓度过高时，使空气中氧气含量明显降低，使人窒息。皮肤接 触液化甲烷可致冻伤 急性中毒：当空气中浓度达到 20～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集 中、呼吸和心跳加快，共济失调。若不及时脱离，可至窒息死亡。 —16— 工作场所最高允许浓度：未制定；前苏联 MAC300mg/m3 表 2.6-5 液化石油气理化性质 标 识 理 化 性 质 危 险 特 性 中文名：液化石油气 英文名 liquefiedpetroleumgas 分子式:混合物 分子量：混合物 危规号:21053 UN 编号：1075 CAS 号：68476-85-7 外观与形状:无色气体或黄棕色油状液 体,有特殊臭味。 溶解性:不溶于水 熔点(℃):混合物 沸点(℃):-40～-0.5 相对密度:(水=1)0.51～0.58 相对密度:(空气=1)1.2～2.0 饱和蒸汽压(MPa)1.3-2.0（常温） 禁忌物:强氧化剂、羟基镍、氧 临界压力(MPa)：1.6 临界温度(℃):50 稳定性:常温常压稳定 聚合危害:不聚合 危险性类别:第 2.1 类易燃气体 燃烧性:易燃 引燃温度(℃):430～460 闪点(℃):-73.5 爆炸下限(%):5 爆炸上限(%):33 最小点火能(mj):0.2～0.3 最大爆炸压力(MPa):7.94 燃烧热(kJ/m3):10650 燃烧(分解)产物:一氧化碳、二氧化碳 危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇火星、高热有燃烧爆炸危险 灭火方法:消防人员必须穿戴全身防火防毒服。切断气源。若不能立即切断气源， 则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷气冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷 处。 灭火剂:雾状水、泡沫、干粉、石墨粉。 侵入途径:吸入。 健 康 危 害 急性中毒：高浓度下吸入会引起呼吸道刺激、反胃、头痛、迟钝、呼吸短促等。 造成窒息效果時，最初之症狀有呼吸急促、逐渐失去平衡感、眼花、头部很紧感 觉，舌、手指、脚趾刺痛感、说话困难，乃至无法行动及失去运动协调能力，甚 至死亡。 工作场所最高允许浓度：中国 MAC1000（） 2.7 公用工程； ⑴给水； 本项目用水主要为生活用水，水源由项目外拉运，项目生产用水量较小， 供生活、生产和消防补水。本项目劳动定员13人，不在厂区食宿，根据《陕西 省行业用水定额（修订稿）》（DB61T943—2020）农村生活用水按每人65L/d 计），则用水量为0.845m³/d（281.4m³/a）。 ⑵排水； 项目生活污水排污系数按 0.8 计算，则生活污水排放量为 0.676m³/d （225.1m³/a）。职工生活污水排入站内旱厕，定期清掏后用于周边农田施肥， —17— 盥洗废水用于厂区绿化，洒水降尘，不外排。项目接气口设置废水分离器， 分离出的含油废水进入油井储油罐内，剩余废水经管线至站内油水分离器分 离出的含油废水收集污水池内、设备每 2 年检修废水经过收集后定期送杏子 川采油厂王 60 注水站处置，达标后回注含油层，不外排。厂内雨水经雨水收 集池收集后，排入厂区外排洪渠内。工程设置 370m3 消防应急回收池一座， 用于收集事故状态下的事故废液。定期送杏子川采油厂王 60 注水站处置，达 标后回注含油层，不外排。 项目水平衡； 本项目用水包括生活用水及循环冷却水补充水，排水本项目。 用水工 序 生产废 水 生活用 水 合计 表 2.7-1 项目实施初期水量平衡表单位：m³/d 来源 投入 新鲜水 采出水 产出 损耗 利用 去向 伴生气自带水 / 0.46 0.02 0.44 浅层气自带废水 / 0.44 0.02 0.42 设备检修水 0.012 0.012 0.001 0.011 经收集后运至 延长油田杏子 川采油厂处理 达标后回注油 层 周边水源井 0.845 / 0.169 0.676 绿化、灌溉 / 0.857 0.912 0.21 1.547 / 项目水平衡图 图 3 项目水平衡单位：m3/d —18— ⑶供电； 本项目油田电网与燃气发电机并网方式供电。采用单母线方式。油田电 网电源引自站场周边可依托的油田电网“T”接 10KV 电源。正常情况时由油 田电网电源供电，停电时启动燃气发电机供应本项站场生产、生活用电，燃 气发电机仅做为备用电源。 ⑷供暖； 办公用房采用电暖气供暖。 ⑸消防； 根据 GB50183‐2004《石油天然气设计防火规范》，厂区按五级站场， 工艺装置区消防水量为 20L/s，冷却时间为 3h，一次火灾的用水量为 216m³。 消防管网上设置室外消火栓。消防泵站设置一个消防水罐，规格为Φ×H =7.5m×7.5m，总容积 330m3，消防有效容积 247m3。消防水罐共全厂消防用水 及工艺高压注水设施用水，消防水罐内的消防用水由车拉供给。消防水泵一 用一备，一台电泵一台柴油泵，柴油泵为备用泵。厂区设置 DN150 消防冷却 水环状管网，并在管网上设置地上式室外消防栓。 室外消火栓采用地上式自泄消火栓，附近设消火栓箱，箱内配直流喷雾 两用水枪 2 个，喷嘴口径为 19mm，麻质衬胶水龙带两条，长度为 20m/条，口 径为 65mm，栓口尺寸为 DN100×65。 另在装置区及罐区配备一定数量的干粉灭火器以扑救初期火灾。 2.8 工作制度及劳动定员； 本项目设计定员 13 人，实行四班三运转制，年工作时间为 8000h。 2.9 项目总平面布置； 根据总平面布置原则和工艺流程，将站内分为工艺装置区、辅助生产设 施区、储运区、放空区四个功能分区。项目总平面布置图见附图 4。 工艺装置区包括伴生气抽气压缩机橇、增压压缩机橇、干燥再生橇、制 冷橇、伴生气脱硫橇（预留）、污水罐橇、分子筛脱水橇、浅层气增压橇、 外输压缩机橇，按照工艺流程布置在站场中部，工艺装置集中，流程顺畅且 管线短捷。 —19— 储运区主要为罐区和装车橇，罐区和装车橇自北向南依次布置在站场南 部，装车鹤管靠近站场物流出入口，运输方便，货流运输短捷，对站场内影 响较小。 辅助生产设施区包括低压配电橇、燃气发电机橇、消防泵站、事故水池、 机柜间、工具室、值班室、办公室。 机柜间、工具室、值班室、办公室成组布置在站场最北端，形成较为独 立的区域，同时靠近人流出入口，方便人员进出；低压配电橇和燃发电机橇 布置在人流出入口南侧，南接消防泵站，远离生产设施；事故水池布置在站 场南端靠近围墙的边缘地带，位于站场地势较低处。 1、工艺流程及产污环节 ⑴本项目混烃回收工艺流程图 工艺流 程和产 排污环 节 图 4：混烃回收工艺流程图 混烃回收工艺流程简述； 伴生气通过抽气压缩机压力提高约为 0.3MPa，再经过原料气压缩机（一 级压缩）压缩至 0.7MPa，冷却后进入分子筛脱水干燥，再经原料气压缩机（二 级压缩）压缩至 2.3MPa，冷却后进入冷箱换热（制冷剂为 R507），换热后进 入制冷橇降温至-32℃，再进入冷箱换热至-34℃。换后进入低温分离器分液， 再进入前冷箱换热，换热后作为干气出装置与浅层气统一外输去各用气点。 低温分离器分出的液体节流后进入冷箱换热，换热后进入脱乙烷塔。脱乙烷 —20— 塔顶气体返回至二级压缩机入口，脱乙烷塔底混烃进入混烃储罐储存。 混烃进入混烃储罐储存并定期装车外运，混烃装车时自压压进液化气槽 车，液化气槽车内的不凝气回到原料气增压机入口循环。混烃装车管线上的 质量流量计达到设定的流量时，其前面的气动切断阀自动切断，完成装车。 凝析油是指从凝析气田或者油田伴生天然气凝析出来的液相组分，又称 天然汽油。其主要成分是 C5~C7 烃类混合物，并含有少量的大于 C8 的烃类等 杂质，其馏分多在 20℃~200℃，比重小于 0.78。伴生气甲烷含量 90%以上， 重烃含量很少，一立方所含凝析油几十克。 本项目在生产过程中凝析油不直接作为产品，伴生气生产过程中采用一 级、二级压缩通过冷凝分离出废水和凝析油，凝析油经过加压进入站内混烃 储罐内。与生产的混烃一并外售。 所有压缩机入口均设有回流补气系统，以防止入口设备气量太小、压力 太低造成事故。所有容器顶部均设有安全阀，并将出口引至放空总管，容器 底部均设有排污口，污水通过排污总管排至凝液缓冲罐缓冲分离后进入埋地 污水罐，定期处理。 （2）分子筛脱水工艺流程图： 图 5：分子筛脱水工艺流程图 分子筛脱水工艺简述： 吸附流程：原料气经过过滤器，去除杂质和液态成分进入分子筛吸附塔， 在塔内进行吸附剂保护剂进一步去除液态成分，后接触 4A 分子筛吸附塔干 燥，达到要求指标后的天然气原料气出塔再经过再生分离器，去除可能粉化 的分子筛颗粒后进入下游管道。 再生流程:再生干气，在经过电加热器，电加热器升温 220℃进入再生塔 —21— 进行脱附，高温的湿气经过风冷强制降温，将气体中的水分析出，并由分离 器分离排除机外，去除水后的天然气在流入吸附管路进入吸附塔，分子筛脱 水工艺整体撬装、两结构、一塔吸附另一塔再生/待机，可 24 小时连续运行。 2 产排污环节； 本项目主要污染物产生情况见下表。 表 2-5 类 别 废 气 污 水 噪 声 固 废 与项目 有关的 原有环 境污染 问题 运营期产污情况一览表 产污情况 产污部位 污染因子 辅助工程废气 厂区生产 设备检修排放原 料气、燃烧废气 生活污水 生产废水 发电机组 管道及设备 颗粒物、SO2、NOx 非甲烷总烃、总烃 火炬(项目厂区外) 颗粒物、二氧化硫、氮氧化物 员工办公生活 气液分离器 COD、BODs、SS、NH3-N、粪大肠菌群 石油类 等效连续 A 声级 设备噪声、车辆运输 等效连续 A 声级 生活垃圾 设备维修及清罐 干燥 废旧电瓶 含油废渣 员工办公生活 生产设备、储罐 干燥塔 燃气发电机 伴生气输送 塑料包装、果壳、纸张等 废弃润滑油、清罐油泥 废分子筛 铅、硫酸溶液 石油烃 本项目为新建项目，无原有环境污染问题 —22— 三、区域环境质量现状、环境保护目标及评价标准 3.1 大气环境； （1）项目所在区域达标判定； 本项目位于延安市安塞区，根据陕西省生态环境厅办公室于2021年1月26 日《环保快报》发布的2020年1～12月全省环境空气质量状况，判定安塞区2020 年环境空气质量达标情况。 安塞区2020年环境空气质量统计数据见下表。 表3.1-1 本项目区域环境空气质量达标判定表 监测 点名 称 污染 物 SO2 NO2 区域 环境 质量 现状 PM10 安塞 区 PM2.5 CO O3 年评价指标 评价标 准（μ g/m3） 年平均质量浓 度 年平均质量浓 度 年平均质量浓 度 年平均质量浓 度 95%顺位 24 小 时平均浓度 90%顺位日最 大 8 小时平均 浓度 现状浓度 占标率 （μg/m3） （%） 超标 倍数 达标 情况 60 10 16.67 0 达标 40 31 77.50 0 达标 70 55 78.57 0 达标 35 29 82.86 0 达标 4000 1300 32.50 0 达标 160 134 83.75 0 达标 从上表可以看出，2020年安塞区环境空气质量年评价指标达到《环境空 气质量标准》（GB3095-2012）二级标准，由此判定项目所在区域属于达标区。 （2）特征污染物环境质量现状评价； ⑴监测点布置及监测时间； 本次环境空气现状监测分别在拟建厂址、厂址下风向各布设一个监测点 位，共设2个监测点，监测时间为2020年7月22日-2020年7月28日。监测点位 见附图7。 ⑵监测项目及分析方法； 监测点监测项目为非甲烷总烃。采样及监测分析方法均按《环境监测技 —23— 术规范》进行，见表 3.1-2。 表3.1-2 空气质量监测分析方法及评价标准 检测项目 非甲烷总烃 分析方法 《环境空气甲烷和非甲烷总烃的测定直接进样气相色谱法》（HJ604-2017） 最低检出限值（mg/m3) 2.0 ⑶监测频率； 1#～2#点连续监测 7 天，各点每天监测 4 次（具体时间为：2:00、8:00、 14:00、20:00），每次采样时间不少于 45 分钟。 ⑷监测结果与评价； 监测结果见表 3.1-3。 表3.1-3 监测点 位 监测结果统计表单位：mg/m³ 监测日期 2020.7.22 2020.7.23 2020.7.24 厂址处 2020.7.25 2020.7.26 2020.7.27 2020.7.28 2020.7.22 2020.7.23 2020.7.24 厂址下风向 2020.7.25 2020.7.26 2020.7.27 2020.7.28 《大气污染物综合排放标准详 解》（GB16297-1996） 超标率% 最大超标倍数 非甲烷总烃 1h 平均 0.72~0.76 0.73~0.76 0.71~0.79 0.74~0.77 0.72~0.76 0.70~0.75 0.72~0.78 0.75~0.78 0.73~0.76 0.72~0.77 0.73~0.79 0.72~0.76 0.71~0.77 0.73~0.79 2.0 0 0 根据表 3.1-3 监测结果分析可知：各监测点非甲烷总烃小时浓度满足《大 气污染物综合排放标准详解》中的 2.0mg/m³浓度限值要求。 3.2 声环境质量现状； ⑴监测点布设； 本次声环境现状监测分别在工业场地四周厂界各布设 1 个监测点，共计 —24— 4 个噪声监测点位。监测点位见附图 7。 ⑵监测因子； 声环境质量现状监测因子为等效连续 A 声级 LAeq。 ⑶监测方法； 监测方法按《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的有关规定进行。 ⑷采样时间及监测频次 1#～4#点监测时间为 2020 年 7 月 26 日～2020 年 7 月 27 日，连续监测 两天，每天昼、夜各监测 1 次，每次监测时间不小于 20min。 ⑸监测结果与评价 本项目声环质量现状监测结果见表 3.2-1。 表 3.2-1 声环质量现状监测结果 检测日期 昼间 检测结果（dB(A)） 夜间 # 47 44 # 48 45 # 45 43 # 43 41 厂界东侧 1# 厂界西侧 2# 46 43 47 44 # 46 44 # 44 42 60 50 未超标 未超标 检测位置 厂界东侧 1 2020.7.26 厂界西侧 2 厂界南侧 3 厂界北侧 4 2020.7.27 厂界南侧 3 厂界北侧 4 标准限值 超标情况 根据监测结果，项目场址声环境质量符合《声环境质量标准》 （GB3096-2008）2 类标准，区域声环境质量良好。 3.3 地下水环境质量现状； ⑴监测点的设置 本次地下水评价设 3 个地下水水质、水位监测点，6 个水位监测点，监 测点布设见附图 7。 —25— ⑵监测项目及频率 + 2+ 2+ 2- - - 2- 监测项目：K+、Na 、Ca 、Mg 、CO3 、HCO3 、Cl 、SO4 、pH、氨氮、总 3 硬度、溶解性总固体、耗氧量、硝酸盐、细菌总数、总大肠菌群、阴离子表 面活性剂。 水位监测项目：井深、井口标高、水位标高，监测层位。 ⑶采样时间 陕西同元环境检测有限公司于 2020.10.23 日对评价范围内地下水环境 质量进行了监测。 (4)监测结果 地下水位监测结果见表 3.3-1，地下水水质监测结果见表 3.3-2。 表 3.3-1 地下水点位基本信息 井口标高 监测点位 井口坐标 （m） 井深 （m） 水 位 标 高（m） 50 1097 109.315982 1#李家沟水井 36.902411 109.349799 1141 2#庙湾村水井 36.927279 1186 60 1132 3#庙湾村山泉 水 109.352444 1228 4 1226 36.925735 109.349273 4#庙湾村机井 36.928621 109.347568 1187 160 1127 5#草塔沟水井 36.916411 109.327633 1131 60 1076 6#白家安水井 36.938950 1104 50 1058 监测项目 H、K+、Na+、Ca2+、Mg2+、 CO32-、HCO3、Cl、SO4、 氨氮、硝酸盐、总硬度、 溶解性总固体、耗氧量、 挥发酚、总大肠菌群、石 油类、六价铬、砷、汞、 铅、镉，记录水位、水温、 井深 记录水温、井深、水位 表3.3-2 地下水监测结果单位:mg/L 检测结果（2020.10.23） 检测项 目 单位 1#李家沟水井 2#庙湾村水井 3#庙湾村山泉水 监测值 标准 指数 监测值 标准 指数 监测值 标准指 数 标准 限值 + mg/L 2.79 / 2.43 / 1.82 / / + mg/L 60.6 0.30 54.5 0.27 54.1 0.27 200 2+ mg/L 74.6 / 72 / 68.8 / / K Na Ca —26— 2+ mg/L 31.8 / 31 / 32 / / 23 mg/L ND / ND / ND / / 3 HCO mg/L 302 / 313 / 290 / / 氯化物 硫酸盐 mg/L mg/L 无量 纲 77 87.3 0.31 0.35 70 93.8 0.28 0.38 70 83.3 0.28 0.33 7.87 0.58 7.87 0.58 7.86 0.57 250 250 6.58.5 氨氮 mg/L 0.168 0.34 0.128 0.26 0.228 0.46 0.5 硝酸盐 mg/L 0.57 0.03 0.33 0.02 0.33 0.02 20 亚硝酸 盐 mg/L 0.003ND / 0.003ND / 0.003ND / 1 挥发酚 mg/L 0.0003N D / 0.0003N D / 0.0003N D / 0.00 2 氰化物 mg/L 0.004ND / 0.004ND / 0.004ND / 0.05 砷 μg/L 1.0ND / 1.0ND / 1.0ND / 10 汞 μg/L 0.04ND / 0.04ND / 0.04ND / 1 六价铬 mg/L 0.004ND / 0.004ND / 0.004ND / 0.05 镉 mg/L 0.5ND / 0.5ND / 0.5ND / 5 铅 mg/L 2.5ND / 2.5ND / 2.5ND / 10 总硬度 mg/L 161 0.36 158 0.35 151 0.34 450 氟化物 mg/L 0.42 0.42 0.37 0.37 0.37 0.37 1 铁 mg/L 0.3ND / 0.3ND / 0.3ND / 0.3 锰 mg/L 0.01ND / 0.01ND / 0.01ND / 0.1 溶解性 总固体 mg/L 524 0.52 541 0.54 501 0.50 1000 耗氧量 mg/L 0.62 0.21 0.62 0.21 0.55 0.18 3 总大肠 菌群 MPN/1 00mL ND / ND / ND / 3 细菌总 数 个/mL 26 0.26 23 0.23 29 0.29 100 石油类 mg/L 0.01ND / 0.01ND / 0.01ND / 0.05 Mg CO pH 从上表可以看出，李家沟水井、庙湾村水井、庙湾村山泉水各项监测指 标均符合《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准要求 3.4 土壤环境质量现状； 为了了解区域的土壤环境质量现状，本次环境影响评价委托陕西同元环 境检测有限公司对项目建设占用处的土壤质量现状进行了监测。本次评价内 —27— 共布设 6 个监测点位，其中柱状样 3 个，表层样 3 个，满足导则点位数量要 求。监测点位见表 3.4-1 和附图 7。 表 3.4-1 土壤监测点位表 监测项目 编 号 监测点位 采样点 类型 采样位置 坐标 1# 项目地 表层样 拟建地空 地 109.329506358， 36.931876540 拟建地空 地 拟建地空 地 拟建地空 地 109.329361519， 36.932235956 109.329538545 36.932160854 109.329527816, 36.931624412 109.330053529, 36.929457187 2# 3# 4# 厂址生产 区 厂址污水 灌处 厂址办公 区 柱状样 柱状样 柱状样 5# 站场东侧 表层样 站外空地 6# 项目西北 侧附近耕 地 表层样 白家安 布点原则 109.328927001, 36.931270360 拟建站场 占地范围 内环境本 底值监测 污染型因子 建设用地 45 项 基本因子、石 油烃 石油烃 石油烃 占地范围 外环境本 地值监测 石油烃 pH、农用地 8 项基本因子、 石油烃 ⑶监测时间； 1#监测点位监测时间为 2020 年 10 月 23 日，2#～6#监测点位监测时间为 2021 年 5 月 9 日。 ⑷现状监测结果与评价； 本项目土壤监测结果见表 3.4-2。 表3.4-2 建设用地土壤监测结果单位：mg/kg 项目场地监测点位 1# 有 机 监测项目 结果 标准限值 监测项目 结果 标准限值 砷 6.38 60 1,2,3-三氯丙烷 0.0012ND 0.5 镉 0.176 65 氯仿 0.0011ND 0.9 六价铬 2ND 5.7 苯 0.0019ND 4 铜 31 18000 氯苯 0.0012ND 270 1,2-二氯苯 0.0015ND 560 1,4-二氯苯 0.0015ND 20 有 机 物 铅 30 800 汞 0.102 38 镍 30 900 乙苯 0.0012ND 28 氯甲烷 0.0010ND 37 苯乙烯 0.0011ND 1290 氯乙烯 0.0010ND 0.43 甲苯 0.0013ND 1200 四氯化碳 0.0013ND 2.8 间二甲苯+对二甲苯 0.0012ND 570 —28— 1,1-二氯乙烷 0.0012ND 9 邻二甲苯 0.0012ND 640 1,2-二氯乙烷 0.0013ND 5 硝基苯 0.09ND 76 1,1-二氯乙烯 0.0010ND 66 苯胺 0.1ND 260 顺-1,2-二氯乙烯 0.0013ND 596 2-氯酚 0.06ND 2256 反-1,2-二氯乙烯 0.0014ND 54 苯并[a]蒽 0.1ND 15 苯并[a]芘 0.1ND 1.5 苯并[b]荧蒽 0.2ND 15 苯并[k]荧蒽 0.1ND 51 䓛 0.1ND 1393 二苯并[a，h]蒽 0.1ND 1.5 二氯甲烷 0.0015ND 616 1,2-二氯丙烷 0.0011ND 5 1,1,1,2-四氯乙烷 0.0012ND 10 1,1,2,2-四氯乙烷 0.0012ND 6.8 半 挥 发 性 有 机 物 四氯乙烯 0.0014ND 53 1,1,1-三氯乙烷 0.0013ND 840 茚并[1，2，3-cd] 芘 0.1ND 1,1,2-三氯乙烷 0.0012ND 2.8 萘 0.09ND 70 三氯乙烯 0.0012ND 2.8 - - 15 表 3.4-3 建设用地特征因子—石油烃监测及评价结果表单位 mg/kg 项目 点位 2#厂址生产区 石油烃 （C10-C40） 3#厂址污水池处 4#厂址办公区 标准 单因子指 数 深度/m 检测结果 0～0.5m 15 0.003 0.5～1.5m 15 1.5～3.0m 0～0.5m 10 18 0.003 0.002 0.5～1.5m 14 1.5～3.0m 10 0.003 0.002 0～0.5m 14 0.003 0.5～1.5m 15 0.003 1.5～3.0m 9 0.002 0.004 4500 表3.4-4 占地范围外土壤监测及评价结果表单位mg/kg 监测项目 5# 站场东侧 pH值 砷 汞 铅 镉 铜 镍 锌 0～0.2m / / / / / / / / 6# 项目西北侧附近耕 地 0～0.2m 8.38 12.36 0.04 24 0.12 21 28 73 —29— GB15618-2018农用地土壤污 染风险筛选值(pH＞7.5其他 用地标准限值) / 25 3.4 170 0.6 100 190 300 铬 / 68 250 石油烃 （C10-C40） 19 12 / 根据监测结果可知，监测点土壤中各监测指标均满足《土壤环境质量建 设用地土壤污染风险管控标准》（试行）（GB36600-2018）中第二类用地筛选 值标准，占地范围外土壤监测点位各监测指标满足《土壤环境质量农用地土壤 污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）“其他”土壤污染风险筛选 值。 3.5 生态环境； （1）地形、地貌； 安塞地形地貌复杂多样，境内沟壑纵横、川道狭长、梁峁遍布，由南向 北呈梁、峁、塌、湾、坪、川等地貌，山高、坡陡、沟深。全县有 4 条大川， 沟壑密度为 4.7 万条/km2。最高海拔为 1731.1m，最低海拔为 1012m（沿河湾 镇罗家沟），平均海拔为 1371.9m。县城海拔为 1061m。地势除王家湾乡南高 北底外，其它地区多由西北向东南倾斜。主要山丘有高峁山、雅行山、白猪 山、天泽山、玉皇庙岭、神岭山等。 （2）土地利用类型 本项目评价范围内涉及的主要土壤类型为黄绵土。黄绵土是由黄土母质 直接耕翻形成的初育土。由于土壤侵蚀严重，表层耕层长期遭侵蚀，只得加 深耕作黄土母质层，因而母质特性明显，无明显发育，为 A-C 型土。由于风 成黄土富含细粉粒，质地、结构均一，疏松绵软，富含石灰，磷钾储量较丰， 但有效性差，土壤有机质缺乏，含量仅 5g/kg。速效磷含量 3～5mg/kg。 （3）生态植被、野生动物 ①植物 安塞属森林草原地带向风沙草原带的过渡区，南有森林，北有沙生植物， 中为灌丛草原。大约在3000年以前这里还是林茂草丰的地方，后历经战争和 毁林垦种，森林破坏严重。40年代前，次生梢林遍布全县中南部，由于气候 变化以及滥砍、滥伐、滥牧等不合理土地利用，森林逐渐稀少，呈现出一片 —30— 森林灌丛草原的景观。80年代天然次生林只分布在西川河以南，面积256182 亩，人工造林保存面积274172亩，覆盖率15.8％。 评价区内无珍稀保护性植物，植被类型以灌木林地和草地为主。 ②动物 目前安塞区的野生动物组成比较简单，种类较少。根据现场调查及资料 记载，目前该区的野生动物主要有野兔、花鼠、狐、野猪、狗獾、狍（野羊） 等种类。家畜主要有羊、牛、驴、骡、猪、兔、犬、猫等；家禽主要有鸡、 鹅等。 据调查，本项目评价区内无国家、省级重点保护野生动物及动植物。 周边环境保护目标 项目厂址所在地及周边无自然保护区、风景名胜区、饮用水源保护区等 需特殊保护区域。根据现场调查，结合拟建项目排污特征和所在区域的环境 功能及环境总体控制目标，确定本项目评价范围内主要环境保护目标见表 3.4-5 和附图 3。 表 3-14 环境保护目标表 环境 保护 目标 环境 保护 要素 对象 坐标 相对场界 规模 X Y 保护目标 方位 距离 环境 《环境空气质量标准》 空气 (GB3095-2012）中的二级标准 地下 水 土壤 环境 生态 环境 项目所在地及其周边地下水 《地下水环境质量标准》 （GB/T14848-2017）中Ⅲ类 标准 项目所在地及周边土壤环境 《土壤环境质量建设用地土 壤污染风险管控标准（试 行 ） 》 (GB36600-2018) 表 1 中第二类用地筛选值 项目区所在地生态环境 注：①本项目厂界外 500m 范围内无固定居民居住 ②据现场踏勘，本项目厂界 500m 范围内无地下水集中式饮用水源和热水、 矿泉水、温泉等特种地下水资源 —31— 1、营运期大气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996） 中无组织排放监控浓度限值；挥发性有机物执行《挥发性有机物无组织排放 控制标准》（GB37822-2019）中相关限值要求、《陆上石油天然气开采工业 大气污染物排放标准》（GB39728-2020）相关要求；食堂油烟执行《饮食业 油烟排放标准》（GB18483-2001）标准要求 表 3.4-6 类别 位置 排放限值（mg/m3） 标准名称 污染 物排 放控 制标 准 类别 排放限值（mg/m3） 标准名称 废气排放标准限值 非甲烷总烃 厂区内 10 厂界 4.0 《陆上石油天然气开采工业大 《挥发性有机物无组织排放控 气 污 染 物 排 放 标 准 》 制标准》（GB37822-2019） （GB39728-2020） SO2 NOx 颗粒物 120 550 240 大气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》 （GB16297-1996）表 2 中的二级标准 2、项目废水经处理后回用或综合利用，不外排。 3、建筑施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011） 中有关规定；运行期厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》 （GB12348-2008）中 2 类标准； 表 3.4-7 项目环境噪声排放限值 标准名称 类别 《建筑施工场界环境噪声排放标准》 （GB12523-2011） 《工业企业厂界环境噪声排放标准》 （GB12348-2008） 标准限值 昼间/dB（A） 夜间/dB（A） 2 类区 70 55 2 类区 60 50 4、一般工业固废执行《一般工业固体废物贮存、处置场所污染控制标准》 （GB18599-2020）中有关要求及修改单规定；危险废物贮存执行《危险废物 贮存污染控制标准》（GB18597-2001）有关要求及修改单中有关规定。 “十三五”期间污染排放总量控制指标为：化学需氧量、氨氮、二氧化 总量 控制 指标 硫、氮氧化物，区域性污染物、重点地区重点行业挥发性有机物、重点地区 总氮、重点地区总磷。 —32— 项目所在区域不属于重点地区，结合污染物排放总量控制的要求以及本 项目污染物排放特点，确定污染物排放总量控制因子为二氧化硫和氮氧化物 两项。本项目建议申请总量控制指标为二氧化硫：0.01t/a，氮氧化物： 0.039t/a。 —33— 四、主要环境影响和保护措施 施工过程中环境影响主要表现为施工过程中建筑物拆除、地表清理和施 工产生的废气、扬尘对大气环境的影响，施工废水和生活污水对当地水环境 的影响，施工对植被的影响，施工机械噪声对声环境的影响等。施工期拟采 取的环保措施如下： 1、施工废气防治措施 （1）在施工过程中，作业场地应设置不低于沙土堆高的硬质围挡、围护， 以减少扬尘扩散，做到坚固。 （2）建筑施工工地要做到工地物料堆放覆盖、土方开挖湿法作业、路面 硬化、出入车辆清洗、渣土车辆密闭运输“六个百分之百”。 （3）在施工场地应安排人员定期洒水以减少扬尘量，洒水次数根据天气 状况而定，遇到大风或干燥天气可适当增加洒水次数。 施工 期环 境保 护措 施 （4）使用商品混凝土，尽量避免在大风天气下进行施工作业。 （5）施工场地设置专人负责建筑垃圾和建筑材料的处置、清运和堆放， 必要时加盖篷布或洒水，对运输车辆应加盖篷布减少洒落。 （6）对建筑垃圾等应及时处理、清运，以减少占地，防止扬尘污染，改 善施工场地的环境。 （7）因地制宜地使用装配式建筑。将施工工地扬尘污染防治纳入文明施 工管理范畴，建立扬尘控制责任制度，扬尘治理费用列入工程造价。 （8）燃油机械应满足良好运转状态，燃油为轻质柴油。 2、施工噪声防治措施 （1）建设单位在与施工单位签订合同时，应要求其使用的主要机械设备 为低噪声机械设备，例如选液压机械取代燃油机械。同时在施工过程中施工 单位应设专人对设备进行定期保养和维护，并负责对现场工作人员进行培训， 严格按操作规范使用各类机械； （2）合理安排好施工时间，除工程必须，并取得环保部门批准外，严禁 —34— 在 12:00-14:00、22:00-6:00 期间施工； （3）施工车辆出入地点应尽量远离敏感点，车辆出入时应低速、禁鸣。 3、施工废水防治措施 （1）建设单位加强施工过程废水的管理，修建合适容量的沉淀池，将施 工废水沉淀后回用于工程，不外排； （2）施工人员产生的少量生活污水设旱厕收集，对环境影响较小。 4、施工固废防治措施 （1）建筑垃圾具备再使用条件的用于油区铺路或井场铺垫使用，不可回 收的固体废物运至环卫部门指定建筑垃圾填埋场集中处置。 （2）施工生活垃圾设垃圾桶收集后由油区统一拉运至垃圾填埋场。 （3）拆除的设备全部作为国有资产交厂区回收，能再利用的再利用，不 能利用的报废处理。 5、生态环境保护措施； 生态环境保护的对策是避免、减缓和补偿，重点在于工程施工阶段避免 或减缓对生态的破坏和影响，以及施工结束后的生态恢复措施。在对生态环 境的防护和恢复上，工程已考虑采取多种措施。 ⑴强化生态环境保护意识，对施工人员进行环境保护知识教育。 ⑵施工时尽量减少场地外施工临时占地，在满足施工要求的前提下，尽 量减少施工场地临时占地面积，以减轻对施工场地周围土壤和道路的影响， 不得随意侵占周围土地。 ⑶在施工时，站场施工建设尽量限制在拟建厂址范围内。 ⑷在施工过程中，对物料、堆土、弃渣等应就近选择平坦地段集中堆放， 并设置土工布围栏，以免造成水土流失。 ⑸对临时占地的开挖土方实行分层堆放，全部表土都应分开堆放并标注 清楚，至少地表 0.3m 厚的土层应被视作表土。填埋时，也应分层回填，尽可 能保持原有地表植被的生长环境、土壤肥力，以便于后期开展环境绿化。 ⑹工程施工结束后，对场地周围的裸露地面要及时平整，复垦或绿化。 —35— 4.1 大气环境影响分析 拟建项目生产期环境空气影响包括有组织废气和无组织废气两部分。其 中，有组织废气主要为燃气发电机、非正常工况时经火炬放空装置燃烧后排 放的废气。无组织废气主要为脱酸再生塔废气、储罐区“大、小”呼吸以及 装置区无组织逸废气。主要污染物为 SO2、NOx、颗粒物和非甲烷总烃。 4.1.1 废气污染物产排情况一览表 根据源强核算，项目废气产排情况见表 4.1-1。 表 4.1-1 项目废气产排情况一览表 收集/治理设施 产污 环节 运营 期环 境保 护措 施 燃气 发电 机 放空 火炬 污染物 产生量/ （t/a） 颗粒物 SO2 NOX 颗粒物 SO2 NOX 0.015 0.01 0.21 0.00058 0.00038 0.00667 排放 形式 设施 名称 收集 /治 理效 率 是否 为可 行技 术 有组 织 三元 催化 装置 85% 是 有组 织 放空 火炬 / 是 食堂 食堂油 烟 0.0056 有组 织 储罐 区 非甲烷 总烃 1.6 无组 织 油烟 净化 75% 是 器 密闭输送常温压力 储罐气相平衡装置 0.21 0.014 0.29 0.14 0.095 1.69 污染 物排 放浓 度 （mg/ 3 m） 4.23 2.84 60 4.27 2.87 51.64 / 1.07 0.0014 0.2 / 1.6 污染物 排放速 率 （kg/ h） 污染物 排放量 （t/a） 0.015 0.01 0.032 0.00058 0.00038 0.00667 4.1.2 污染物源强核算过程 （1）燃气发电机废气 根据建设单位提供资料，项目设 1 台 600kw 备用发电机，仅作为应急电 源，当油田电网电源停电时，启动备用发电机来发电以供应本项目的应急用 4 电。预计年最大供电 720h，发电机耗气量约为 14.4×10 m³/a，发电机燃烧 使用干气，属于清洁能源，可减少污染物排放，备用发电机所产生废气的主 要污染物为 SO2、NOX 和烟尘。 项目燃气发电机的尾气出口处安装三元催化装置，其对 NOx 的去除效率 为 85%，，根据《排放源统计调查产排污核算方法和系数手册》（2021 年 6 —36— 月 9 日）中“4411 火力发电、4412 热电联产行业系数手册”中 4411 火力发 电、4412 热电联产行业废气污染物系数表，本项目发电机组工业废气量、颗 粒物、SO2、NOX 产排污系数见表 4.1-2。 表 4.1-2 产品名 称 电能/ 电能+ 热能 原料 名称 天然 气 4411 火力发电、4412 热电联产行业废气污染物系数表 工艺 名称 规模 等级 所有 规模 燃机 污染 物指 标 工业 废气 量 颗粒 物 二氧 化硫 氮氧 化物 单位 产污系 数 末端治理 技术名称 排污系 数 标立方米/立 方米-原料 24.55 直排 24.55 103.9 直排 103.9 2Sar 直排 2Sar 9.82 尾部安装 三元催化 装置 去除效 率 85% 毫克/立方米 -原料 毫克/立方米 -原料 克/立方米原料 综上可计算得本项目发电机组污染物产生量及排放情况如表 4.1-3 所 示。 表 4.1-3 名 称 燃 气 发 电 机 污染 物名 称名 称 颗粒 物 SO2 NOX 产/排 污系 数 发电机组污染物产生量及排放情况一览表 废气量 × 4 3 10 m /a 103.9 70.7 353.52 9.82 产生 量 t/a 排放浓 3 度 mg/m 排放 量 t/a 排放浓 3 度 mg/m 《大气污染物 综合排放标 准》 (GB16297-199 6)表 2 中的二 级标准。 0.015 4.23 0.015 4.23 120 0.010 2.87 0.010 2.87 550 0.21 60 0.032 60 240 （2）非正常废气 本项目非正常工况下放空包括两部分：检修放空和超压安全放空，检修 放空即设备检修维护时原料气进行放空，超压安全放空即整套生产装置内部 气体压力超过设定压力时，将部分原料气进行放空，放空燃烧火炬高 15m， 设备检修和超压安全放空按照 2 次/a，每次 2h 考虑。在该工况下一次最大燃 烧量为 2666m3，主要污染物为颗粒物、SO2、NOX。 —37— 根据参考《排放源统计调查产排污核算方法和系数手册》（2021 年 6 月 9 日）中“4411 火力发电、4412 热电联产行业系数手册”中 4411 火力发电、 4412 热电联产行业废气污染物系数表，本项目非正常工况产排污情况具体见 表 4.1-4 所示。 表 4.1-4 污染物名称名 称 产/排污 系数 颗粒物 103.9 SO2 70.7 NOX 1.27 非正常工况产排污情况一览表 废气量× 103m3/次 65.45 排放量 kg/次 排放速率 kg/h 排放浓度 mg/m3 0.28 0.14 4.27 0.19 0.095 2.87 3.38 1.69 51.64 综上，本项目每次非正常工况排放的污染量较小，排放时间短，对周围 环境空气影响较小。 ⑶食堂油烟 本项目油烟主要来自职工食堂，其食用油用量平均按 15g/人·次，项目 职工人数为 13 人，则日耗油量为 0.2t/a，不同的烧炸工况，油烟气中烟气 浓度及挥发量均有所不同，油的平均挥发量为总耗油量的 2.83%，食堂按 1 个标准灶头计算，烟气排放量 2000mm³/h，按日 2 小时计，烟气排放量 4000m ³/d。则职工食堂日产生油烟量为 17.2g/d，年产生量为 5.66kg/a，浓度为 4.28mg/m³。经油烟净化器（效率 75%）处理后，浓度为 1.07mg/m³，年排放 量 1.41kg/a，满足《饮食业油烟排放标准》（GB18483-2001）小型标准要求。 ⑷无组织废气 运行期项目无组织挥发主要包括储罐区“大、小”呼吸以及装置区无组织逸 散量，无组织逸散率与当地温度有关，根据《石化企业无组织排放源强核算方法 综述》（四川环境，2012 年 12 月第 31 卷第 6 期）可知，我国大型石化企业的生 产工艺技术和设备基本是从国外引进技术和设备，装置的静密封泄漏率可控制在 0.1‰~0.3‰。本项目取中间值，无组织烃类气体逸散量以 0.2‰（即 0.0002） 计。本项目伴生气回收利用设计规模为 1.5×104m³/d，浅层气回收设计规模 1.7 4 3 3 ×10 m³/d，无组织排放总烃为 6.8m /d，密度为 1.285kg/m ，即 0.36kg/h；根据 建设单位提供数据数据，甲烷化系数取 44.62%，则非甲烷总烃排放量为 0.2kg/h， —38— 1.6t/a。 4.1.3 废气排放及达标情况； 本项目燃气发电机仅停电时启动，仅作为应急电源，工作时间短，燃气 发电机采用干气，排气筒尾部加装三元催化装置，烟气经 15m 高排气筒排放。 燃气发电机使用干气燃烧后颗粒物、SO2、NOX 排放浓度分别为 4.23mg/m³、 2.87mg/m³、60mg/m³，检修设备放空火炬燃烧产生颗粒物、SO2、NOX 排放浓 度分别为 4.27mg/m³、2.877mg/m³、51.647mg/m³均满足《大气污染物综合排 放标准》(GB16297-1996)表 2 中的二级标准。食堂油烟经油烟净化器处理后， 3 油烟排放浓度为 1.07mg/m ，能够满足《饮食业油烟排放标准（试行）》 3 （GB18483-2001）小型规模标准（油烟 2.0mg/m ）。项目运行对环境空气影 响不大。 4.1.4 废气排放口设置情况 项目燃气发电机尾气经站内西北侧 15m 高排气筒排放，食堂油烟气通过 食堂屋顶排放口直接排放，非正常工况废气经厂界外南侧设置的 15m 放空火 炬排放，排放口具体情况见表 4.1-5。 表 4.1-5 项目废气排放口设置情况 排放口 名称 污染 物 高度 /m 内径 /m 温度 /℃ 燃气发 电机 烟尘 NO2 SO2 15 30 380 放空火 炬 烟尘 NO2 SO2 15 0.3 100 装置区 非甲 烷总 烃 7 / / E109.334881 N36.930216 《挥发性有机物无 组织排放控制标准》 （GB37822-2019） 食堂油 烟 食堂 油烟 引至食堂楼顶排放 E109.521761 N36.495143 《饮食业油烟排放 标准（试行）》 (GB184835-2001) 类型 坐标 E109.329368 N36.930252 一般 排放 口 4.1.5 废气治理措施可行性分析； ⑴工程拟采取的措施； —39— E109.329538 N36.928954 排放标准 《大气污染物综合 排放标准》 (GB16297-1996)表 2 中的二级标准。 ①对设备和管道密封面采取了安装、检查和维护全程监控管理，降低天 然气泄漏率； ②特殊工况放空时，对放空气体点火，通过燃烧将烃类污染转化成危害 较小的成分； ③对于清管废气，设放空火炬，清管废气通过排放筒点燃后排放，降低 其毒害性。 ④罐车装车时，考虑设置装车泄漏气体回收装置，杜绝装车过程中的气 体逸散。 ⑵燃气发电机废气 根据工程概况和工程分析，拟建项目设 1 台 600kW 发电机，发电机组工 作时间约 30d。其主要污染物为 NOX、SO2、颗粒物等。 环评要求：燃气发电机采用干气，排气筒尾部加装三元催化装置，烟气 经 15m 高排气筒排放。由于备用发电机仅作为备用电源，工作时间短，污染 物排放量少，对环境无连续影响，仅停电时启用燃气发电机，当油田电网供 电正常时即停止使用，燃气发电机设有自动启动，因此，对环境影响不大。 评价认为拟采取的措施可行。 ⑶非正常工况下废气污染防治措施分析 拟建项目开停车、设备检修、事故安全阀跳开及工艺装置或污染物处理 装置不正常时，干气需要通过火炬系统燃烧放空，会产生大气污染物。火炬 位于项目厂界南侧 90m 处，周围 200m 范围内无建构筑物、设备，火炬高度为 高出所在地面 15m。因本工程放空仅为非工况下放空，排放时间短，排放量 较小，对周围环境空气影响较小。 评价认为拟采取的措施可行。 ⑷组织烃类废气（VOC）污染防治措施分析 运行期项目无组织挥发主要包括储罐区“大、小”呼吸以及装置区无组织逸 散量，评价要求企业在运行过程中采取以下措施来控制 VOCs 的排放。 ①对净化区、工艺装置区、罐区的泵、压缩机、阀门、法兰等易发生泄 —40— 漏的设备与管线组件，制定日常巡视工作制度，定期检测、及时修复，防止 或减少“跑、冒、滴、漏”现象； ②对净化区、工艺装置区、罐区排放的含 VOCs 工艺排气宜优先回收利用， 不能（或不能完全）回收利用的经处理后达标排放；应急情况下的泄放气可 导入火炬，经过充分燃烧后排放； ③装卸车区产生的含 VOCs 废气设置回收装置，减少无组织废气的排放。 ④企业应建立健全 VOCs 治理设施的运行维护规程和台帐等日常管理制 度，并根据工艺要求定期对各类设备、电气、自控仪表等进行检修维护，确 保设施的稳定运行。 ⑤项目无组织逸散的非甲烷总烃通过采用《挥发性有机物无组织排放控 制标准》（GB37822-2019）和《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标 准》（GB39728-2020）规定的密闭集输、采用常温压力储罐以及安装气相平 衡装置等措施可将逸散量控制在较低程度，非甲烷总烃排放强度较低。当地 较为空旷，扩散条件较好，项目污染物排放对环境有一定影响，但是在环境 可接受范围内。 ⑸主要要求 采用技术质量可靠的仪表、阀门、控制设备等，保证生产正常进行和操 作平衡，减少放空和安全阀启跳，减少气体泄漏。装车区必须设置油气回收 设施，减少无组织烃类的排放。 ⑹食堂油烟 本项目油烟主要来自职工食堂，食堂燃用清洁燃料天然气，污染物产生 量少，食堂油烟经过油烟净化器处理后，处理效率为 75%，通过管道在室外 排放，可满足《饮食业油烟排放标准》（GB18483-2001）中油烟排放浓度 3 2.0mg/m 的限值要求。 4.1.6 废气监测计划 项目建成后，可委托当地有资质的环境监测部门进行监测，监测方法应 严格按照《污染源统一监测分析方法》和《环境监测技术规范》要求执行。 —41— 本项目废气监测计划见表 4.1-6。 表 4.1-6 运营期环境监测计划 污染源 名称 伴生气 处理 监测项 目 非甲烷 总烃 监测点位置 监测 点数 厂界上风向 1 厂界下风向 3 厂界内 1 监测 频率 控制指标 1 次/年 《挥发性有机物无组织排 放 控 制 标 准 》 （GB37822-2019） 《陆上石油天然气开采工 业大气污染物排放标准》 （GB39728-2020） 4.2 废水 （1）产污环节 项目工程投产后产生的污、废水及排放情况见表4.2-1。 表 4.2-1 工程投产后污、废水产生及排放情况 序号 1 2 3 4 废水 类别 污染物 种类 排放 去向 含油 废水 检修 废水 事故 废水 石油类、 不排 SS 放 生活 污水 pH、COD、 BOD5、氨 氮、SS、 不排 动植物 放 油、总 氮、总磷 排放 规律 污染治理设施 污染 污染 污染 物治 治理 治理 理设 设施 设施 施编 名称 工艺 号 不排 放 经收 集送 注水 站处 理 沉降 除油 入旱 厕定 期清 掏周 边农 田施 肥 - 不排 放 / / 排放 口编 号 排放 口设 置是 否符 合要 求 排放 口类 型 - - - - - - - - - - - - ⑵废水污染源源强核算 项目正常情况下日用水量0.857m3/d，火灾后消防用水量330m³。营运期 间断产生的污水还有消防事故污水、检修污水及初期雨水，生产废水包括设 备清洗废水、原料气分离出的含油废水。 ⑴生产废水 ①伴生气处理过程气水分离器排放的含油污水，主要污染物石油类、SS、 —42— COD，根据初步设计资料，含油废水的产生量为 0.87m3/d，根据延长石油杏子 川采油厂部分采出水监测指标，废水经过收集后定期送延长油田杏子川采油 厂王 60 注水站集中处理，处理达标后回注含油层，不外排。 表 4.2-2 生产废水水质成分表单位：mg/L 污染物 SS 石油类 pH COD 产生浓度 72～244 61～300 6.78～7.77 1000～1400 产生量（t/a） 69.2 85.1 / 397.3 ②检修污水 工艺设备检修时会产生检修废水，检修污水排放量约 8m³/次。每 2 年检 修一次，排放方式为间歇式排放。检修废水中石油类浓度较高，经废水收集 池收集后，外运至送杏子川采油厂王 60 注水站处理站处置，达标后回注油层。 ⑵事故污水 3 工程设置 370m 事故废水收集池，用于收集事故状态下的事故废液。事 故状态下可能外溢的废液主要有事故污水、消防废水等。 事故废水收集池主要收集工艺装置区及混烃储罐区发生火灾或爆炸等事 故时产生的事故废液，对于工艺装置区等火灾或爆炸等事故时产生的事故废 3 水，按事故时混烃储罐 90%容积（36m ），一次事故用水量（按工艺装置区蓄 水量 330m3/次考虑），混烃储罐区设置 135m³围堰，在厂区设置 330m3 地埋式 事故水罐一座。 ⑶初期雨水 雨水排水系统主要受纳厂区道路、铺砌地面、建筑屋面等雨水。厂内雨 水经雨水收集池收集后，排入厂区外排洪渠内。 ⑷生活污水 3 综合办公区生活污水，生活用水量 0.845m /d，生活污水产生量按 80%计， 产生量 0.676m3/d。主要污染物为 COD、BOD5、氨氮、悬浮物，产生浓度 COD 浓度为 350mg/L，BOD5 为 170mg/L、氨氮为 20mg/L、SS 为 200mg/L。职工生 活污水排入站内旱厕，定期清掏后用于周边农田施肥，盥洗废水用于厂区绿 化，洒水降尘，不外排。 —43— ⑶废水治理措施可行性分析 本项目伴生气自带的含油废水、消防事故污水及检修废水依托延长油田 杏子川采油厂王 60 注水站处置，达标后回注含油层。延长油田杏子川采油厂 王 60 注水站于 2018 年 8 月 13 日取得延安市生态环境局安塞分局的批复。项 目建设单位已与延长油田股份有限公司杏子川采油厂签订了污水接纳处置协 议（见附件 5）。 根据建设单位提供资料，本项目产生的含油废水依托杏子川采油厂王 60 注水站进行处理，其处理工艺如下图： 图 6 项目含油废水处理工艺流程图 根据资料，杏子川采油厂王60注水站处理含油废水设计规模为200m³/d， 目前实际处理量为92.88m³/d，本项目含油废水产生量为0.87m³/d，杏子川采 油厂王60注水站现有采出水系统处理规模可确保本项目新增生产废水全部处 理需求，依托可行。 根据工程分析，营运期间断产生的污水还有消防事故污水、检修污水及 初期雨水，生产废水包括设备清洗废水、原料气分离出的含油废水及综合办 公区的生活污水。 ⑴生产废水污染防治措施分析 根据工程分析，生产废水的处理措施如下： —44— 伴生气分离废水：伴生气处理过程气水分离器排放的含油污水经场内的 废水收集池收集后定期送延长油田杏子川采油厂集中处置，达标后回注含油 层，不外排。 检修废水：拟建项目在运行过程中设备检修过程中存在检修污水产生， 每两年检修时产生量为 8m3，经废水收集池收集后，外运至延长油田杏子川采 油厂王 60 注水站处置，达标后回注油层。 初期雨水：厂内雨水经雨水收集池收集后，排入厂区外排洪渠内。 事故废水：厂区内设置 330m3 地埋式消防水罐一座，并设置 370m3 消防废 水收集池，消防废水收集池主要收集工艺装置区及混烃储罐区发生火灾或爆 炸等事故时产生的事故废液。事故后污水外运至延长油田杏子川采油厂王 60 注水站处理后回注。 评价要求伴生气分离水、检修污水及事故废液必须在厂区集中收集后分 批送往延长油田杏子川采油厂王 60 注水站处理后回注，不外排。 ⑵生活污水污染防治措施分析 3 根据工程分析，拟建项目生活污水产量为 0.676m /d，职工生活污水排入 站内旱厕，定期清掏后用于周边农田施肥，盥洗废水用于厂区绿化，洒水降 尘，不外排。 4.3 噪声 （1）噪声源强 工程噪声主要是总厂各机械设备运行噪声，如压缩机、空冷器、分离器、 机泵等设备集中在项目生产区中部，发电机位于生产区西北侧。装车鹤管位 于生产区西南角。另外，事故状态下火炬放空也是较大噪声源，位于项目厂 界外南侧。项目主要噪声源见表 4.3-1。 表 4.3-1 全厂主要噪声源强表 声源名称 声源性质 台数 治理前 dB（A） 工作情 况 原料气抽气 机 机械噪声 1 78 连续 —45— 拟采取的治理 措施 低噪声设备、减 振、消声、软连 接 治理后 dB（A） 68 原料气增压 机 空气动力 噪声 1 90 连续 低噪声设备、减 震、消声器 75 冷剂增压泵 机械噪声 1台 80 连续 低噪声设备、减 振、软连接 65 脱乙烷塔 机械噪声 1 80 连续 低噪声设备、减 振、软连接 65 天然气外输 增压机 机械噪声 1 85 连续 低噪声设备、减 振、软连接 70 冷却器 空气动力 噪声 2 85 连续 低噪声设备 70 装车泵 机械噪声 1 80 连续 罐车 交通噪声 2（1 用 1 备） 75 间断 低噪声设备、减 振、泵棚 降低车速、敏感 点集中区域禁 止鸣笛 65 60 （2）噪声影响及达标分析 （1）预测条件假设 ①除火炬系统外，所有产噪设备均在正常工况条件下运行； ②室内噪声源考虑声源所在厂房围护结构的隔声作用； ③考虑声源至预测点的距离衰减，忽略传播中建筑物的阻挡、地面反射 以及空气吸收、雨、雪、温度等影响。 （2）预测模式 ①预测模式采用衰减公式为： L p ( r ) L p ( r0 ) 20 lg( r / r0 ) L 式中： L p ( r ) —噪声源在预测点的声压级，dB(A)； L p ( r0 ) —参考位置 r0 处的声压级，dB(A)； r0 —参考位置距声源中心的位置，m； r —声源中心至预测点的距离，m； L —各种因素引起的声衰减量（如声屏障，遮挡物，空气吸收，地面吸 收等引起的声衰减），dB(A)。 ②室内声源 a、室内声源同类设备合成声压级计算公式： —46— L p L p 0 10 lg N 式中： L p 0 —声源的声压级，dB(A)； N —设备台数。 b、室内声源等效为室外点源的声传播衰减公式为： LP ( r ) LPo TL 10 lg r 20 lg ro 1 式中： L p ( r ) —预测点声压级，dB(A)； L p 0 —声源的声压级，dB(A)； TL —车间墙、窗的平均隔声量，dB(A)； —平均吸声系数； r —车间中心至预测点的距离，m； r0 —测量 L p 0 时距设备中心的距离，m。 ③合成声压级采用公式为： n L p 10 lg[ 10 0.1Lni ] i 1 式中：Lpn—n 个噪声源在预测点产生的声压级，dB(A)； Lpni—第 n 个噪声源在预测点产生的声压级，dB(A)。 （3）预测结果 本次环评针对拟建项目各种噪声源的特征对噪声防治措施进行了细化。 预测按照采取环评治理措施后的影响进行计算，噪声源按照功能分区进行合 成后，进行厂界噪声预测；厂界噪声预测结果见表 4.3-2。 表 4.3-2 厂界噪声影响预测结果表单位：dB(A) 噪声源 原料气抽气机 68dB(A) 东厂界 声源 至声 贡献 源 值 距离 dB(A (m) ) 30 38 南厂界 西厂界 北厂界 至声 源 距离 (m) 声源 贡献 值 dB(A) 至声 源 距离 (m) 声源 贡献 值 dB(A) 至声 源 距离 (m) 声源 贡献 值 dB(A) 80 30 27 39 80 30 —47— 原料气增压机 75dB(A) 冷剂增压泵 65dB(A) 脱乙烷塔 65dB(A) 天然气外输增压机 70dB(A) 冷却塔 70dB(A) 装车泵 65dB(A) 罐车 60dB(A) 贡献叠加值 dB(A) 30 45 82 37 27 46 78 37 26 37 70 28 31 35 90 26 23 38 70 28 34 34 90 26 33 39 82 32 24 42 78 32 30 42 70 33 27 41 90 31 39 33 15 42 18 39 145 22 39 28 15 36 18 34 145 16 48 44 49 39 由表 4.3-2 噪声预测结果可知，拟建项目运营期各厂界昼间、夜间噪声 贡献值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348－2008）2 类标 准限值要求。项目地处山林间、四周空旷，厂界周边 200m 范围内无居民点分 布，运营后项目厂界昼夜间噪声对周围敏感点声环境影响较小。 （4）火炬噪声影响分析 拟建项目火炬噪声为非正常情况下的间歇、偶发性噪声，设备检修和超 压安全放空按照 2 次/a，每次 2h 考虑，声源值根据《工业企业厂界环境噪声 排放标准》中夜间偶发噪声的最大声级超过限值的幅度（2 类区夜间 50dB） 不得高于 15dB(A)。通过预测火炬周围 20m 处，噪声贡献值为 58dB(A)，满足 《声环境质量标准》（GB3096-2008）中“各类声环环境功能区夜间突发噪声， 其最大噪声超过环境噪声限值的幅度不得高于 15dB(A)”的要求，拟建项目 属于声环境质量标准 2 类区，夜间突发噪声最大限值为 65dB(A)。因此，非 正常工况下火炬噪声对周围敏感点声环境影响较小。 本项目要求采取以下噪声防治措施进一步减少项目对周边环境的噪声影 响: 根据噪声预测结果，各预测点位昼间、夜间厂界噪声贡献值均达标。评 价为了更好的降低噪声污染，评价提出以下的综合治理措施建议： ①加强设备维护，确保设备处于良好的运转状态，杜绝因设备不正常运 —48— 转时产生的高噪声现象。项目四周可建设 1.8m 高实体墙等。 ②从工艺上，尽量减少弯头、三通等管件，并考虑控制气流速度，降低 厂内气流噪声； ③空气冷却器的噪声主要来源于空冷风机产生的空气动力噪声、电机噪 声和传动系统产生的机械噪声。其中风机噪声占 80％，其噪声频谱特性呈低 频。噪声控制措施主要有：降低风机转速。为保证风机的风量和压头不受影 响，可采用多叶片、宽叶型结构。评价要求空冷器采用低噪声设备、基础减 振。 ④泵类噪声多以中、低频为主，其主要噪声源为电动机运转噪声、泵抽 吸物料产生噪声、泵内物料的波动激发泵体辐射的噪声。供水、罐区消防、 柴油消防水、循环水泵等泵类设置于泵房内，可作基础减振、隔声处理。 ⑤火炬燃烧产生的噪声较强，主要源于介质的燃烧噪声、蒸汽喷射噪声 等。厂家设计时已采用噪音挡板，环评要求可通过在喷嘴处再安装消声器等 措施降噪。火炬选址应远离居民点。 ⑥燃气发电机产生的噪声较强，仅停电时启动燃气发电机，运行时间短， 可通过基础减振，排气筒尾部安装消声设备，设置发电机棚，安装隔声岩棉 板，高噪设备一侧厂界设封闭式围墙并适当增高围墙高度。 ⑦拟建项目建设的各类压缩机较多，压缩机的噪音影响较大，可通过选 择低噪音设备、设置底座进行基础减震、设置压缩机棚、安装吸板、安装隔 声岩棉板等。 ⑧对距高强噪声较近的工作人员，应采取戴保护耳塞或头盔等劳动保护 措施，还应合理安排工作人员轮流操作高噪声施工机械，或穿插安排高噪声 和低噪声的工作。 （5）运营期噪声监测计划 项目营运期噪声监测计划见表 表 4.3-3 运行期污染源监测计划建议清单 类别 监测项目 污染物 监测点 —49— 监测频率 控制指标 噪声 Leq(A) 环境噪声 厂界四周 一次/半 年 《工业企业厂界环境噪 声排放标准》中 2 类标 准 4.4 固体废物 在运行过程中产生的固体废物主要情况见表 4.4-1。 表 4.4-1 项目固体废物一览表 危 险 序 废 物 号 名称 危险类别 产 生 量 代码 名称 危险 特性 污染防治 措施 HW08 废矿物 油与含矿物 油废物 0.06t /a 071-001 -08 石油开采和炼制产 生的油泥和油脚 T，I 定期交有 资质单位 处置 / / 厂家直接 回收 T，I 定期交有 资质单位 处置 T，I 定期交有 资质单位 处置 T，C 厂家回收 / 堆放环卫 部门指定 地点，定 期统一处 理 1 清 罐 油泥 2 废 分 子筛 / 5t/3a 3 废 润 滑油 HW08 废矿物 油与含矿物 油废物 1.5t/ a 4 含 油 废渣 HW08 废矿物 油与含矿物 油废物 0.3t/ a HW08 900-249 -08 5 废 旧 电瓶 HW31 含铅废 物 0.08t /a 900-052 -31 6 生 活 垃圾 / HW49 900-041 -49 HW08 900-219 -08 2.165 t/a / 液压设备维护、更换 和拆解过程产生的 废液压油 含油废水处理中隔 油、气浮、沉淀等处 理过程中产生的浮 油、浮渣和污泥（不 包括废水生化处理 污泥） 废铅蓄电池及废铅 蓄电池拆解过程产 生的废铅板、废铅膏 和酸液 / 本项目运行期间产生的固体废物主要有废分子筛、废润滑油、清罐油泥， 含油废渣、废旧电瓶及生活垃圾等。 1、生活垃圾 项目办公人员为 13 人，生活垃圾产生量按每人每天 0.5kg 产生量估算， 则厂区生垃圾产生量为 2.165t/a，评价要求生活垃圾分类收集后，堆放环卫 部门指定地点，定期统一处理。 2、危险废物 —50— ⑴清罐油泥 项目定期清理罐中油泥，根据现有工程统计结果，清罐油泥产生量约 0.3t/5a，储罐清理周期为 1 次/5 年，根据《国家危险废物名录（2021 年版）》 ， 含油污泥属于危险废物，收集暂存于危废暂存间，定期交有资质单位处置。 ⑵废分子筛 拟建项目预处理装置区采用分子筛脱水工艺，采用 3A 钠型分子筛，约每 3 年更换一次（视具体操作情况确定），根据可研内容，单次更换量 5t/3a， 属于一般固废，处理方式为厂家回收。 ⑶废润滑油 拟建项目各类压缩机、发电机等生产设备产生的废润滑油，属于危废， 根据可研内容，废润滑油产生量约为 1.5t/a，评价要求交由有资质的单位进 行处理。 （4）含油废渣 气水分离产生的含油废水收集后定期清理含油废水后的含油废渣，根据《国 家危险废物名录（2021 年版）》属于危险废物，根据可研内容，含油废渣产生 量约 0.3t/a，评价要求收集暂存于危废暂存间，交由有资质的单位进行处理。 （5）废旧电瓶 本项目 1 台燃气发电机，每台燃气发电机 2 块电瓶，每两年更换一次， 产生量 2 块/2a，每块按 40kg 计算，产生量为 0.08t/a，由厂家直接回收处 置。 评价要求根据《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《危险废 物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）、《危险废物污染防治技术政策》 的通知（环发[2001]199 号），评价提出以下要求： 1）产生危险废物的单位，必须按照国家有关规定制定危险废物管理计划， 并向所在地县级以上地方人民政府环境保护行政主管部门申报危险废物的种 类、产生量、流向、贮存、处置等有关资料。危险废物管理计划内容有重大 改变的，应当及时申报。 —51— 2）厂区危险废物的贮存应采取分类收集、分区储存的原则。危险废物贮 存场所要求如下： ①应建有堵截泄漏的裙脚，地面与裙脚要用坚固防渗的材料建造。应有 隔离设施、报警装置和防风、防晒、防雨、防漏设施。 ②基础防渗层为粘土层的，其厚度应在 1 米以上，渗透系数应小于 1.0 ×10-7cm/s；基础防渗层也可用厚度在 2 毫米以上的高密度聚乙烯或其他人工 -10 防渗材料组成，渗透系数应小于 1.0×10 cm/s。 ③须有泄漏液体收集装置； ④用于存放液体、半固体危险废物的地方，还须有耐腐蚀的硬化地面， 地面无裂隙。 ⑤不相容的危险废物堆放区必须有隔离间隔断。 ⑥衬层上需建有渗滤液收集清除系统、径流疏导系统。 ⑦贮存易燃易爆的危险废物的场所应配备消防设备。 3）危险废物要根据其成分，用符合国家标准的专门容器分类收集。危险 废物贮存设施要求如下： ①应当使用符合标准的容器盛装危险废物。 ②装载危险废物的容器及材质要满足相应的强度要求。 ③装载危险废物的容器必须完好无损。 ④盛装危险废物的容器材质和衬里要与危险废物相容（不相互反应）。 收集场所必须采取防渗、防流失等污染防治措施。 4）装运危险废物的容器应根据危险废物的不同特性而设计，不易破损、 变形、老化，能有效地防止渗漏、扩散。装有危险废物的容器必须贴有标签， 在标签上详细标明危险废物的名称、重量、成分、特性以及发生泄漏、扩散 污染事故时的应急措施和补救方法。 5）应做好危险废物管理台账，台账上须注明危险废物的名称、来源、数 量、特性、包装容器、入库日期、出库日期及接收单位名称等信息。危险废 物的记录应保留三年。 —52— 6)必须定期对暂存区域的地面和墙面进行检查，发现破损，应及时采取 措施清理更换。 7）暂存区域应按照《环境保护图形标志（GB15562－1995）》等规范张 贴危险废物贮存场所标识标牌。 8)危险废物在暂存和转运过程中发现包装物破损，及时更换。 综上所述，固废均有合理的处置去向，对外环境影响不大。 4.5 地下水和土壤影响分析 4.5.1 评价区水文地质条件 根据地下水水力特征，区域地下水分为第四系全新统冲、洪积层孔隙潜 水含水层、黄土梁峁黄土层孔隙潜水、基岩裂隙孔隙潜水及裂隙承压水等三 种类型其形成及赋存条件，受区域地貌、地质构造及水文、气象等诸多因素 的综合控制。第四系河谷冲积层分布于延河河谷及两岸的各大支沟中，基岩 产状平缓，区域上构成了向北西西倾斜的单斜构造，断层、褶皱均不发育。 黄土梁峁以下伏基岩为骨架，河谷及主要的冲沟低洼部位均有基岩裸露，阶 地多属于基座式结构。受气候条件和地层结构的限制，区内地下水资源较为 匮乏：第四系潜水不发育，而基岩孔隙裂隙水虽普遍分布，但含水性极为不 均，一般富水性微弱，且水质矿化度较高。 ⑴潜水 区域潜水分为第四系全新统冲、洪积层孔隙潜水含水层、黄土梁峁黄土 层孔隙潜水及基岩风化裂隙潜水。其分布、埋藏条件及富水性，主要受地貌、 水文条件及含水层岩性的控制。分述如下： ①第四系全新统冲洪积层孔隙潜水 主要呈条带状分布于延河河谷漫滩及一级阶地连续段。含水层为具二元 结构的黄土状土及冲积砂砾石。区内河流阶地多属于基座阶地，含水层分布 不连续且不对称，含水岩组由中细砂、砾石层及卵砾石层组成，厚度一般 3～ 5.5m，最大厚度局部可达 8.5m，单井涌水量一般在 66～150m3/d。下游基座 台面高出地表水位越高，含水层厚度越薄，富水性相对较差，水位埋深 3～ —53— 10m，地下水化学类型以 HCO3-Na 型为主，局部为 HCO3·SO4-Mg·Na 型，矿化 度多<1g/L。主要接受大气降水补给，丰水期时可接受地表水的侧向渗漏补给， 干早季节水量迅速减少，主要向河流方向径流排泄。 总体而言，区域内该含水层含水性较微弱，主要补给来源为大气降水， 局部地段接受地表水补给。 ②第四系中上更新统黄土孔隙裂隙潜水含水层 分布于黄土区，因冲沟极为发育，地形破碎，地下水在分布上具零散、 不连续的特点。含水层主要为中更新统夹多层古土壤的马兰黄土和离石黄土， 地下水埋深较大，主要为孔隙潜水。本区降水较少，河谷深切，地形破碎， 不利于地下水的补给和存储，地下水多被深切密布的沟谷疏干，因此区内梁 峁区水量较为贫乏，泉流量多为 0.05～1.0m3/d。根据简易抽水试验，单井出 水量为 4.87m3/d(姜家坪村)，仅在局部黄土凹地地段，由于大气降水渗人补 3 给和储存条件较好，泉水流量可达 1.7～2.2m /d。黄土层裂隙孔隙水化学类 型以 HCO3-Na·Mg 型为主，矿化度 0.66～1.08g/L。黄土层裂隙孔隙水主要接 受大气降水补给，多沿下伏新近系粘土岩或三叠系碎屑岩、泥岩接触面处以 泉的形式向沟谷排泄，导致黄土潜蚀、溶蚀，沟谷底部溜泥现象多见，边坡 失稳，滑坡、崩塌发育。 ③基岩风化孔隙裂隙水 区域内广泛发育基岩风化孔隙裂隙水。含水岩组为侏罗系延安组(J2y)及 上三叠系永坪组(T3y) 、瓦窑堡组(T3w) 的砂岩层。含水层厚度和富水性主要 取决于砂泥岩的厚度和裂隙发育程度。 在河谷地区，基岩裂隙水的含水层厚度一般为 20～40m。因为其补给条 件较好，径流通畅，一般具有相对富水的特点，单井流量 10～100m3/d，水质 也较好，属于弱富水区。抽水试验成果，瓦窑堡组上部基岩风化孔隙裂隙水 的单井涌水量为 18.835m3/d，单位涌水量约为 0.0045L/s·m，渗透系数为 0.032m/d，影响半径 91.13m；侏罗系延安组大范围分布于整个区域，岩性为 灰绿、灰白色的厚层状中一细粒砂岩粉砂岩及泥岩，厚度 20～40m。主要接 —54— 受大气降水补给，河谷内裂隙发育地段，补给条件较好，具有相对富水的特 点，但总体上富水性微弱。据资料，单位涌水量为 0.0013～0.00507L/s·m， 渗透系数 0.00248～0.00947m/d。地下水化学类型主要以 HCO3·SO4-Na·Mg 型为主，矿化度 0.78～1.36g/L。主要以大气降水及地表水补给为主，地下 水径流方向基本与地表水流方向一致，一般径流途径短，多以下降泉或悬挂 泉的形式从岩层节理裂隙中溢出，排泄于河道中。 ⑵承压水 为深部埋藏的基岩裂隙水，分布于侏罗系、上三叠系风化带以下。主要 含水岩组为砂岩，隔水层为泥岩及页岩，泥页岩以多层分布，故砂岩中的承 压水具有多层性的特点。其储藏及径流条件受构造裂隙的控制，故其分布又 具有局部性质。该承压水在河谷地区的顶板埋深一般在 30～40m，水头一般 略高于风化带潜水水位 1～3m，局部能形成自流，随着深度加大其富水性递 3 减。根据收集资料基岩裂隙水的单井涌水量为 41m /d，单位涌水量约为 0.011L/s.m，渗透系数约 0.037m/d。该裂隙承压水的水质较上部的潜水变差， 大部分为高矿化度的 Cl-Na 或 Cl·SO4-Na 型水，矿化度一般 5～10gL，局部 可达到 16～41g/L。 ⑶隔水层 新近系上新统静乐组，岩性为深红、紫红及棕红色富含钙质结核的粘土 岩，其出露于区内各支沟的沟脑和山坡局部地段，该岩组透水性极差，该层 为第四系松散潜水的统一隔水层。在深部基岩中，厚度较大且连续分布的泥 岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩等与含水层相间分布，厚度一般大于 30m，为 层间裂隙承压水的隔水层。 4.5.2 地下水补给、径流、排泄特征 第四系松散层潜水以大气降水补给为主，部分为地表水补给及灌溉回归 水、渠水渗漏补给。径流主要受地形控制，基本由高至低与现代地形吻合， 流向以泄流的形式由西向东径流，向河流排泄。排泄方式还有蒸发消耗、垂 向渗漏和人工开采等。 —55— 基岩承压水，顶部基岩及裸露区通过风化裂缝带间接得到大气降水补给 外，还接受上游地段潜水渗入补给，径流方向基本沿岩层倾向由东向西或西 南方向运移。由于受向西微倾的单斜构造的影响，基本形成了较为封闭的储 水空间，故水量较小。中下部基岩承压水，由于埋藏深，处于地下水滞留带， 补给、排泄困难，内径流缓慢。 调查区地形破碎，水土流失严重，没有形成统一、连续的区域地下水流 场，地下水顺地势向附近沟谷排泄，形成相互独立的局部的地下水流系统， 地下水总体十分贫乏 4.5.3 污染源及污染途径分析； 本项目生产过程密闭集输，生产废水依托周边采出水处理系统处理后回 注油层，生活污水设一体化地埋式污水处理设施处理后全部浇洒，废水不外 排。在正常状态下，不会产生土壤和地下水污染。 地上设备一旦发生跑、冒、滴、漏可以及时发现处理，不会对土壤和地 下水产生影响；地下设备若发生泄漏，不容易发现，长时间泄露可能会对土 壤和地下水产生影响；如果站内管线因老化、腐蚀等原因发生破裂，发生跑、 冒、滴、漏现象，泄漏的原油或含油废水将进入土壤中，如长时间未发现并 未采取补救措施，则石油类可能持续下渗，如下渗至含水层，将对土壤和地 下水产生污染。 发生泄漏的原因有如下几种：误操作、机械故障、外力作用和腐蚀，这 几种因素的产生都是人为的或人为操控程度很高，发生污染的危害程度也取 决于操作人员的处置和控制，因此这类污染发生的可控性很高，故一般发生 在局部，应以预防为主。 故本项目土壤和地下水污染主要可能来自站内的储罐区、装置区，主要 污染物为石油类，污染途径为储罐、装置等渗漏。 4.5.4 分区防控措施； ①重点防渗区； 是指位于地下或者半地下的生产功能单元，污染地下水环境的污染物泄 —56— 漏后不容易被及时发现和处理的区域或部位，且场地水文地质条件相对较差。 主要包括站场内的生产废水收集池、危废暂存间等。 重点防渗区可采用天然材料防渗结构、刚性防渗结构和复合防渗结构中 的其中一种。天然材料防渗结构的天然材料防渗层饱和渗透系数不应大于 1.0×10-7cm/s，厚度不应小于 6.0m；刚性防渗结构应采用水泥基渗透结晶型 抗渗混凝土（厚度不宜小于 150mm）+水泥基渗透结晶型防渗涂层（厚度不小 -10 于 0.8mm）的结构型式，防渗结构层的渗透系数不应大于 1.0×10 cm/s；复 合防渗结构应采用土工膜（厚度不小于 1.5mm）+抗渗混凝土（厚度不宜小于 -6 100mm）的结构型式，抗渗混凝土的渗透系数不应大于 1.0×10 cm/s。不管 采取何种防渗型式，确保防渗性能应与 6m 厚的粘土层等效（粘土渗透系数 1.0×10-7cm/s），且应与所接触的污染物或物料相兼容，采用的防渗材料及 施工工艺应符合健康、安全、环保的要求。防渗设计应保证在设计使用年限 内不会对包气带及地下水造成污染。当达到设计使用年限时，应对防渗层进 行检验和鉴定，合格后方可继续使用。当污染物具有腐蚀性时，防渗材料应 具有耐腐蚀性或者采取抗腐蚀措施。 重点防渗区的水池和水沟应满足以下条件：①水池结构厚度不应小于 250mm；②混凝土的抗渗等级不应低于 P8，且水池的内表面应涂刷水泥基渗 透结晶型或喷涂聚脲等防水涂料，或在混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水 剂；③水泥基渗透结晶型防水涂料厚度不应小于 1.0mm，喷涂脲醛防水涂料 厚度不应小于 1.5mm；④当混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水剂时，掺量 宜为胶凝材料总量的 1%～2%。在涂刷防水材料之前水池应进行蓄水试验。 重点防渗区地面四周应设置一定高度的围堰，围堰的具体高度应根据装 置区可能泄漏物质的量确定，要保证能容纳下可能泄漏的物质。所有混凝土 结构的接缝要采用 HDPE 防漏设计。 ②一般防渗区； 一般污染防治区主要指地下水污染风险比较低的区域，主要包括站场消 防水池、气液分离装置等地带，这些地带一旦出现污染物的跑、冒、滴、漏 —57— 等情况，可以及时发现并采取措施，不会对地下水环境产生严重污染。 一般污染防治区可采用天然材料防渗结构、刚性防渗结构和柔性防渗结 构中的其中一种。天然材料防渗结构的天然材料防渗层饱和渗透系数不应大 -7 于 1.0×10 cm/s，厚度不应小于 1.5m；刚性防渗结构抗渗混凝土渗透系数不 应大于 1.0×10-8cm/s，厚度不应小于 100mm；柔性防渗结构土工膜厚度不应 小于 1.5mm。不管采取何种防渗型式，确保防渗性能应与 1.5m 厚的粘土层等 -7 效（粘土渗透系数 1.0×10 cm/s），且应与可能所接触的污染物或物料相兼 容，采用的防渗材料及施工工艺应符合健康、安全、环保的要求。防渗设计 应保证在设计使用年限内不会对包气带及地下水造成污染。当达到设计使用 年限时，应对防渗层进行检验和鉴定，合格后方可继续使用。 一般防渗区的水池和水沟应满足以下条件：①水池结构厚度不应小于 250mm；②混凝土的抗渗等级不应低于 P8。同时一般污染防治区地面四周应 设置高度不低于 150mm 的围堰，围堰的具体高度应根据装置区可能泄漏物质 的量确定，要保证能容纳整个装置区可能泄漏的物质。所有混凝土结构的接 缝要采用 HDPE 防漏设计。 ③简单防渗区； 指一般不会产生泄漏及污染地下水的区域，只需做简单的地面硬化即可。 如拟建项目中的发电机房、配电室、控制室等区域。 表4.5-1 地下水污染防渗分区表 防渗 分区 天然包气 带防污性 能 污染控制 难易程度 位置 污染物类 型 防渗技术要求 石油类、铅 等 等效黏土防渗层 Mb≥ -7 6.0m，K≤1 10 cm/s；或 执行《石油化工工程防渗 技术规范》（GB/T 50934-2013） 石油类 等效黏土防渗层 Mb≥ -7 1.5m，K≤1 10 cm/s；或 废水收集 池 重点防 渗区 一般防 渗区 弱 难 危废暂存 间 储罐区、储 罐区底部 弱 易 事故废水 收集池 发电机房 配电室 —58— 控制室 简单防 渗区 弱 易 生活区 执行《石油化工工程防渗 技术规范》（GB/T 50934-2013 其他类型 一般地面硬化 4.5.5 正常状况下对地下水的影响分析； ⑴废水对地下水环境影响分析； 拟建项目运行期产生的污废水主要包括生产废水（包括设备清洗废水、 原料气分离出的含油废水）、生活污水及间断产生的污水还有消防事故污水、 检修废水及初期雨水等。 正常情况下工艺设备检修时产生的检修废水及伴生气处理过程中气水分 离器排放的含油污水，经废水收集池收集后，外运至延长油田杏子川采油厂 王 60 注水站，达标后回注油层；职工生活污水排入站内旱厕，定期清掏后用 于周边农田施肥，盥洗废水用于厂区绿化，洒水降尘，不外排；消防事故污 水经站内 370m3 事故收集池收集后送有能力单位处置；初期雨水经雨水池收 集后排入场外排洪渠。 可见在正常生产状况下，本项目产生的各类污废水均得到合理的处理， 站场内的生产装置区、事故池、废水收集池等均采取严格的防渗措施，各废 水产排点均进行地面硬化和防渗处理，同时采取必要的事故废水收集措施， 并对出水构筑物进行定期巡检，杜绝地下水污染隐患，可有效的防治“跑、 冒、滴、漏”等泄漏事故的发生。此外，本次环评要求项目采取分区防渗措 施，其中重点防渗区包括事故池、废水收集池等区域，一般防渗区包括生产 装置区等区域，其他区域除绿化带外全部采取地面全部硬化，废水经收集后， 外运至延长油田杏子川采油厂王 60 注水站处理达标后回注油层，不会产生漫 流。因此，项目正常状况下对地下水环境影响较小。 正常状况下基本不会出现污水下渗污染地下水的现象。 4.5.6 跟踪监测要求； 建立项目土壤和地下水环境监控体系，包括建立土壤和地下水污染监控 制度和环境管理体系，制定监测计划、配备先进的检测仪器和设备，以便及 —59— 时发现问题及时采取预防措施。 表 4.5-2 类别 监测对象 土壤 土壤 地下水 地下水水质 监测点位置 项目厂址内 储罐区 项目东南侧 1097m（庙湾 村） 跟踪监测计划 监测 点数 监测项目 监测 频率 1个 石油烃 1 次/5 年 1个 石油类 1 次/年 4.6 生态环境保护措施； 4.6.1 工程替代方案与优化措施； （1）地面建设工程在设计时，应对选址进行多方案比选，合理选址。 （2）为减少农业生产损失，施工工期应尽量避开农作物生长季节。 （3）尽量利用已有道路和生活设施，减少施工临时用地，尤其是少占农 田、林地；施工便道的选线应避免和尽量减少对地表植被的破坏和影响。 4.6.2 生态减缓措施； ⑴站场生态保护措施； ①施工过程中，加强施工管理，控制施工活动范围，严格控制施工车辆、 机械及施工人员活动范围，应根据各种施工作业的要求和环境保护要求，确 定场地的占地面积控制标准。 ②根据地表植被特征，因地制宜地选择施工季节，尽可能避开植物生长 期，以对生态环境的影响较少到最小。 ③建设临时营地时，在施工前应注意表土与底层土分开堆放，表层 0.3m 的土壤单独堆放，在风大的季节采取适当覆盖和浇灌等措施，保护土壤成分 利结构；在施工结束恢复地貌时，分层回填，尽可能保持植物原有的生存环 境，以利于植被恢复。回填时，还应留足适宜的堆积层，防止因降水、径流 造成地表下陷和水土流失。回填后及时补种草类植物，以免植被覆盖度下降。 ④临时营地施工结束后应对场地平整及植被恢复 ⑵土壤与植被的保护措施； ①加强施工管理，严格控制施工范围，尽可能减少原有植被和土壤的破 —60— 坏。对于植被生长较好的地段，尽量不要设置工棚、料场等。 ②加强生态环境保护意识的教育，严禁施工人员随意砍伐树木。对于施 工中必须破坏的树木，要制定补偿措施，按照“损失多少必须补偿多少”的 原则，进行原地恢复或异地补偿。 ③林地土壤的保护和利用。林地表层土壤是经过多年物理、化学、生物 作用而成形的熟化土壤，具有较高的养分和有机质，对于植物生长发育有着 重要作用，是深层生土所不能替代的。因此，在施工前，要保护利用好表层 的熟化土壤(主要为 0～30cm 的土层)。首先要把表层的熟化土壤尽可能地集 中堆放，施工结束后再进行熟土回填，使其得到充分、有效的利用。 ④在林区施工作业应加强施工人员安全防火教育，注意林区防火；规范 施工人员的行为，爱护花草树木，严禁砍伐、破坏施工区以外的作物和植被； 施工结束后，应进行生态重建，同时收集、处理施工场地及周围因施工而产 生的垃圾与各种废弃物。 ⑤林地占用前，必须对耕地表层腐殖质土的进行分层剥离与堆放，同时 采取拦护等措施，尽量减少土壤养分的流失； ⑥对于本工程所涉及的农田永久占地应按有关土地管理办法的要求，逐 级上报有批准权的政府部门批准，并纳入当地的土地利用规划中，按有关土 地管理部门要求认真执行。 ⑦合理组织土方调配、及时填平压实。在工程建设期，应首先计划安排 好挖方量和填方量，及时将挖方量运往填方地点，铺平压实，并播放草籽、 长草护坡，以免发生风蚀、水蚀。 ⑶动物保护措施； 加强对施工人员生态环境保护意识的教育，严禁对野生动物滥捕滥杀， 同时严禁对周围林、灌木进行滥砍滥伐、破坏野生动物的栖息环境。 ⑷施工期生态环境监理与管理； 施工期生态环境监理和管理，是减少施工期负面环境影响的重要组成部 分，按照环境管理制度，施工监理部门应对施工期生态环境监理负责。 —61— ①工程建设必须进行招投标，由专业队伍施工，施工监理应严格按照有 关规程和技术标准要求进行。 ②建设单位与施工方签定的合同中，应有生态环境保护责任方面的内容； 应将环保条款和环保措施纳入施工经济合同和工程监理行动计划中； ③加强生态环境的管理措施，提高施工人员的环保意识。施工前对施工 人员首先进行生态环境保护业务培训；并要求施工方配备现场生态环境监理 人员； ④监理人员要严格落实施工期生态环保措施，工程环境监理的主要内容， 包括工程占地及补偿方案、工程治理、生态恢复方案及计划进度等，负责定 期以书面形式向有关部门汇报，发现问题及时提出改进措施； ⑤认真贯彻“三同时”制度，把生态保护恢复规划纳入施工计划。 4.6.3 生态恢复措施 运行期应做好植被恢复的管护工作，管护时间 5 年。每年对需补充栽植 植被，待其完全成长并达到一定的成活率或覆盖度后可任其自然生长，但要 防止人为破坏。 4.6.4 抚育主要措施有： ⑴该区内植物生长面临的主要困难为缺乏水，所以应注意洒水或喷灌， 尤其在干旱季节，春秋两季，保证植物生长必需的水量，使其不致旱死或枯 萎；可以选择用拉水罐车浇灌； ⑵注意防止病虫害，抚育期内定期对其进行喷洒农药，冬季注意保暖， 乔木应注意修剪； ⑶有一定的防护措施，如警示标志等，防止人为破坏或牲畜践踏。 4.7 风险评价 依据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018）的规定。本 项目涉及的风险物质主要为伴生气、干气、混烃。主要事故类型为泄漏后伴 生气、干气和稳定轻烃对周围环境的影响，通过可靠的安全防范措施，加之 规范的设计和严格正确的操作，能有效的防止泄露、火灾、爆炸等事故的发 —62— 生，一旦发生事故，依靠设计的安全防护设施和事故应急措施也能及时控制 事故，防止事故的蔓延。减少事故带来的人员伤亡、财产损失和环境影响。 4.8 环保投资 拟建项目总投资 458 万元，环保设施投资为 83.5 万元，占项目总投资的 18.2%。环保投资见表 4.8-1。 表 4.8-1 工程配套环保设施及污染防治投资估算表（单位：万元） 类别 废水 固废 噪声 生态 地下水 环境管理 施工期 污染源 燃气发电机废气 非正常废气 厨房油烟 生活污水 治理措施 三元催化 火炬及放空系统 油烟净化器 旱厕 场内 10m³废水收集灌收 集后送杏子川采油厂王 生产废水 60 注水站处置达标后回 注，不外排 临时贮存、定期送有资质 危险废物 单位处置 垃圾桶，生活垃圾送垃圾 生活垃圾 填埋场 低噪声设备、基础减震， 各类泵、压缩机等 软连接、隔声、实体围墙 厂内及周边绿化 场地内 防渗措施 监测 监测费 运行管理 运行期环境管理费用 施工扬尘、废渣处 洒水设施、运输车辆蓬 置等 布、建筑垃圾清运等 合计 —63— 数量 1套 1套 1套 1套 环保投资 3 7.5 3 1 1套 5 1处 8 / 1 / 40 / 5 纳入工程 投资 / 16万/年 / / / 10 83.5万 五、环境保护措施监督检查清单 内容 要素 排放口(编号、 名称)/污染源 污染物项目 环境保护措施 燃气发电机 颗粒物 SO2 NOx， 三元催化 颗粒物 放空火炬 SO2 15m 高点燃式火炬 NOx， 执行标准 《大气污染物综合 排放标准》 (GB16297-1996)表 2 中的二级标准。 非甲烷总烃 大气环境 食堂油烟排气 筒 NOX、烟尘 油烟器 油烟 伴生气处理生 产设施 石油类 生产废水 站内设置 10m³污水收集 池依托杏子川采油厂注 水站处理 SS COD 地表水环 境 生活污水 声环境 站场 密闭输送 常温压力储罐 气相平衡装置 非甲烷总烃 COD、BOD5 SS、氨氮 动植物油 噪声 项目餐饮废水经隔油池 处理后，同办公生活区的 生活污水经化粪池处理 后，定期由当地村民清掏 后回用于周边农田施肥， 不排入地表水体；生产区 旱厕定期掏空用于农肥 食堂油烟执行《饮食 业 油 烟排 放 标 准 》 （GB18483-2001）标 准要求 《挥发性有机物无 组织排放控制标准》 （GB37822-2019） 中相关限值要求《陆 上石油天然气开采 工业大气污染物排 放标准》 （GB39728-2020） 《延长油田采出水 回注技术指标》 （Q/SYCQ3675-2016 ） / 《 工 业企 业 厂 界 环 低噪声设备、减振、隔声、 境 噪 声排 放 标 准 》 软连接、隔声减震 (GB12348-2008)2 类 标准 电磁辐射 固体废物 本项目生活垃圾交当地环卫部门统一收集处理；餐饮废油脂交资质单位处理；危 险废物：清罐油泥、含油废渣、废分子筛、废活性碳、废润滑油等均属危险固体 废物，临时放置在危废暂存点，最终交由有资质单位处置。废旧电瓶交厂家直接 回收处置 —64— 土壤及地 下水 污染防治 措施 厂区通过采取地面防渗等措施，可以有效保证污染物不会流失进入地下 水及土壤环境，防止污染物污染土壤、地下水。 生态保护 措施 本项目所在区域的周围无受保护动植物。项目运营期对该地区的环境影响主要为 大气、废水、噪声和固废等，经有效处理和合理处置，对周围生态 环境无明显影响 环境风险 防范措施 根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018)中风险物质。确定本项目 风险评价为较大风险源，风险等级三级，在做好厂区分区防渗措施后，不会发生 危险废物渗漏污染地下水、土壤等情况。因此本项目风险对外环境影响较小。 其他环境 管理要求 环境管理与环保治理措施一样重要，是保证建设项目排污达到相应标 准、控制建设地周围区域环境质量不下降的一个重要技术手段。 项目建成后，建设单位应对项目产生的污染物处理处置情况进行监理， 以及对外的环保协调工作，履行环境管理和环境监控职责，具体如下： （1）贯彻执行环境保护法规、标准和具体环保要求； （2）组织制定本企业的环保规章制度并监督执行，开展环境污染治理工作； （3）检查、监督环保设施的运行、维护，保证环保设施的正常、高效运转； （4）组织实施企业员工的环境保护教育和培训； （5）组织和领导项目环境监测工作； （6）参与调查处理污染事故和纠纷。 —65— 六、结论 本项目的建设符合国家产业政策，采取相应措施后，排放的污染物可以做到达 标排放，对周围环境的影响在可承受范围之内。因此环评认为，在切实落实环评报 告提出的各项污染防治措施、严格执行环保“三同时”制度的基础上，从环境保护 角度，该建设项目可行 —66— 附表 建设项目污染物排放量汇总表 项目 分类 废气 现有工程 现有工程 在建工程 本项目 以新带老削减量 本项目建成后 变化量 许可排放量 排放量（固体废物 排放量（固体废物 排放量（固体废物产 （新建项目不 全厂排放量（固体废物 污染物名称 ⑦ ② 产生量）① 产生量）③ 生量）④ 填）⑤ 产生量）⑥ 二氧化硫 0.01t/a 0.01t/a 氮氧化物 0.039t/a 0.039t/a 颗粒物 0.016t/a 0.016t/a 生活垃圾 2.165t/a 2.165t/a 清罐油泥 0.06t/5a 0.06t/5a 废分子筛 5t/3a 5t/3a 废润滑油 1.5t/a 1.5t/a 含油废渣 0.3t/a 0.3t/a 废旧电瓶 0.08t/a 0.08t/a 废水 一般工业 固体废物 危险废物 注：⑥=①+③+④-⑤；⑦=⑥-① —67—