山东昌邑石化有限公司低温热泵回收能量项目环评报告表

建设项目环境影响报告表编制说明建设项目环境影响报告表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。1、项目名称指项目立项批复时的名称，应不超过30个字符（两个英文字段作一个汉字）。2、建设地点指项目所在地详细地址、公路、铁路应填写起止地点。3、行业类别按国标填写。4、总投资指项目投资总额。5、主要环境保护目标指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。6、结论与建议给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境的其它建议。7、预审意见由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项目，可不填。8、审批意见由负责审批该项目的环境保护行政部门批复。建设项目基本情况项目名称低温热泵回收能量项目建设单位山东昌邑石化有限公司 法人代表张树生联系人董晓辉通讯地址昌邑市奎聚街道利民街西首昌邑石化有限公司联系电真邮政编码261300建设地点昌邑市奎聚街道利民街西首，昌邑石化有限公司厂区内，运行四部循环水场东侧立项审批部门昌邑市经济和信息化局批准文号昌邑经信投备【2018】009号建设性质新建改扩建技改行业类别及代码热力生产及供应D4430占地面积400平方米绿化面积/总投资3997.6万元其中：环保投资5万元评价经费/预计投产日期2020年04月一、建设单位概况山东昌邑石化有限公司成立于1986年，2005年7月成为中国化工集团下属企业。公司地处潍坊市东北的昌邑市，渤海莱州湾南岸，东距莱州港70 公里，南距黄岛港165公里。公司现有原油一次加工能力1000万吨/年，各类生产装置24套，生产配套设施齐全，产品质量均达到国家标准，是中国化工油气股份有限公司重要的油品和化工原材料基地。公司现有职工约1400人，占地面积5000亩，全部总资产145亿元。二、项目提出的背景昌邑石化动力部目前规模为 4 台 75t/h 循环流化床锅炉，主要负责为公司炼化装置生产供蒸汽、周边企业生产用蒸汽和城区 125 个小区的冬季供暖用热的任务。目前昌邑石化动力部为公司炼油装置提供中压蒸汽 92t/h，发电机汽轮机凝汽 25t/h，给水除氧加热、伴热线、暖气等自用低压蒸汽 45t/h，供周边企业低压蒸汽 26t/h，蒸汽供暖用低压蒸汽全天平均 50 t/h（早晚高峰时段 110t/h），热水供暖加温用低压蒸汽 50t/h，合计供汽负荷 288 吨（冬季早晚高峰段 348t/h）。冬季 4 台燃煤锅炉需全部启动并超负荷运行。天气最冷的 1、2 月份，为满足蒸汽平衡，只能通过错峰调节才能基本满足居民供暖需求。一旦有一台燃煤锅炉出现故障，将会出现生产和居民采暖不能两全的尴尬局面。动力部冬季供暖有三种方式：低温水供暖、高温水供暖、蒸汽换热供暖。低温水供暖原设计是回收两台汽轮发电机组的凝汽余热供暖，每台机组满负荷凝汽 60t/h 时供暖面积 60 万平方米，另外还有一台蒸汽加热器，供暖面积为 30 万平方米，供暖面积合计为 150 万平方米，目前实际已供暖面积为 115 万平方米。昌邑石化炼油部分生产过程中有大量的物料、机泵需要循环水冷却，为此建设了 5个循环水水场，循环水量为42000m3/h，考虑公司有大量的循环水低温位热可资利用，拟建设低温热泵回收能量项目，将循环水所蕴藏的低温位热能转化为可加热采暖水的热能，减少采暖用蒸汽消耗，在保证生产用蒸汽的前提下保障居民采暖，并为企业进一步发展保留动力余地。通过对5个循环水场的对比可知，项目运行四部水场循环水临近热泵机组水源，具备建设场地、利旧资源多，工程量小，是最为适宜的，为本项目的推荐水源。 根据环境影响评价法和国务院第253号令建设项目环境保护管理条例有关规定，该项目符合建设项目环境影响评价分类管理名录中的三十一、电力、热力生产和供应业“92热力生产和供应工程中的-其他（电热锅炉除外）”，因此应编制报告表。受建设单位的委托，我公司承担了本项目环境影响评价工作，在收集有关资料，工程分析的基础上编制了本项目的环境影响报告表。三、项目符合性分析（一）产业政策符合性分析根据产业结构调整指导目录（2013年修正版），本项目不属于限制类和淘汰类项目，属于国家允许类，符合国家产业政策。（二）规划符合性分析该项目位于昌邑市昌邑石化生产区内，本项目所在地属于已办理相关的土地证（详见附件），因此，该项目的建设符合昌邑市土地利用总体规划要求。四、项目建设名称、性质、地点、布置及规模（一）建设名称：低温热泵回收能量项目（二）建设性质：技改（三）建设地点：该项目位于昌邑市石化有限公司运行四部循环水场东侧。（四）建设规模：项目建设地点山东省昌邑市利民街西首，利用现有运行四部循环水场和2万吨/年聚丙烯装置废弃的配电及控制室设施，采用的先进水源热泵技术，新建6台总计33000KW水源热泵机组及配套设施，提取运行四部3600m3/h循环水水源流量及所蕴藏的低温位热能量，转化为可加热采暖水的热能，减少了采暖用蒸汽57.6t/h，减少9.52t/h燃煤量。表1 新建建（构）筑物一览表序号建筑物名称规格层数占地面积备注1厂房30m12m1360m2新建2低温热泵机组设备基础7m3m6126m2新建表2 设备一览表序号设备名称规格单位数量备注1水源热泵机组成套专用设备台6五、主要经济技术指标表3 主要经济技术指标汇总表序 号指标名称单位数 量备 注1设计规模及主要产品方案m3/h1.1设计规模6台机组33000KW机组水源热泵1.2主要产品：城市供暖水m3/h138660652电KW/h63203装置区总占地面积m24004装置区总建筑面积m2360利旧配电室5总定员不新增6总耗能Kg/h-1381.57总投资万元3997.6六、工艺技术与设备方案1、工艺技术方案水源热泵技术的工作原理是采用逆“卡诺循环”（工质吸取低温热而蒸发（吸热 Q1）气体压缩而升温（输入电能 Q2）、气体放出热量而冷凝（放热 Q1+Q2）、液体膨胀而减温），通过输入少量高品位能源（如电能），实现低温位热能向高温位转移,理论效能比(Q1+Q2）/Q2=COP 值)可达7，实际运行为 46。水源热泵机组供热时省去了燃煤、燃气、燃油等过程，避免了排污、排烟等污染，它在运行时无任何污染、无燃烧、无排烟、不产生废渣、废气、废水和烟尘，不会产生城市热岛效应，对环境非常友好，是理想的绿色环保产品，得到了国家和地方的大力支持，享受一系列优惠政策。本项目拟采撷循环水所蕴藏的低温位热转化为高温位热能，用于加热采暖水，到达减少蒸汽消耗目的，采用水源热泵工艺方案技术成熟可靠、节能环保。2、设备方案制冷行业冷媒压缩机一般有离心式、螺杆式两种，螺杆压缩机的心脏部件是螺杆转子，转子型线的先进性又决定着整机的性能优劣，对加工精度和表面热处理的要求都很高，因此制造成本高，后期维护工作量，不容易实现大型化。根据本项目进水、出水条件和容量，推荐采用离心式热泵机组（整体撬装），其主要特点如下：1）使用R134a冷媒，R134a是HFC工质，为国际公认环保冷媒。2）R134a为正压冷媒，无需排气装置。3）离心式压缩机制热量大，负荷调节范围广，运行可靠，使用寿命长。4）使用高效降膜式（喷淋式）蒸发器。5）机组配置PLC控制系统，可实现无人值守并口通过接口连接到DCS。七、占地及定员1、占地本项目增设离心式低温热泵机组6台，占地30m*12m，机房布置于运行四部循环水场东侧的原有2万吨/年聚丙烯装置-V302丙烯回收气柜原有位置上，将丙烯回收气柜拆除掉，废弃的配电及控制室（约360m2）可作为本项目的配电及控制室使用。机组厂房南侧是加氢配电室、距离东南侧加氢压缩机厂房50m、距离北侧液化烃球罐75m（中间隔有循环水及泵房）、距离东侧卸车台115m，符合石油化工企业设计防火规范GB50160-2008的要求，详见附图。2、定员机组配置 PLC 控制系统，可无人值守，运行四部循环水场监管即可。八、公用工程1、给水本项目没有新增劳动定员，无新增生活用水。本项目利用现有运行四部的循环水，无新增生产用水。2、排水本项目属于技改项目，本次技改无新增生活废水和生产废水。6现有工程排水均采用污水、雨水分流制形式，便于收集排放。屋面雨水经雨水排水立管有组织排入室外与厂区地面雨水汇流后，沿厂区道路顺地势采用自然漫流的方式排入雨水汇水口，通过厂区雨水管道排出厂外，就近排入城市雨水管网。现有工程废水经过污水处理站处理后水质能满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）表1间接排放标准要求、污水排入城镇下水道水质标准（GB/T31962-2015）表1中A 级标准限值要求以及昌邑市海洋水业有限公司污水处理厂进水协议要求，处理达标后排入夹沟河支流。3、供电水源热泵机组电力装机5500kW/台，共6台33000KW，用电负荷6320KW，该项目用电由昌邑市供电公司供给，日用电量6320kWh。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题昌邑石化炼油部分生产过程中有大量的物料、机泵需要循环水冷却，为此建设了 5个循环水水场，循环水量为42000m3/h，北区：气分水场、重催水场；南区：焦化水场、DCC 水场及汽油加氢水场。南区水场概况为：焦化水场设计水量 6000 m3/h，供延迟焦化和加氢使用，裕量 2600 m3/h；DCC 水场设计水量 16000 m3/h，供常减压和催化使用，裕量 3000m3/h；汽油加氢水场设计水量 4000 m3/h，供加氢使用，已无裕量。考虑公司有大量的循环水低温位热可资利用，拟建设低温热泵回收能量项目，将循环水所蕴藏的低温位热能转化为可加热采暖水的热能，减少采暖用蒸汽消耗，在保证生产用蒸汽的前提下保障居民采暖，并为企业进一步发展保留动力余地。通过对5个循环水场的对比可知，项目运行四部水场循环水临近热泵机组水源，具备建设场地、利旧资源多，工程量小，是最为适宜的，为本项目的推荐水源。第四循环水场供水能力为6000m3/h，主要供气体分馏、MTBE、硫磺回收装置；循环冷却水系统由冷却塔、循环水泵、循环水管网、加药设备、杀菌设备、旁滤等辅助设施组成。循环水系统的循环水冷却采用敞开式工业循环水冷却工艺。厂内各装置产品和设备使用的冷却水，经换热设备水温升高后，进到循环水厂内设的冷却塔，经其冷却后的水再用循环冷水泵打回到各装置冷却用水设备，进行循环使用。一、现有装置及生产规模昌邑石化现在拥有重交沥青、重油催化裂化、DCC、延迟焦化、连续重整+芳烃抽提、汽油加氢、柴油加氢、气体分馏、MTBE等主体装置，同时配套建设有供水、供汽、循环水系统、储运罐区、消防系统等公用工程，还有酸性水汽提、硫磺回收、低压瓦斯气回收、污水处理场、火炬、事故池等环保工程。全厂现有主要生产装置及其配套设施情况见表4。表4 现有主要生产装置及其配套设施情况表序号装置、设施名称设计能力2017年下半年实际加工量数量备注1主体装置常减压装置50104t/a01套已停用2重交沥青装置100104t/a01套已停用3重交沥青装置500104t/a232104t1套/4一套催化裂化装置50104t/a16.79104t1套/5DCC装置(二套催化)70104t/a36.67104t1套/6延迟焦化装置100104t/a52.04104t1套/7连续重整+芳烃抽提装置100104t/a55.49104t1套汽油质量升级项目二期8催化柴油加氢装置(一套加氢)30104t/a8.93104t1套/9混合柴油加氢精制(二套加氢)80104t/a33.13104t1套/10催化汽油加氢精制(三套加氢)80104t/a38.14104t1套汽油质量升级项目一期11柴油加氢改质联合装置180104t/a91.72104t1套12催化干气制氢装置(一套)4000Nm3/h01套已停用13焦化干气制氢装置(二套)10000Nm3/h12082Nm3/h1套/14气体分馏装置6104t/a01套已停用15气体分馏装置30104t/a14.67104t/a1套/16MTBE装置1104t/a01套已停用17MTBE装置6104t/a9.11104t1套/18聚丙烯装置2104t/a01套已停用19PSA装置6000Nm3/h5720Nm3/h1套/20储运工程储罐区1073000 m33个124台储罐，其中包括北厂区10个500m3的汽油罐已停用21原料油卸车区600吨/小时2座北厂区和南厂区各一座22产品装车区600吨/小时2座原料和成品油罐区各一座23油气回收装置500m32套原料罐区(三苯罐区)和成品油罐区各一套24公用工程新鲜水井850m3/h10口25循环水场42000m3/h5座26低压瓦斯气回收系统1套含30000m3气柜27火炬系统火炬3座分别为120m、80m、80m高28空分站540m3/min480m3/min2座29空压站2000m3/h1座30除盐水站400t/ht/h2座北厂区250t/h+160t/h+南厂区2120t/h31动力部年供汽能力为100万吨，年发电量为1.6亿kwh4台75t/h循环流化床锅炉+2台12MW抽凝式汽轮发电机组32环保工程硫磺回收装置(一套)2104t/a01套已停用33硫磺回收装置(二套)5104t/a0.96104t1套34酸性水汽提装置80t/h(最大120t/h)100t/h1/35污水处理厂500m3/hm3/h1座/2、 现状产品方案昌邑石化现在产品主要包括符合国家标准的汽油、柴油、液化气、丙烯、硫磺、MTBE、石油焦等。具体见表5。表5 昌邑石化现有产品情况统计表(2017年下半年)序号产品名称占总产品量的比率%数量(t/a)1汽油35.09%875228其中93#车用无铅汽油23.18%57826797#车用无铅汽油0.72%1801692#车用无铅汽油5.66%1412862柴油48.84%1218299-10#柴油21.37%5329920#柴油27.47%6853073液化气5.74%1430814丙烯1.64%408945硫磺0.36%89326苯0.95%236577石油焦5.76%1437588油浆1.53%381499干气0.09%2352合计100.00%2494349三、现有公用及辅助工程情况1、给水系统(1)新鲜水水源厂区现有新鲜水井10口，北厂区4口、南厂区2口、汽油加氢2口、罐区2口，联网使用。每眼水井设计出水量 60100m3/h，总设计量 850m3/h。昌邑石化现有新鲜水实际用量为770m3/h，尚有余量。(2)循环水系统目前昌邑石化全厂共设置5套循环水系统，北区：气分水场、重催水场；南区：焦化水场、DCC 水场及汽油加氢水场。南区水场概况为：焦化水场设计水量 6000 m3/h，供延迟焦化和加氢使用，裕量 2600 m3/h；DCC 水场设计水量 16000 m3/h，供常减压和催化使用，裕量 3000 m3/h；汽油加氢水场设计水量 4000 m3/h，供加氢使用，已无裕量。循环冷却水系统由冷却塔、循环水泵、循环水管网、加药设备、杀菌设备、旁滤等辅助设施组成。循环水系统的循环水冷却采用敞开式工业循环水冷却工艺。厂内各装置产品和设备使用的冷却水，经换热设备水温升高后，进到循环水厂内设的冷却塔，经其冷却后的水再用循环冷水泵打回到各装置冷却用水设备，进行循环使用。(3) 除盐水站现有厂区有两套除盐水装置，总制水能力为400 m3/h。其中南厂区除盐水装置位于DCC装置以东、DCC循环水场以北，有120 m3/h的RO两组；北厂区除盐水装置位于重催装置以东，重催空压站以南，有50 m3/h的RO两组、60 m3/h的RO一组，两用一备。正常情况下，两套除盐水装置各自独立运行，特殊情况下可联网运行。处理流程为多介质过滤器+反渗透+混床的模式，主要供给DCC、催化、重整、动力站等装置。(4)给水管网给水管网分为：新鲜水管网(包括生产给水及生活用水系统)、消防水管网。新鲜水主要供给全厂各生产装置、循环水场、除盐水站、动力部除盐水站等单元的生产给水；办公区等单元的生活用水。现有工程在装置区和罐区设置稳压消防水系统，均并网，供水压力0.81.2MPa。设有4座消防水加压泵站，分别位于成品油罐区（4台消防水泵、设计流量3384 m3/h）、北厂区重催装置东侧（3台消防水泵、设计流量1620 m3/h）、DCC装置公用工程区内（5台消防水泵、设计流量2628 m3/h），事故状态下可以将消防水池（人工湖）内水源供至全公司消防水管网。2、排水系统全厂排水系统采用雨污分流、清污分流、污污分流制。全厂分为生产废水和生活污水两个排水系统，其中生产废水又分为含盐污水、含硫污水、含碱污水、含油污水等管道排放系统。(1)含盐污水来自重交沥青电脱盐设施排出的含盐污水送污水处理站处理。(2)含硫污水含硫污水主要来自重交沥青装置、催化裂化、催化重整、加氢精制、延迟焦化、DCC等装置，各装置排出的含硫污水通过含硫污水管网送至酸性水汽提装置进行处理，处理后的出水一部分作为重交沥青蒸馏等装置进行回用，其余排入污水处理站进行进一步处理。(3)含油污水含油污水主要包括各装置的油水分离器排水、冷凝器排水、换热器及反应器的冲洗水、机泵冷却水、初期雨水、油罐切水及洗罐水等，各类含油污水均通过污水管网送至污水处理站进行处理。(4)含碱污水含碱污水主要来自重交沥青碱洗塔装置、催化裂化、催化重整等装置，与含油污水一起送至污水处理站进行处理。(5)生活污水厂区生活污水经化粪池处理后，排入污水处理站进行处理。(6)清净废水循环水厂和除盐水站产生的含盐污水为清净废水，排入污水处理站进行处理。(7)事故排水昌邑石化还设有事故排水系统，当发生事故时，应急事故消防水排入事故水池，待事故结束后送污水处理场进行处理。在南厂区西侧建有24000m3的应急水池及配套截断、输转设施。(8)外排污水含盐污水、含碱污水、含油污水、生活污水及初期的含油污水送污水处理站处理后达到石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）表1间接排放标准、污水排入城镇下水道水质标准（GB/T31962-2015）表1中A 级标准限值要求以及昌邑市海洋水业有限公司污水处理厂进水协议要求，然后排入昌邑市海洋水业有限公司污水处理厂，最终排入夹沟河。3、供汽昌邑石化现有供热汽源8处，分别为：依托的昌邑石化热电有限责任公司(动力部)、两套制氢装置、DCC、重催装置、延迟焦化装置、重交沥青和硫磺回收装置。厂内供热系统主管线全长约5.0km，供汽等级分两种：3.5MPa中压蒸汽管网和1.0MPa低压蒸汽管网。热网结构为南北向布置结构供各生产装置用汽，全厂供热管道敷设全部采用高管架布置。(1)依托的昌邑石化热电有限责任公司(动力部)基本情况依托的昌邑石化热电有限责任公司(动力部)现有主机装配规模为190t/h燃气锅炉、475t/h循环流化床蒸汽锅炉(其中2台煤气混烧)，配套212MW单抽凝汽式发电机组。热电锅炉总蒸汽能力300t/h，额定产汽参数5.29MPag、450。目前冬季运行3台循环流化床蒸汽锅炉，产汽量约170t/h；夏季运行1台循环流化床蒸汽锅炉，产汽量约65t/h。热电公司为供汽范围内用户提供生产用汽，同时承担城区居民的冬季取暖任务，有3条蒸汽供热主管线，覆盖周边全部工业蒸汽用户及城区北部居民小区；2007年建成了24.7km循环水供热主管线，覆盖城区南部交通街两侧居民小区及单位，设计循环水供热能力180万平米。除了满足城市供热，昌邑石化热电还需满足炼油厂供热需求。(2)现有装置自产汽情况昌邑石化现有装置分别自产中压蒸汽(3.5MPag)和低压蒸汽(1.0MPag)。中压蒸汽如DCC装置(内外取热器、循环油浆蒸汽发生器、冷剂循环、烟气余热锅炉)、两套制氢装置、连续重整、重催装置(外取热器、循环油浆蒸汽发生器)，总产汽量约184t/h。低压蒸汽如重催装置(余热锅炉、冷剂循环)、DCC、重整、柴油改质、延迟焦化、硫磺和重交沥青、苯抽提等装置，总产汽量194t/h。产供基本平衡。现状全厂的蒸汽平衡情况见表2.2-9。3.5Mpa蒸汽自产量184t/h、消耗量237t/h、动力部供给量53t/h；1.0Mpa蒸汽自产量194t/h、消耗量200t/h、动力部供给量6t/h。表6 现状蒸汽平衡表(t/h)序号装置或用户名称3.5MPa蒸汽1.0MPa蒸汽备注用汽产汽用汽产汽1汽油加氢装置1232DCC装置48-13542-543常减压装置40410000m3/h制氢装置14-1825延迟焦化装置215-26催化汽油加氢装置2827硫磺回收装置-104-158MTBE装置69重催装置25-5010气分装置611连续重整装置72-2410-31含芳烃抽提12柴油加氢装置3510-4813焦化汽柴油加氢装置614酸性水气提装置1415动力部-5516储运部1017管网损失及公用工程使用518DCC发电汽轮机2619全厂蒸汽消耗合计237-237200-200四、现有工程主要污染源情况现有工程废气主要包括再生烟气、硫磺回收尾气、锅炉烟气、各加热炉烟气、油气回收设施废气以及污染物的无组织排放。（1）再生烟气现有工程再生烟气包括70万t/aDCC装置再生烟气和重催装置再生烟气。DCC装置采用SCR脱硝、碱法脱硫和湿法静电除尘处理后经一根80米高排气筒排放，脱硝、脱硫、除尘效率分别为70%、85%、99%；重催装置再生烟气经高效袋式除尘器除尘和碱法脱硫后通过一根65米高排气筒排放，脱硫、除尘效率分别为85%、99.5%。本次评价期间收集了DCC装置2018年1-5月的在线监测数据以及重催装置2018年4月的例行监测数据，监测单位为潍坊久力环境保护监测有限公司。监测结果见表7。表7 再生烟气监测情况一览表污染源烟气量(m3/h)污染物排放情况排气筒参数排放浓度(mg/m3)排放速率(kg/h)排放量(t/a)70万t/aDCC装置（DA020）125363SO227.33.4228.75高度80m，内径2.6m，烟温200NOx42.75.3544.97烟尘31.13.9032.75重催装置（DA018）86167SO2927.9366.59高度65m，内径1.8m，烟温100NOx1851.59133.90烟尘46.23.9833.44由表6可知，70万t/aDCC装置再生烟气和重催装置再生烟气二氧化硫、氮氧化物排放浓度均满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中表3催化裂化催化剂再生烟气排放限值（SO2100 mg/m3，NOx200 mg/m3，颗粒物50 mg/m3）。（2）硫磺回收尾气现有工程共有一套5万t/a硫磺回收装置和一套2万t/a硫磺回收装置，其中2万t/a硫磺回收装置为5万t/a硫磺回收装置的备用硫磺回收装置，两套装置尾气均采用加氢+甲基二乙醇胺溶液吸收+焚烧处理后由同一根130m高烟囱排放。本次评价期间收集了2018年8月份的在线监测数据，监测情况见表8。表8 硫磺回收尾气监测情况一览表污染源烟气量(m3/h)污染物排放情况排气筒参数排放浓度(mg/m3)排放速率(kg/h)排放量(t/a)硫磺回收（DA015）59227SO21106.5254.77高度130m，内径1.6m，烟温150NOx19.91.1799.9烟尘2.930.171.43由表8可知，硫磺回收尾气中SO2、烟尘和氮氧化物排放浓度能够满足山东省区域性大气污染物综合排放标准(DB37/2376-2013)表1标准（SO2200 mg/m3，颗粒物30 mg/m3，NOx300 mg/m3）要求。（3）锅炉烟气现有工程共设有4台75t/h燃煤锅炉（年运行时间6360h），燃煤锅炉烟气经过石灰石-石膏法脱硫、SCR脱硝和湿电除尘处理后由一根120m高烟囱排放，脱硫、脱硝和除尘效率分别为85%、70%、95%，本次评价收集了2018年1-5月份的锅炉烟气在线监测数据，监测数据情况见表9。表9 动力部锅炉烟气监测情况一览表污染源烟气量(m3/h)污染物排放情况排气筒参数排放浓度(mg/m3)排放速率(kg/h)排放量(t/a)动力部锅炉烟气（DA001）433169SO229.912.9582.37高度120m，内径2m，烟温160NOx81.526.73224.53烟尘8.343.6122.98由表9可知，现有工程锅炉烟气中主要污染物二氧化硫、烟尘和氮氧化物排放浓度能满足关于加快推进燃煤机组（锅炉）超低排放的指导意见（鲁环发201598号）中燃煤锅炉的排放限值（SO250 mg/m3，NOx100 mg/m3，颗粒物10 mg/m3）。（4）各加热炉烟气现有工程各加热炉均采用脱硫干气为燃料，干气中硫含量为20ppm。重交沥青装置能量系统优化改造项目加热炉内安装了高效低氮燃烧器。本次评价期间收集了重交沥青装置能量系统优化改造项目加热炉2018年1-5月的在线监测数据以及其他各装置2018年4月份的监测数据，监测结果见表10。表10 加热炉烟气监测数据一览表污染源烟气量(m3/h)污染物排放情况排气筒参数排放浓度(mg/m3)排放速率(kg/h)排放量(t/a)重交沥青装置能量系统优化改造项目加热炉（DA019）71537SO225.51.8215.32高度60m，内径3.016m，烟温200NOx47.13.3728.30烟尘8.650.625.2080万吨/年汽柴油加氢精制装置进料加热炉（DA006）23764SO2912.1618.17高度40m，内径1.3m，烟温150NOx1373.2627.35烟尘16.90.403.37180万吨/年柴油加氢改质装置加热炉（DA011）24031SO2831.9916.75高度50m，内径1.9m，烟温160NOx1453.4829.27烟尘15.30.373.0980万吨/年汽油加氢装置一段加热炉（DA012）2443SO2900.221.85高度37m，内径0.9m，烟温165NOx1470.363.02烟尘16.40.040.34重整四合一炉（DA010）113237SO29710.9892.27高度85m，内径3.35m，烟温165NOx13615.4129.36烟尘18.92.1417.98重整抽提重沸炉（DA009）108256SO29410.1885.48高度75m，内径2.7m，烟温180NOx14315.48130.04烟尘19.22.0817.4680万吨/年汽柴油加氢精制装置分馏塔底重沸炉（DA007）23072SO2872.0116.86高度35m，内径1.3m，烟温150NOx1353.1126.16烟尘17.70.413.4380万吨/年汽柴油加氢精制装置转化炉（DA008）58961SO2935.4846.06高度35m，内径1.3m，烟温150NOx1418.3169.83烟尘18.21.079.01延迟焦化加热炉（DA005）55180SO2925.0842.64高度80m，内径1.8m，烟温100NOx1417.7865.36烟尘18.51.028.5780万吨/年汽油加氢装置二段加热炉（DA013）9393SO2870.826.86高度30m，内径0.9m，烟温150NOx960.907.57烟尘14.70.141.16由表9可知，项目的加热炉包括重交沥青、催化裂化、催化重整、柴油加氢改质、延迟焦化、柴油加氢等装置的加热炉，加热炉燃料为厂内自产燃料气，各加热炉烟气中的污染物排放浓度均满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中表3工艺加热炉排放限值（SO250 mg/m3，NOx100 mg/m3，颗粒物10 mg/m3）要求。（5）油气回收设施废气现有工程目前成品油罐区设有两套油气回收装置，处理能力为1000Nm3/h，采用三级冷凝工艺，油气回收效率为97%以上，装卸车过程中产生的油气到增压风机，经过预冷、三级冷凝处理后，冷凝液汇入暂存罐，用油泵送回装置区或罐区；三级冷凝过程中产生的不凝气直接排放。本次评价期间收集了2018年6月份的油气回收设施监测数据，监测单位为山东华一检测有限公司，监测结果见表11。表11 现有工程油气回收设施废气监测数据一览表采样点位采样日期检测项目检测结果(mg/ Nm3)第一次第二次第三次DA016排气筒进口2018.6.21非甲烷总烃258052564325974DA016排气筒出口2018.6.21非甲烷总烃762756765DA017排气筒进口2018.6.21非甲烷总烃250442536724892DA017排气筒出口2018.6.21非甲烷总烃735748736由上表可知，现有工程油气回收设施排气筒非甲烷总烃的去除效率满足石油炼制工业污染物排放标准(GB31570-2015)表4大气污染物特别排放限值的要求（去除效率97%）。（6）污水站废气本公司现有污水处理站各处理单元采用加盖密闭处理，收集后通过 “生物滴滤+生物滤池+吸附再生”工艺处理后由一根20m高排气筒排放。本次评价期间收集了2018年4月份的污水站排气筒监测数据，监测结果见表12。表12 现有污水站废气监测数据一览表采样点位采样日期检测项目检测结果(mg/ Nm3)标干流量（Nm3/h）排放速率（kg/h）污水站排气筒进口2018.4苯3.05536480.164甲苯11.520.618二甲苯15.080.809非甲烷总烃110.525.929硫化氢0.1150.006由上表看出，现有污水站废气经过生物除臭系统除臭后，硫化氢的排放可以满足恶臭污染物排放标准（GB14554-93）表2恶臭污染物排放标准值；苯、甲苯、二甲苯、非甲烷总烃均能够满足石油炼制工业污染物排放标准（31570-2015）表4大气污染物特别排放限值要求。（7）无组织排放本次评价期间收集了2018年3月份的厂界监测数据，监测结果见表13，监测布点示意图如下。表13 现有工程厂界无组织废气监测数据一览表检测项目检测日期检测点位及结果上风向下风向1#下风向2#下风向3#非甲烷总烃(mg/m3)2018.3.51.161.531.731.65苯(mg/m3)2018.3.50.0950.1130.1050.096甲苯(mg/m3)2018.3.50.1120.1450.1370.135二甲苯(mg/m3)2018.3.50.1250.1720.1530.168氯化氢(mg/m3)2018.3.50.050.090.060.08颗粒物(mg/m3)2018.3.50.3150.3580.3760.363臭气浓度(无量纲)2018.3.512181717苯并芘(mg/m3)2018.3.52.710-64.210-65.010-63.810-6硫化氢(mg/m3)2018.3.50.0080.0100.0150.012氨(mg/m3)2018.3.50.030.080.050.06由上表可知，厂区边界各监测点颗粒物、氯化氢、苯并芘、苯、甲苯、二甲苯、非甲烷总烃的浓度均满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）中表5企业边界大气污染物浓度限值（颗粒物1.0 mg/m3，氯化氢0.2 mg/m3，苯并芘0.000008 mg/m3，苯0.4 mg/m3，甲苯0.8 mg/m3，二甲苯0.8 mg/m3，非甲烷总烃4.0 mg/m3）要求；氨、硫化氢和臭气浓度的浓度均满足恶臭污染物排放标准（GB14554-93）表1二级标准（氨1.5 mg/m3，硫化氢0.06 mg/m3，臭气浓度20）。2、 废水产生情况及治理措施现有工程废水产生量共297.13m3/h，包括101.3m3/h酸性废水、142.36m3/h清净下水、53.47m3/h其余废水。现有工程酸性水经过酸性水汽提装置处理后与其余废水一起送污水处理站预处理后送昌邑市海洋水业有限公司污水处理厂深度处理排入夹沟河支流。现有工程污水处理站设计污水处理能力为500m3/h，设计进水水质为“COD5000mg/L，氨氮100mg/L，挥发酚10mg/L，石油类120mg/L，硫化物25mg/L”，设计出水水质“COD500mg/L，氨氮45mg/L，挥发酚1mg/L，石油类20mg/L，硫化物1mg/L”，设计处理工艺采用“隔油+两级气浮+ A/O”。表15 2018年5月份现有污水处理站在线监测数据一览表时间项目数值个数(个)超标个数(个)超标率(%)最小值(mg/L)最大值(mg/L)平均值(mg/L)2018年4月COD7440010.9380.331.2氨氮744002.3522.93.18表16 2018年4月份现有污水处理站例行监测数据一览表检测点位检测项目计量单位检测结果污水总排口pH/7.98悬浮物mg/L68总磷mg/L0.07总氮mg/L36.8五日生化需氧量（BOD5）mg/L84.2氟化物mg/L0.06硫化物mg/L未检出苯mg/L未检出甲苯mg/L未检出二甲苯mg/L未检出乙苯mg/L未检出挥发酚mg/L未检出氰化物mg/L未检出总钒mg/L未检出由表15和表16可知，现有工程废水经过污水处理站处理后水质能满足石油炼制工业污染物排放标准（GB31570-2015）表1间接排放标准要求、污水排入城镇下水道水质标准（GB/T31962-2015）表1中A 级标准限值要求以及昌邑市海洋水业有限公司污水处理厂进水协议要求。3、噪声现有工程噪声源主要包括各类加热炉、压缩机、空冷器、风机以及机泵等，近期对现有厂界噪声进行了监测，监测结果见表17。表17 现有工程厂界噪声监测结果一览表 单位：dB(A)监测点位昼间夜间北厂界外靠西侧1#监测点54.246.5北厂界外靠中侧2#监测点53.946.3北厂界外靠东侧3#监测点53.746.9东厂界外靠北侧4#监测点53.446.6东厂界外靠北侧5#监测点52.446.8东厂界外靠中侧6#监测点53.847.1东厂界外靠南侧7#监测点52.546.7南厂界外靠东侧8#监测点53.547.8南厂界外靠东侧9#监测点55.648.1南厂界外靠西侧10#监测点57.148.9南厂界外靠西侧11#监测点56.347.3西厂界外靠南侧12#监测点54.946.5西厂界外靠南侧13#监测点53.645.9西厂界外靠中侧14#监测点56.746.7西厂界外靠中侧15#监测点55.946.1西厂界外靠北侧16#监测点53.645.9西厂界外靠北侧17#监测点54.546.3标准6555由表17可知，现有工程各厂界昼间、夜间环境噪声值均满足工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008)的3类功能区标准的要求。4、固废昌邑石化现有工程产生的固体废物主要是废催化剂、废碱渣、油泥等，各类固体废物的产生及排放情况见表18。表18 现有工程固体废物产生及排放情况表废物名称废物代码废物类别有害物质名称物理性状实际产生量(吨)去向处置单位废催化剂251-017-50HW50粉尘固态2264.6委托处置河北欣芮再生资源利用有限公司废催化剂251-019-50HW50粉尘固态79.18委托处置河北欣芮再生资源利用有限公司废碱渣251-015-35HW35氢氧化钠液态548暂存山东环沃环保科技有限公司污泥251-002-08HW08石油类、重金属固态1367.76委托处置合肥远大燃料油有限公司浮渣251-004-08HW08石油类液态3148本公司焦化装置综合利用/粉煤灰/固态16477.52外卖潍坊兆鑫建材有限公司炉渣/固态4119.88外卖潍坊兆鑫建材有限公司合计28004.94现有工程固废产生量28004.94t/a，其中危险废物产生量为7407.54t/a，一般固废产生量为20597.4t/a。其中废催化剂、废碱渣等分别暂存在废催化剂罐、废碱渣罐中，污泥暂存场所为露天设置，不能满足危险废物堆放防风、防雨、防晒的要求。现有工程一般固废外卖处理，危废暂存后交由有资质的单位处理。公司设置了专门危险固废处置机构，作为厂内环境管理、监测的重要组成部分，主要负责危险固废的收集、贮存及处置。按照与河北欣芮再生资源利用有限公司和合肥远大燃料油有限公司所签订的协议（协议见附件），定期将危险废物交由该公司处置。公司按月统计了各厂区、各车间的危险废物种类、产生量、暂存时间、交由处置时间等，并按月向当地环保部门报告。危险废物的转移遵从危险废物转移联单管理办法及其他有关规定的要求（危险废物转移五联单见附件），并禁止在转移过程中将危险废物排放至环