加气公司建设LNG加气站项目环境影响报告书参考模板范本

建设项目基本情况项目名称××市××加气站服务有限公司（××石化加油站）建设LNG加气站项目建设单位××市××加气站服务有限公司法人代表联系人通讯地址联系电话传真/邮编建设地点立项审批部门××市××区发展改革局批准文号建设性质新建□改扩建■技改□行业类别及代码F5266机动车燃气零售占地面积1826.8m2绿化面积/总投资(万元)1180其中环保投资(万元)67.0环保投资占总投资比例5.68评价经费(万元)/预期投产日期2019.11工程内容及规模：一、概述1、项目背景近年来，能源短缺和环境恶化日益加重，调整能源结构，增加绿色能源的使用已成为必然的选择，燃气汽车以其环保、节能为天然气行业的发展提供了广阔的空间。天然气是一种优质、高效、清洁的能源，具有使用方便、热值高、无毒、燃烧后不留残渣等优点。发展天然气工业对于优化能源结构、保护生态环境、促进国民经济和社会可持续发展，具有十分重要的意义。在汽车能源消费领域，用清洁燃气替代成品油以降低汽车废气排放对环境的严重影响是当今现代化城市的通常做法，而天然气优于其他品种燃油和燃气的清洁特性已成为许多城市发展燃气汽车的首选能源。为了满足城市发展清洁能源需要，保护城市环境，降低汽车尾气污染，提高空气质量，××市××加气站服务有限公司（成立于2019年2月18日）与××市××石化加油站在××石化加油站内合资新建LNG加气站项目，该项目已于2018年10月12日××市××区发展改革局以“榆区政发改发﹝2018﹞404号”文号同意开展前期工作。项目占地面积为1826.8m2，总投资为1180万元。主要建设LNG加气机、LNG储罐以及配套的辅助设施。××市××石化加油站成立于2008年9月26日，主要从事汽油、柴油、煤油等销售，2014年12月15日取得了××省商务厅《成品油零售经营批准证书》，并于2017年7月7日在××市安全生产监督管理局取得了《危险化学品经营许可证》。2008年7月××市××石化加油站在××市××区鱼河峁镇西岔大队投资建设“××石化加油站项目”，项目总占地面积为3333m2，主要建设2台单枪汽油加油机、6台单枪柴油加油机、1座30m3汽油储罐、5座30m3柴油储罐以及配套的辅助设施。根据《汽车加油加气站设计与施工规范（2014年版）》柴油罐容积折半计算原则，该加油站油罐总容积为105m³，因此该加油站属于二级加油站。该项目已于2008年7月16日在××市环境保护局××分局进行登记备案，并于2016年10月28日通过了××市环境保护局××分局关于该项目竣工环境保护验收，具体详见附件。该加油站自2008年8月开始运营至今，未发生重大环境事故及其他事故，且××市××石化加油站已于2018年编制完成了《××市××石化加油站突发环境事件应急预案》，并在××市环境保护局××分局进行备案。2、环境影响评价过程根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》（国务院第682号令）、《建设项目环境影响评价分类管理名录（2017年9月1日实施）》及生态环保部令第1号“关于修改《建设项目环境影响评价分类管理名录》部分内容的决定”等有关规定，本项目属于“四十、社会事业与服务业”—“124加油、加气站”，本项目需做环境影响报告表。××市××加气站服务有限公司于2019年8月30日委托我单位对本项目进行环境影响评价（见附件）。我公司受委托后，组织技术力量进行了现场踏勘，对项目所在区域自然环境及工程概况进行了深入调查和了解，并收集相应的有关资料。同时，对项目可能给周边环境带来的影响进行分析，并针对项目建设和运营可能出现的环境污染提出可行的对策措施，按照“达标排放”的原则，本着“科学、公正、客观、严谨”的态度，编制了本项目的环境影响报告表。3、分析判定相关情况⑴产业政策符合性分析根据《产业结构调整指导目录(2011年本)》（2013年修正）中具体内容，本项目不属于限制类、淘汰类项目，本项目加气站属于其中的鼓励类第七项“石油、天然气”中第7条“天然气分布式能源技术开发与应用”。2018年10月12日××市××区发展改革局以“榆区政发改发﹝2018﹞404号”文号同意开展本项目前期工作，项目符合国家及地方产业政策。⑵与《市政府办关于印发××市天然气液化产业发展规划（2013-2020）的通知》（榆政办发〔2013〕83号）符合性分析依据《市政府办关于印发××市天然气液化产业发展规划（2013-2020）的通知》（榆政办发〔2013〕83号）文中：1.3××发展现状与趋势“随着新的《天然气利用政策》的出台，国家允许建设用于调峰和储备的小型天然气液化设施，鼓励建设LNG汽车加气设施”；8.1环境保护目标中“坚持科学发展观，以统筹规划、合理布局、保护环境为原则，实现天然气液化产业开发利用与清洁生产、安全低耗、节能环保协调发展”；本项目LNG加气站属于LNG汽车加气设施，且属于清洁能源，有利于推进绿色发展、低碳发展的目标，符合规划中相关要求。⑶与《市政府办关于进一步调整优化全市LNG加气站布点的通知》（榆政办函〔2015〕79号）的符合性分析本项目与《市政府办关于进一步调整优化全市LNG加气站布点的通知》（榆政办函〔2015〕79号）的符合性分析见表1。表1与《通知》（榆政办函〔2015〕79号）符合性分析序号《通知》内容本项目符合情况分析符合性1一、统筹优化布点，LNG加气站布点优先安排有扩建条件的现有加油站，鼓励建设油气合建站，合理使用土地资源，注重安全，节能和环境保护，提高资源利用效率，打造绿色低碳交通体系。本项目LNG加气站拟建于××石化加油站内，属于油气合建站，项目建设不新增用地，符合优化布点的要求。符合2二、下放审批权限，LNG加气站项目审批实行备案制管理，项目审批下放县区（经济开发区）投资管理部门；本项目已取得××市××区发展改革局开展前期工作的通知，审批下放到××区；符合下放审批权限要求。本项目已取得××市××区发展改革局的备案文件，审批下放到××区，符合下放审批权限要求。符合3三、加强规划管理，神木、府谷（省直属县）和靖边（扩权强县）的LNG加气站点布点优化调整，由各县根据实际情况自行进行合理规划。本项目位于××市××区鱼河峁镇西岔大队，符合××市××区规划，且已取得备案，符合规划管理。符合4四、布点调整优化，各县区要根据本次调整优化意见进一步加大行业管理力度，防止重复建设，恶性竞争，确保产业健康发展。根据调查，本项目距离最近的加油站为东侧约2.5km处的鑫源加油城，符合布点调整优化要求。符合综上，本项目的建设符合《市政府办关于进一步调整优化全市LNG加气站布点的通知》（榆政办函〔2015〕79号）中的相关要求。⑷与《××区LNG加气站专项规划（2018~2022年）》符合性分析根据《××区LNG加气站专项规划（2018~2022年）》中相关内容，加强LNG加气站规划管理，进一步合理对××区LNG布点进行优化。本项目的建设于《专项规划》布点附表“39鱼河峁西岔加气站”在××石化加油站内新增建设LNG加气服务，符合《专项规划》（规划附表见附件）。⑷“三线一单”符合性分析本项目与“三线一单”符合性见表2。表2项目与环评[2016]150号文符合性一览表“三线一单符合性”分析本项目的建设条件是否符合要求生态保护红线根据××市“多规合一”检测结果，本项目不涉及生态红线。符合环境质量底线本项目区域环境质量现状一般；根据环境影响分析，若能依照本环评要求的措施合理处置各项污染物，则本项目在建设阶段及生产运行阶段，各项污染物对周边的环境影响较小，不触及环境质量底线。符合资源利用上线本项目属于F5266机动车燃气零售行业，主要能源消耗为水、电，项目用水主要为生活用水，且项目加气站用电量少，不触及能源利用上线。符合负面清单本项目属于F5266机动车燃气零售，根据《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013年修正）分析，项目属于允许类。符合通过上表对照，项目的建设符合环境保护部《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》（环环评〔2016〕150号）要求。⑸与“多规合一”符合性分析本项目与××市“多规合一”符合性分析见表3。表3项目选址“一张图”控制线检测结果表控制线名称检测结果及意见符合性分析土地总体利用规划该项目涉及有条件建设区，建议与国土部门对接本项目建设于××石化加油站内，不新增用地城镇总体利用规划符合符合产业园区总体利用规划//林地保护利用规划符合/生态红线符合符合文物保护紫线（县级以上保护单位）符合符合危险化学品企业外部安全防护距离控制线//河道规划治导线//基础设施廊道控制线（电力类）符合符合基础设施廊道控制线（长输管线类）符合符合基础设施廊道控制线（交通类）以实地踏勘结果为准符合综上所述，本项目不在生态红线保护范围内，用地不属于自然保护区、生态敏感性脆弱区、特殊地貌景观区等，环境质量现状说明所在地环境尚有承载力。站址远离居民、学校等环境敏感点本项目属于机动车燃料零售行业，主要进行天然气储存和销售，从环境保护方面以及环境影响方面分析，本项目选址合理。⑹与《汽车加油加气站设计与施工规范(2014年修订)》符合性分析本项目建设于××石油加油站内，加油站现有1座30m3汽油储罐、5座30m3柴油储罐，本次项目拟建1座60m3立式LNG储罐，根据《汽车加油加气站设计与施工规范(2014年修订)》(GB50156-2012)加油加气站等级划分见表4。表4加油与LNG加气合建站的等级划分合建站等级LNG储罐总容积（m3）LNG储罐总容积与油品储罐总容积合计（m3）CNG储气设施总容积（m3）一级≤120150＜V≤210≤12二级≤6090＜V≤150≤9三级≤60≤90≤8注：1、柴油储罐可折半计入油罐总容积；2、当油罐总容积大于90m3时，油罐单罐容积不应大于50m3，当油罐总容积小于或等于90m3时，汽油单罐容积不应大于30m3，柴油罐单罐容积不应大于50m3；3、LNG储罐的单罐容积不应大于60m3。经计算，本项目加油加气合建站总容积为165m3，且单罐容积均符合合建站设计要求，因此本项目属于一级合建站。根据《汽车加油加气站设计与施工规范(2014年修订)》(GB50156-2012)，本项目新建的LNG加气站设备与站外建(构)筑物的安全间距见表5。表5LNG设备与站外建(构)筑物的安全间距(m)站外建(构)筑物地上LNG储罐放散管口、加气机LNG卸车点符合性分析规范要求项目实际建设规范要求项目实际建设规范要求项目实际建设重要公共建筑物80无50无50无符合明火地点或散发火花地点35无25无25无符合民用建筑物保护类别一类保护物35无25无25无符合二类保护物25无16无16无符合三类保护物18无14无14无符合35无25无25无符合丙、丁、戊类物品生产厂房、库房和丙类液体储罐，以及容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐25无20无20无符合室外变配电站407130703056符合铁路80无50无50无符合城市道路快速路、主干路1243.8824.7836.7符合次干路、支路10无6无6无符合架空通信线1倍杆高符合要求0.75倍杆高符合要求0.75倍杆高符合要求符合架空电力线无绝缘层1.5倍杆(塔)高符合要求1倍杆(塔)高符合要求1倍杆(塔)高符合要求符合有绝缘层1.5倍杆(塔)高符合要求0.75倍杆(塔)高符合要求0.75倍杆(塔)高符合要求符合由表5中数据得知：本项目工艺设施与站外建、构筑物的安全防火距离是满足《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）（2014年修订）等规定中相关要求。⑺与《“十三五”挥发性有机物污染防治工作方案》符合性分析根据《“十三五”挥发性有机物污染防治工作方案》中第四条中说明：“推广新能源和清洁能源汽车，倡导绿色出行和环保驾驶。”本项目属于为燃气新能源汽车提供清洁燃料的项目，因此，符合该工作的方案的目标和要求。⑻与《××省人民政府关于印发铁腕治霾打赢蓝天保卫战三年行动方案（2018-2020年）（修订版）》的相符性表6项目与《行动方案》的相符性分析一览表《××省人民政府关于印发铁腕治霾打赢蓝天保卫战三年行动方案（2018—2020年）（修订版）》要求本项目实际情况相符性抓好天然气产供储销体系建设。本项目属于液化天然气销售服务符合严格施工扬尘监管。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。重点区域建筑施工工地要做到工地周边围挡、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”。严格渣土运输车辆规范化管理，渣土运输车要密闭。本项目施工期拟做到工地周边围挡、物料堆放覆盖、土方开挖湿法作业、路面硬化、渣土车辆密闭运输。项目施工期严格控制渣土运输车辆规范化管理，渣土运输车要密闭。符合⑼与《××市铁腕治污二十二项攻坚行动方案》符合性分析根据××市铁腕治污二十二项攻坚行动方案(中共××市委办公室榆办字[2019]107号)第四条建筑工地扬尘专项治理行动，严格监管施工扬尘，督导所有建筑工地做到工地周边围挡、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”；严格执行扬尘治理“红黄绿”监管管理制度，安装视屏监控和扬尘在线监测系统并联网管理。本项目施工期物料采用密闭输送设备作业的，必须在装卸处配备吸尘、喷淋等防尘设施，并保持防尘设施的正常使用，严禁露天装卸作业和物料干法作业，符合××市铁腕治污二十二项攻坚行动方案建筑工地扬尘专项治理行动。⑽选址合理性分析本项目位于××石化加油站院内，不新增用地。项目符合国家产业政策，符合《市政府办关于印发××市天然气液化产业发展规划（2013-2020）的通知》（榆政办发〔2013〕83号）、《市政府办关于进一步调整优化全市LNG加气站布点的通知》（榆政办函〔2015〕79号），加气站建设满足《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012，2014年局部修订版）等相关距离要求，厂界与交通道路距离满足《公路安全保护条例》中控制区范围。项目周围无国家重点保护的文物古迹、珍稀动植物及稀有矿藏、水源地和生态敏感点等环境保护目标。项目建设不在自然保护区、风景名胜区，不在生态保护红线管控范围内，根据现场勘查，未发现不良地质现象。距离项目最近的敏感点为东侧445m的鱼河峁村住户，在落实环评报告提出的环境保护措施基础上，对周围环境的影响较小。另外，项目涉及的主要危险物质为液化天然气。环境风险潜势为I，主要事故类型为汽油、柴油、LNG储气罐泄漏及火灾、爆炸事故。项目采取环评提出可行的防范措施前提下，风险水平是可以接受的。且项目区域交通运输道路便捷，便于LNG运输。综上所述，项目选址合理。4、关注的主要环境问题及环境影响①施工期间关注的主要环境问题：施工过程中产生废气、废水、噪声及固废采取的防治措施是否可行。重点关注项目在施工阶段对扬尘的控制措施和车辆运输道路沿线的污染治理措施是否可行，以及挖、填方过程中产生的土方如何合理处置；②营运期间关注的主要环境问题：废气、噪声采取的防治措施是否可行。重点关注项目运营过程中的环境风险。5、评价总结论项目符合国家产业政策，选址合理，在认真落实工程设计和本报告提出的各项污染防治措施、生态保护措施和环境风险防范措施，强化环境风险管理，确保环保设施正常稳定运行的前提下，污染物能够达标排放，对周围环境影响小。从满足环境质量目标的角度分析，项目建设可行。二、现有工程概况1、现有工程环评及验收情况××市××石化加油站位于××市××区鱼河峁镇西岔大队，于2007年8月18日开工建设，于2008年8月17日建成试运行，主要销售汽油、柴油。主要建设6座地埋式储油罐（1座30m3汽油储罐、5座30m3柴油储罐）、8台单枪加油机（2台汽油加油机、6台柴油加油机）、站房以及配套的辅助设施。现有加油站环评及验收情况见表7。表7现有工程环境影响评价及环保验收情况一览表项目名称主要建设内容建设情况销售情况环评审批情况环保验收情况××市××石化加油站6座地埋式储油罐、8台单枪加油机、站房以及配套的辅助设施已建成年销售汽油500t、柴油1500t已于2008年7月16日于××市环境保护局××分局登记备案已于2016年10月28日通过了××市环境保护局××分局2、现有工程组成情况××石化加油站现有工程组成见表8。表8已建成工程组成一览表分类工程名称主要工程内容备注主体工程加油站棚罩建设1座钢结构加油棚罩，占地面积873.6m2(36.4m×24m×6m)。主要建设8台单枪加油站。年销售汽油500t，柴油1500t。已建成储运工程储油区项目储油区设置6个30m3储油罐，均为地埋式储罐，采用6mm厚钢板无缝焊接双层储罐，其中1个汽油储罐，5个柴油储罐。储油区占地面积为309.6m2，位于加油站区东北角。已建成辅助工程营业、办公室、配电室两层砖混结构，占地面积为441.6m2，南侧紧邻加油棚罩。已建成消防器材加油站区设置推车式干粉灭火器、手提式干粉灭火器、灭火毯及灭火沙等消防器材。加油、加气区和储气区拟设置可燃气体探测器。已建成车辆清洗区加油站内已建一座彩钢结构车辆清洗区，占地面积为56m2，位于加油站东出入口处。要求整改锅炉房项目已建1座锅炉房，主要为员工冬季取暖，锅炉房设置1台1t/h燃煤锅炉。要求整改煤堆场主要用于锅炉燃料煤堆放，位于站区东北区。要求整改公用工程供水项目用水主要为员工及流动人口人员生活用水和车辆清洗用水，用水总量约为4.6m3/d，由站内自备水井提供。已建成排水项目废水主要为员工及流动人员生活污水和车辆清洗废水。废水量约为4.06m3/d，车辆清洗废水经沉淀池沉淀处理后循环利用，不外排；加油站内已建防渗旱厕，旱厕内污物定期清掏外运，员工洗漱废水用于站内泼洒。已建成供暖由1t/h燃煤锅炉提供要求拆除供电由市政供电电网统一提供。已建成环保工程废气治理加油废气项目废气主要为加油以及油品储存过程产生的挥发性有机废气，以非甲烷总烃计。项目卸油采用密闭卸油方式，设置1套油气回收装置，卸油和油气回收接口安装截流阀、密封式快速接头、帽盖；加油岛使用的2台汽油加油机设置平衡式密闭油气回收系统1套。回收的油气进行三次油气回收，采用“吸附+冷凝”的方法，油气回收效率为99%，回收的冷凝的油品进入汽油储罐内。符合要求锅炉烟气燃煤锅炉烟气由1根15m高排气筒排放。要求拆除废水治理项目废水主要为员工及流动人员生活污水和车辆清洗废水。车辆清洗废水经沉淀池沉淀处理后循环利用，不外排；加油站内已建防渗旱厕，旱厕内污物定期清掏外运，员工洗漱废水用于站内泼洒。符合要求噪声治理采取隔声、减振等综合降噪措施符合要求固体废物处置措施废物代码为900-249-08，油渣清出后使用密闭的专用容器贮存，直接委托有资质单位清运处置，不在站内贮存；废活性炭由厂家进行更换，更换后由厂家回收，不在站内贮存。符合要求地下水储油罐采用6mm厚钢板无缝焊接双层储罐，储油罐外层设防腐层，防腐层采用4层环氧煤沥青漆油+3层涂布防腐设计；油罐埋放区油罐埋深地下3m左右，采用20cm厚混凝土垫层，四周及底部采取3层土工膜加3层环氧煤沥青漆油防渗，防渗层的防渗系数不低于6.0cm厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。设置双层地埋式输油管道。储油罐区设置1座地下水监测井。加油站内其他区域（除绿化带外）全部进行硬化处理。符合要求三、项目概况1、地理位置本项目位于××市××区鱼河峁镇西岔大队（××石化加油站内），建设位置坐标为东经109°55'28.59"、北纬37°58'02.17"。站址东侧450m为鱼河峁村，南侧（站前）10m为G210国道，西、北均为农田。项目地理位置见附图1，四邻关系见附图2。2、项目规模及内容⑴建设内容本项目主要建设内容为LNG储罐区、加气区以及配套的辅助设施，项目在××石化加油站内建设，不新增用地。项目工程组成见表9。表9工程项目组成一览表工程类别工程名称建设内容备注主体工程加气棚罩拟建1座钢结构加气棚罩，占地面积704m2(32m×22m×6m)。主要建设4台双枪LNG加气机。年销售LNG6000t。新建储气区储气区建设1座60m3地上立式LNG储罐，一套LNG泵橇装设备，一套BOG回收系统，占地面积为117m2。储罐区四周设高1m围堰（地下部分0.35m，地上0.65m），长12.65m，宽9.25m，容积约为76m3。围堰采用钢筋混凝土结构，内侧使用耐低温防火涂料进行防护。新建辅助工程营业、办公室、配电室两层砖混结构，占地面积为116.2m2，位于加气区北侧。新建消防器材加气区、储气区设推车式干粉灭火器、手提式干粉灭火器、灭火毯及灭火沙等。加气区、储气区拟设置可燃气体探测器。新建公用工程供水项目用水主要为员工及顾客生活用水，用水总量约为4.6m3/d（1462m3/a），由现有供水系统提供。依托排水项目废水主要为员工及顾客产生的生活污水，生活污水量约为2.56m3/d（934.4m3/a），合建站区内已设置防渗旱厕，旱厕内污物定期清掏外运，员工洗漱废水用于泼洒抑尘。依托供电引自鱼河峁村供电电网，380V/220V埋地敷设至站内配电室，年用电量8.6万kwh。新建供暖员工冬季采暖使用燃气壁挂炉，所用燃气由LNG气化提供。新建环保工程废气项目废气主要为LNG储存以及加气过程产生的挥发性有机废气，以非甲烷总烃计。LNG储罐区设置气动紧急切断阀、BOG回收系统；加气区设置拉断阀、自密封阀等。新建废水项目废水主要员工及顾客产生的生活污水，生活污水量约为2.56m3/d（934.4m3/a），合建站区内已设置防渗旱厕，旱厕内污物定期清掏外运，员工洗漱废水用于泼洒抑尘。依托噪声LNG卸车采用封闭式操作；泵类等高噪声设备采用隔音、减振等措施；在合建站进出口设置禁鸣以及限速等标志。新建固体废物站区已设垃圾桶，生活垃圾经收集后由环卫部门统一清运。3、原辅材料及用量本项目项目天然气由××洁和运输有限公司提供，运输方式由供应方专用槽车运入站内，项目能耗主要是水、电，用水来源依托加油站现有供水设施，用电由鱼河峁村电网接入。项目原辅料及能源消耗具体情况见表10。表10主要原辅料及能源消耗情况序号名称单位数量来源运输方式1LNGt/a6000××洁和运输有限公司槽车运输2电kWh/a8.6×104鱼河峁村供电电网/3水m3/a228.1依托加油站现有供水设施/4、项目LNG气源参数及物化参数项目LNG来源于××洁和运输有限公司，质量稳定，交通便利，可为本项目提供长期可靠气源，LNG天然气气质参数见表10，LNG天然气主要物化参数见表12。表11LNG天然气气质参数表项目组分单位数值CH4%95.886C2H6%3.135C3H8%0.567N2%0.152其它%0.093注：表中气体体积的标准参比条件是101.325kpa，20℃。表12LNG天然气主要物化参数表序号参数单位数值1沸点℃（latm）-1622燃点℃6503密度kg/m³（-162℃）4304气液体积比（0℃，latm）/（20℃，latm）560.207/601.2485蒸发潜热Kj/kg（理论计算）489.315、储运方案LNG运输环节由LNG供应商承担，天然气储运方案见表13。表13本项目天然气储运方案一览表储运状态运输储存容量储存状态LNGLNG槽车低温储罐1台（60m3/台）0.4—1.1MPa/-196℃6、项目主要生产设备项目主要生产设备见表14。表14主要设备表序号设备名称项目技术参数数量1LNG低温立式双层储罐几何容积60m31台工作介质LNG内筒直径2800mm外筒直径3300mm工作压力1.44MPa/-0.1MPa气密性试验压力1.0MPa/0.2安全阀开启压力0.95MPa气压试验压力1.15MPa工作温度-146℃/常温焊缝系数1.0/0.85日蒸发率≤0.35%（LNG）2LNG低温潜液泵型号TC341X2X6-2VSL潜润型4台流量范围8—340L/min设计扬程220m进口净正压头1.5m电机功率11kW转速1500-6000rpm电源3相，380V，50Hz3增压器处理量300Nm3/h1台出口介质NG/LNG进口温度≥-162℃出口温度＞-137℃最高工作压力1.6MPa设计温度-196℃4加气机工作压力1.6MPa4台流量范围3~80kg/min电源220VAC5A环境温度-40-55℃防爆等级ExdembibnAllAT45低温EAG加热器单台处理量150Nm3/h1台进口温度≥-162℃最高工作压力1.6MPa6BOG加热器单台处理量150Nm3/h1台进口温度≥-162℃最高工作压力1.6MPa7空压机排气量0.2m3/min1台7、劳动定员和工作制度本项目建设完成后，新增劳动定员5人，工作制度为三班制，全年工作365天。8、公用工程⑴给水本项目生产运营过程用水主要为新增员工以及新增流动人员生活用水。项目新增5名员工，生活用水量按65L/人·d计，则员工生活用水量约为0.325m3/d（118.6m3/a）；站区流动人员最高用水定额按3L/人·次计，客流量按100人·次/d计，则最高日用水量为0.3m3/d（109.5m3/a），因此项目新鲜总用水量为0.625m3/d（228.1m3/a）。⑵排水项目废水主要为员工及流动人员产生的生活污水，生活污水量以用水量的80%计，则员工及流动人员产生的生活污水量约为0.5m3/d（182.5m3/a）。项目合建站内已建防渗旱厕，旱厕内污物定期清掏用于周围农田施肥，员工洗漱废水用于场区泼洒。项目水平衡表见表15，水平衡图见图1。表15水平衡表单位：m3/d消耗单元新鲜用水量损耗排放备注员工生活用水0.3250.0650.26依托场区现有防渗旱厕流动人员生活用水0.30.060.24合计0.6250.1250.5/图1项目水平衡图m3/d⑶供电本项目供电由鱼河峁村供电电网提供，年用电量8.6万kwh。⑷供暖项目员工冬季采暖由拟建的壁挂炉供暖，所用燃料由LNG转化提供。⑸消防根据《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）（2014年修订）、《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）的要求，加气站内可以不设消防给水系统，站内消防设置灭火器，具体要求为每台加气机、储罐应设置不少于2具4kg干粉灭火器；LNG加气站内应配置2具35kg推车式干粉灭火器，当两种介质储罐之间的距离超过15m时，应分别设置；建筑物的灭火器材配置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140）的规定。加气站储罐、围堰与周围建、构筑物的安全间距均严格按照有关规范执行。项目灭火设施一览表见表16。表16项目灭火设施一览表序号消防设备、设施单位数量配备位置备注14kg手提式干粉灭火器具12加气区、站房、储罐新增27kg手提式二氧化碳灭火器具2储罐区新增335kg推车式干粉灭火器具2配电室、控制室新增⑹防雷①根据《建筑物防雷设计规范》（GB50057-2010）的要求设计，加气站罐区、站房防雷等级按第二类防雷设计。②本工程工艺装置材质均为碳钢、不锈钢等导电性良好材料，设备本体可兼作接闪器，不单独设避雷针。站房和加气罩棚屋面装设避雷带作防直击雷接闪器，避雷网带采用Ф10热镀锌圆钢做成，其连接网格不大于8×12m。③为防止雷电感应，站内所有设备、管道、平台等金属物均接到接地装置上。④为防止雷电波侵入，低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接到接地装置上，所有管道在进出建筑物时与接地装置相连，管道分支处、直行管道每隔25m接地一次。⑤为防止防雷击电磁脉冲，将电子信息系统的各种箱体、壳体、机架等金属组件与建筑物的共用接地网做等电位连接。⑺防静电设备每台两处接地，管道每隔25m接地一次，当金属法兰采用金属螺栓或卡子想紧固时，可不另装接跨接线，但保证至少有两个螺栓或卡子间具有良好的导电接触面，并测试导电的连续性，若连接处导电不良，则需加跨接线。槽车装卸处设置防静电接地夹，并设置静电接地检测仪。⑻接地本站接地系统有：①配电系统采用TN-C-S接地形式；②电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于10Ω；③防静电接地电阻不大于100Ω；④自控仪表等信息系统接地电阻不大于1Ω；⑤所有接地系统共用接地装置，接地电阻不大于1Ω，如达不到，应增加接地极或采用相应的降阻措施。9、项目总平面布局合理性分析本项目位于××石化加油站预留空地内，不新增用地。建设位置位于现有加油区西侧。项目主要建设储气区、LNG加气区、LNG卸车区、办公营业房等。其中储气区设置1座60m3立式LNG储罐，一套LNG泵橇装设备，一套BOG回收系统以及EAG气体加热器；加气区设置4台双枪LNG加气机。项目储气区位于合建站西部，加气区位于现有加油区西侧，办公营业房位于储气区东侧。合建站内道路主要为现有道路建设，进出站口通道主要是西进东出，或者东进西出。从整个平面布置，项目各区域间布置紧凑，进出车辆加油、加气顺畅，不会造成车辆拥堵现象，且，站内各建构筑物距离及布置均符合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）“总平面布置”要求。项目平面布置图见附图3。与本工程有关的原有污染情况及主要的环境问题本项目建设于××石化加油站预留空地内，该加油站已于2008年7月16日在××市环境保护局××分局进行登记备案，并于2016年10月28日通过了××市环境保护局××分局关于该项目竣工环境保护验收。且该加油站运行至今，主体工程、储油罐和加油机规模及数量未发生变动。为了保证项目废气达标排放以及地下水污染防治，根据《关于印发<加油站地下水污染防治技术指南（试行）>的通知》（环办水体函〔2017〕323号），该加油站在实际运行过程中已对储油罐完成了双层罐改造，并对加油站设置三次油气回收系统。为反映现有工程整改完成后污染物排放情况，本次环评采用估算法进行计算分析，具体计算分析如下：1、废气现有加油站实际运行过程废气主要为加油及储油过程产生的挥发性有机废气（以非甲烷总烃计）和现有1t/h燃煤锅炉产生的烟气。=1\*GB2⑴加油及储油过程产生的废气现有加油站运行过程中，油品在卸油、贮存、加油过程以及日常加油作业不可避免出现油品跑冒滴漏等，油品挥发产生一定量的挥发性有机废气（以非甲烷总烃计）。本次环评项目成品油卸油、储油和车辆加油过程产生的非甲烷总烃参照美国《工业污染源调查与研究》第二辑中公式进行计算。①卸油过程项目卸油过程采用槽车进行装卸料，其工作时废气排放量计算如下：式中：LL—装卸料损失，磅/103加仑装入液体，此值乘以0.12，转化为kg/m3；M—蒸气的分子量，磅/磅分子；P—装载液体的真实蒸汽压力，磅/时2绝对压力；T—装载液体的批量温度，F；S—饱和因子。本项目建成后主要为成品汽油和柴油销售。项目槽车装卸料计算参数取值如下：表17装卸料槽车计算参数取值产品参数MP（磅/时2绝对压力）T（F）S汽油626.6770.06柴油960.9770.06经计算，项目装卸汽油和柴油过程中，油气产生系数分别为0.5244kg/m3和0.1107kg/m3。②储罐储油过程油品储存过程中，由于温度与大气压力的变化，它引起蒸气的膨胀和收缩而产生的蒸气排出，它出现在罐内无任何液面变化的情况，也称为小呼吸。“小呼吸”损耗可按下式计算：式中：LB——储罐的呼吸排放量（kg/a）；M——储罐内蒸气的分子量；P——在大量液体状态下，真实的蒸气压力（Pa）；D——罐的直径（m）；H——平均蒸气空间高度（m）；△T——一天之内的平均温度差（℃）；FP——涂层因子（无量纲），根据油品状况取值在1-1.5之间；C——用于小直径罐的调节因子（无量纲）；直径在0~9m之间的罐体，C=1-0.0123(D-9)2，罐径大于9m的C=1；KC——产品因子；η1——内浮顶储罐区0.05，拱顶罐取0.3；η2——设置呼吸阀取0.7，不设呼吸阀取1。项目加油站区内均为卧式储罐，其计算参数取值见表18。表18储罐小呼吸计算参数取值油品MPDH△TFPCKCKNη1η2汽油62432502.22.01010.431110.30.7柴油9658982.22.01010.431110.30.7经计算，项目汽油和柴油储存过程中，单个罐油气排放量分别为14.68kg/a和0.39kg/a。本项目设置3个汽油储罐和2个柴油储罐，则本项目汽油、柴油储罐储油过程油气产生量分别为44.04kg/a和0.78kg/a。③加油过程油罐出料时，罐内液体体积减少，罐内气体压力降低，当压力降至呼吸阀负压极限时，吸进空气，这种由于输转油料致使油罐排出油气所导致的损失称为“大呼吸”。“大呼吸”按一下计算公式进行计算：式中：LW——储罐的工作损失（kg/m3投入量）；M——储罐内蒸气的分子量；P——在大量液体状态下，真实的蒸气压力（Pa）；KN——周转因子（无量纲），取值按年周转次数（K=年投入量/容量）确定，K≤36，KN=1；K＞36时，KN=（180+N）/6N；KC——产品因子。项目大呼吸计算参数取值参照小呼吸计算参数。经计算，项目加油过程汽油和柴油油气产生系数分别为0.1634kg/m3和0.0249kg/m3。④跑冒滴漏损失在加油机作业过程中，不可避免地有一些成品油跑、冒、滴、漏现象的发生。跑冒滴漏与加油站的管理、加油工人的操作水平等诸多因素有关，参考同类型加油站相关参数，成品油跑冒滴漏一般平均损失量为0.084kg/t-汽油，0.004kg/t-柴油。⑤加油过程油品挥发产生的废气汇总综上，汽油相对密度为0.70~0.78g/cm3，本次取0.74g/cm3，柴油相对密度为0.83~0.855g/cm3，本次取0.84g/cm3，本项目运营期间年销售汽油量为500t，柴油量为1500t。则汽油年储存500/0.74=675.68m3/a，柴油年储存1500/0.84=1785.71m3/a。本项目运营期间卸油过程、储油过程及车辆加油过程等环节产生的挥发性有机物(以非甲烷总烃计)产生量见表19。表19项目运营过程非甲烷总烃产生量一览表污染源损失单元排放系数通过量产生量(t/a)卸油过程汽油损失0.524kg/m3675.68m3/a0.354柴油损失0.1107kg/m31785.71m3/a0.198储罐储存汽油损失44.04kg/a/0.044柴油损失0.78kg/a/0.001加油过程汽油损失0.1634kg/m3675.68m3/a0.110柴油损失0.0249kg/m31785.71m3/a0.045跑冒滴漏汽油损失0.084kg/t-汽油500t/a0.042柴油损失0.004kg/t-柴油1500t/a0.006合计/0.800由表19可知，项目运营后，挥发性有机物产生量约为0.800t/a。为了减少油气损失量和减轻非甲烷总烃对周围大气环境的影响，项目采用地埋式储油罐，并对汽油储罐以及汽油加油机设置油气回收系统，然后采用“吸附+冷凝”的方法回收油气，油气回收率约为99%。则项目汽油卸油、储存和加油过程产生的油气经三次油气回收装置处理后，非甲烷总烃排放量约为0.005/a。未被回收的油气，如跑冒滴漏以及柴油卸油、储存、加油过程产生的油气，均以无组织的形式排放，该部分无组织排放的非甲烷总烃的量约为0.292t/a。综上，项目现有加油站加油过程排放的挥发性有机废气为0.297t/a。⑵锅炉烟气根据建设单位提供资料，项目燃煤锅炉仅为冬季员工供暖使用，用煤量约为5t/a，主要以烟煤为主。根据《第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册》（下册）（2010修订）热力生产和供应行业中燃煤工业锅炉产排污系数，结合项目设计情况进行核实，其产污系数见表20。表20工业锅炉（热力生产和供应行业）产污系数表产品名称原料名称工艺名称规模等级污染物指标单位产污系数蒸汽/热水/其他烟煤煤粉炉所有规模废气量标立方米/吨-原料9186.57二氧化硫千克/吨-原料17S氮氧化物千克/吨-原料4.72烟尘千克/吨-原料8.93A注：S%表示含硫量，是指燃煤收到基硫份含量，以质量百分数的形式表示；A%表示灰分含量。项目锅炉用煤量约为5t/a，以烟煤为主，根据烟煤成分分析，含硫份约为6.80%，灰分约为11.38%，经计算，项目生物质燃料锅炉运营过程中其各项污染物排放见表21。表21燃煤各项污染物排放一览表产污环节烟气量（m3/a）污染物名称排放情况标准限值（mg/m3）达标情况排放速率（kg/h）排放量（t/a）排放浓度（mg/m3）废气45932.85SO20.2010.57812583.6300不达标NOx0.0080.024522.5300不达标烟尘0.0350.50811062.250不达标2、废水根据现有工程实际产污情况，现有加油站主要废水为员工及流动人员生活污水和现有车辆清洗废水。生活污水量约为0.6m3/d（219m3/a），加油站内已建防渗旱厕，旱厕内污物定期清掏用于周围农田施肥，盥洗废水用于站内泼洒；车辆清洗废水量约为4.1m3/d（984m3/a），加油站内已建沉淀池，车辆清洗废水经沉淀后，循环利用，不外排，目前建设单位已计划将现有车辆清洗区拆除。3、噪声现有工程噪声源主要为加油过程泵类、锅炉房鼓风机等产生的设备噪声和进出站内的车辆流动噪声。根据××同元环境检测有限公司于2019年9月7日~8日的实地监测，在本项目场界四周墙体外1m处共设置了4个环境噪声监测点，项目北厂界昼间和夜间监测值均符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类标准限值；项目东、西厂界昼间监测值均符合4a类标准限值，但夜间均超标；南厂界昼间和夜间监测值均超过4a类标准限值。现有加油站各类生产设备均为正常运行，本次监测期间超标原因主要为加油站与210国道相邻，车流量大，主要受交通噪声的影响。4、固体废物项目现有工程固体废物主要为员工及流动人员产生的生活垃圾、煤灰渣、油渣、废活性炭。其中生活垃圾产生量约为2.6t/a，经站内垃圾桶收集后运至鱼河峁镇垃圾收集点集中处置；煤灰渣产生量约为3.2t/a，作为建筑材料外运综合利用，不外排；油渣产生量约为0.69t/次，根据《国家危险废物名录(2016年)》，含油废渣属于危险废物，废物类别为HW08，废物代码为900-249-08，油罐清洗后使用密闭的专用罐收集，直接委托有资质单位清运处置，不在站内贮存；废活性炭由厂家进行更换，更换后由厂家回收，不在站内贮存。5、现有工程污染物排放量现有工程污染物排放量汇总见表22。表22现有工程污染物排放量汇总表类别污染物名称排放量废气燃煤锅炉SO20.578t/aNOX0.024t/a烟尘0.508t/a有组织挥发性有机废气非甲烷总烃0.005t/a无组织挥发性有机废气非甲烷总烃0.292t/a废水生活污水废水量219m3/a车辆清洗废水废水量984m3/a固体废物生活垃圾一般固废7.0t/a燃煤灰渣一般固废2.6t/a油渣危险固废0.69t/次废活性炭危险固废0.83t/2a6、现有工程存在问题及解决措施现有工程存在问题及解决措施见下表23。表23现有工程存在问题及解决措施序号现有环境问题整改措施1现有燃煤锅炉采用烟煤为燃料，烟气直接由排气筒排放，且储煤区露天堆放。根据《××省人民政府关于印发铁腕治霾打赢蓝天保卫战三年行动方案（2018-2020年）（修订版）》，“（十五）开展燃煤锅炉综合整治。...加大燃煤小锅炉及茶浴炉、经营性炉灶、储粮烘干设备等燃煤设施淘汰力度，全面淘汰每小时10吨及以下燃煤锅炉。...”将现有锅炉房及锅炉拆除，员工冬季采暖采用拟建的燃气壁挂炉，站内将不在设置储煤区。所用天然气由站内LNG转化而来。2由于项目区域无下水管网，车辆清洗废水无法满足当地环保要求。将现有车辆清洗区拆除，并对已建场地进行平整。3项目厂界噪声监测值超标。主要受交通噪声的影响，为了减小本项目对周围环境噪声的影响，本次建设单位对高噪声设备加设减震垫，对泵类等定期检修维护，同时加油站设置减速、禁鸣标识等。建设项目所在地自然环境简况建设项目所在地自然环境社会环境简介自然环境简况(地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等)1、地理位置××市××区位于××省北部，西北与内蒙古自治区乌审旗接壤，西南与横山区毗邻，东北与神木市相连，东南与佳县地接，南与米脂县互邻。区境呈不规则平行四方形，最北端为小壕兔乡公合补兔村，最西端为红石桥乡沙漩湾村，最东端为大河塔镇芦家铺村，最南端为镇川镇八塌湾村。南北最长距离124km，东西最宽距离128km，总面积7053km2。本项目位于××市××区鱼河峁镇西岔大队。以黄土高原沟壑地貌为主，总体特点为东北部高西南部低，建设位置坐标为东经109°55'28.59"、北纬37°58'02.17"。项目地理位置图见图2。2、地形地貌项目位于鄂尔多斯盆地东北部的陕北黄土高原和毛乌素沙地接壤地带。区内总地势东高、西低。西部地表高程为988-992m，东部地表高程为1029-1085m。调查与评价区东部属黄土梁峁地貌类型，西部属河谷地貌，其特点是黄土梁峁坡面向西倾斜，切割深度不大，相对高差在40～60m，地表沟谷不发育；河谷地貌发育河漫滩及一、二级阶地，地势平坦，微向榆溪河河谷倾斜，宽约1000m。建设项目位于调查评价区中东部，地势较为平坦，地表高程约1034m左右。3、地质构造评价区隶属华北地层大区，晋翼鲁豫地层区，鄂尔多斯地层分区的延河地层小区。地表基本全被第四系覆盖。由新到老，地层由上向下叠置，地层层面总体上向西微倾。调查评价区在区域构造上，属于华北地台鄂尔多斯台向斜东部的伊陕盾地区,具体位置处于伊陕盾地区东部。调查评价区基本构造形态为一向西北倾斜的单斜构造，岩层倾角1°-3°，褶皱、断层不发育，但局部有微弱的波状起伏，无岩浆岩侵入，未发现规模较大褶皱、断裂。4、气候、气象××区属中温带半干旱大陆性季风气候。天气多变，春季干旱而多风沙，夏季炎热多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季干冷而漫长，日照充足，降水稀少，雨热同季。年平均气温8.7℃，极端最高气温39.0℃，极端最低气温-22.3℃，日温差15～20℃。多年平均降水量380.4mm，年平均蒸发量1907.2mm。7～9月份为雨季，10月中旬降雪，翌年2月解冻，无霜期150～180天。冬季至春末夏初多风，平均风速2.1m/s，最大风速可达18.7m/s，风向多为西北偏北。5、水文地质⑴地表水项目周边最近的地表水为项目南侧460m处的无定河。无定河，黄河一级支流，位于中国××省北部，是××××地区最大的河流，它发源于定边县白于山北麓，上游叫红柳河，流经靖边新桥后称为无定河。全长491公里，流经定边、靖边、米脂、绥德和清涧县，由西北向东南注入黄河。上游红柳河源于定边东南长春梁东麓，东南流向，沿途纳榆溪河、芦河、大理河、淮宁河等支流，在清涧县河口注入黄河

。无定河，古称生水、朔水、奢延水。唐五代以来，因流域内植被破坏严重，流量不定，深浅不定，清浊无常，故有恍惚（忽）都河、黄糊涂河和无定河之名。是××××地区最大的河流，它发源于定边县白于山北麓，上游叫红柳河，流经靖边县新桥后称为无定河（也有把流经内蒙古巴图湾后称为无定河之说），经过米脂、绥德到清涧县川口以南20公里处注入黄河。全长491.0公里，流域面积30260平方公里，××境内河长442.8公里，流域面积21049.3平方公里。河道平均比降1.8‰。⑵地下水该地区地下水主要接受大气降水补给，含水层岩石性以粉细砂为主，富水性中等，受当地地形制约，地下水主要由东北向西南侧径流，以潜流及泉流形式最终想榆溪河排泄。地下水埋藏较深，本地土壤属弱碱性，地下水、土壤对混凝土及钢结构不具有侵蚀性和腐蚀性。6、生态环境区境内地表植被，受地形、气候、水文、海拔高度等各种因素的影响，各地貌单元差异很大，植被群落分布较为复杂。全区共有草本植物60多种，木本植物40多种，栽培作物79种，属灌丛草原植被区。本项目所在区域生态系统结构简单，基本由3种灌木密集成丛，这些灌木丛零星分布，丛间有少量草本植物，部分区域分布有少量乔木。灌木以柠条、沙柳、沙蒿为主，草本植物以大针茅、百里香、芨芨草、白羊草、苜蓿、沙打旺等为主，乔木类以杨、槐、榆等为主。目前该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（指脊椎动物中的兽类、鸟类、爬行类）约有70多种，隶属于22目39科，其中兽类4目9科，鸟类15目26科，爬行类2目2科，两栖类1目2科。此外，还有种类和数量众多的昆虫据调查，评价区内无国家、省级重点保护野生动植物。环境质量状况建设项目所在地区域环境质量现状及主要环境问题(环境空气、地表水、地下水、声环境、生态环境等)为了解项目所在地的环境质量状况，本次评价委托××同元环境检测有限公司对项目所在地的环境空气质量和声环境质量进行了现状监测（同元监〔现〕字〔2019〕第770号），监测点位图见图5，具体监测资料见附件。根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018），环境空气引用××省生态环境厅办公室2019年1月11日发布的环保快报2018年1-12月全省环境空气质量状况。1、大气环境质量现状监测与评价⑴区域环境质量达标情况①评价基准年根据《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2018)，本次项目评价基准年选择近3年中数据相对完整的1个日历年作为评价基准年。本次评价选用2018年作为评价基准年。②区域环境质量现状情况为了解本项目区域环境空气质量现状，本次环评引用××省生态环境厅办公室2019年1月11日发布的环保快报“附表5、2018年1~12月陕北地区25个县（区）中××区空气质量状况统计表”中相关数据。统计数据见表24。表24项目所在地环境空气质量数据统计一览表污染物年评价指标单位现状浓度标准值占标率（%）达标情况PM10年平均质量浓度μg/m39470134.3不达标PM2.5年平均质量浓度μg/m33835108.6达标SO2年平均质量浓度μg/m3206033.3达标NO2年平均质量浓度μg/m34240105.0达标CO24小时平均第95百分位数mg/m32.2455.0达标O3最大8小时滑动平均值的第90百分位数μg/m3164160102.5不达标根据上表可知，××区2018年1~12月的环境空气质量现状中，SO2、CO现状浓度值未超过《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准规定的浓度限值；PM10、PM2.5、NO2、O3的现状浓度值均超过《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准规定的浓度限值；这与××市的多年的自然环境状况有关，××区位于中国黄土高原的中心，属于温带半干旱大陆性季风气候，受西北部毛乌素沙漠及覆沙丘陵影响，常伴有风沙天气。项目区环境空气质量属于不达标区。⑵厂址环境空气质量状况①监测布点本次评价委托××同元环境检测有限公司于2019年9月2日~8日对项目区域环境空气状况补充监测非甲烷总烃和总烃。补充监测点位及监测因子见表25。监测点位图见图2。表25补充监测因子点位情况一览表序号点位名称位置坐标监测因子监测频次1#项目厂址东经：109°55'28.64"、北纬：37°58'02.07"非甲烷总烃、总烃连续检测7天，每天4次2#鱼河峁镇东经：109°55'36.39"、北纬：37°57'55.51"非甲烷总烃、总烃图2项目监测点位图②监测结果本次监测结果见表26表26环境空气监测结果单位：mg/m3监测点位监测时间总烃非甲烷总烃气温（℃）气压（kPa）风速（m/s）风向1#项目场地2019.9.202:001.310.5814.389.22.4NW08:001.500.4618.989.01.8NW14:001.110.5126.588.81.7NW20:001.330.6319.288.81.5NW2019.9.302:001.470.5716.389.22.5N08:001.300.6219.589.11.9N14:001.340.5129.688.81.7N20:001.130.5319.488.71.6N2019.9.402:001.300.7616.789.32.7N08:001.150.6017.489.02.4N14:001.230.5832.588.71.8N20:001.410.6519.488.92.1N2019.9.502:001.520.5315.689.52.5NW08:001.320.5218.489.22.2NW14:001.280.64NW20:001.170.7217.488.91.9NW2019.9.602:001.360.6614.389.72.6W08:001.270.5915.889.52.4W14:001.150.5018.989.22.1W20:001.400.5416.289.32.2W2019.9.702:001.480.4812.789.62.3NW08:001.260.5515.889.22.1NW14:001.190.7018.288.81.7NW20:001.220.6316.389.11.9NW2019.9.802:001.200.5512.789.52.7NW08:001.250.4915.889.22.4NW14:001.440.6021.588.81.8NW20:001.280.6318.488.82.1NW2#鱼河峁镇2019.9.202:001.200.5415.689.22.6NW08:001.520.6319.089.01.6NW14:001.090.4927.888.81.4NW20:001.310.7020.688.81.2NW2019.9.302:001.390.6116.989.22.2N08:001.320.6518.889.12.1N14:001.380.5830.988.81.3N20:001.150.5220.488.71.8N2019.9.402:001.340.7416.589.32.4N08:001.140.6018.789.02.2N14:001.260.5333.388.71.3N20:001.430.6119.888.91.7N2019.9.502:001.460.57NW08:001.330.5219.089.21.9NW14:001.290.6124.488.81.5NW20:001.130.6617.988.91.8NW2019.9.602:001.320.7115.289.72.8W08:001.240.6216.989.52.9W14:001.160.5420.389.21.8W20:001.470.5317.089.32.0W2019.9.702:001.530.5013.889.62.4NW08:001.270.5417.389.22.3NW14:001.180.7019.988.81.5NW20:001.330.6317.589.12.0NW2019.9.802:001.160.5313.389.52.5NW08:001.270.4516.989.22.1NW14:001.490.5822.488.82.2NW20:001.280.6719.988.82.4NW由26可知，1#、2#监测点位总烃浓度范围在1.09~1.53mg/m3，参照以色列居住区总烃（THC）标准，≤2.0mg/m3，总烃小时平均浓度未超过限值；非甲烷总烃浓度范围为0.45~0.76mg/m3，满足《大气污染物综合排放标准详解》中≤2.0mg/m3限值要求。2、声环境质量现状本次项目区域声环境质量委托××同元环境检测有限公司于2019年9月7日~8日，对项目场址厂界四周东、西、南、北外1m处各布设1个监测点，共布设4个监测点，监测结果见表27，监测点位图见图2。表27声环境质量监测结果表单位：dB(A)监测日期监测点位2019.9.72019.9.8标准限值昼间夜间昼间夜间厂界外1m处1#东厂界6761686270/552#南厂界7670787370/553#西厂界6664686370/554#北厂界5046514860/50由上表可知，项目北厂界昼间和夜间监测值均符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类标准限值；项目东、西厂界昼间监测值均符合4a类标准限值，但夜间均超标；南厂界昼间和夜间监测值均超过4a类标准限值。现有加油站各类生产设备均为正常运行，本次监测期间超标原因主要为加油站与210国道相邻，车流量大，主要受交通噪声的影响。主要环境保护目标（列出名单及保护级别）建设项目主要环境影响因素为项目运营期产生的污染物对周围环境的影响。评价范围区无自然保护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、饮用水水源保护区和野生动植物及其栖息地等重要保护目标，通过现场实地调查，确定项目主要环境敏感保护目标见表28，外环境关系见附图4。表28本项目所在区域环境保护目标一览表环境要素名称坐标/m保护对象保护内容环境功能区相对厂址方位相对厂界距离（m）XY环境空气鱼河峁村109.93572237.968324居民大气二级居民区E450前店109.90969437.967867居民居民区W660后店109.90272037.968222居民居民区W1540西岔村109.92898537.981653居民居民区N1150崖窟山109.93254737.982498居民居民区NEN1670地表水环境无定河//水质Ⅲ类水体地表水S460地下水环境本项目厂址地下水Ⅲ类水质地下水//生态环境项目区及周边区域生态////评价适用标准环境质量标准根据××市环境保护局××分局对该项目环境影响评价执行标准的批复，本次评价执行如下标准：1、环境空气质量执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准。2、地表水环境质量执行《地表水环境质量标准》中Ⅲ类标准。3、地下水环境质量执行《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)中Ⅲ类标准。4、声环境质量临路侧执行《声环境质量标准》中4a类标准；其他声环境质量执行《声环境质量标准》中2类标准。5、土壤环境执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中第二类用地标准。污染物排放标准1、施工扬尘执行《施工场界扬尘排放限值》（DB61/1078-2017）中有关规定；大气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2无组织排放监控浓度限值2、项目所产生的污废水经处理设施处理达标后，综合利用，禁止外排，实现污废水零排放。3、建筑施工噪声排放执行《建筑施工场界噪声排放标准》中有关规定，运营期临路一侧噪声排放执行《工业企业场界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中4类区标准；其他噪声排放执行《工业企业场界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准。4、固体废物排放执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）及2013年修改单中有关要求；危险废物执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及2013修改单中有关规定；生活垃圾排放执行《生活垃圾填埋场污染物控制标准》（GB16889-2008）中有关规定。其他要素评价按国家有关规定执行。总量控制标准根据环境保护部印发的《关于印发<“十二五”主要污染物总量控制规划编制指南>的通知》(环办[2010]97号)中提出的总量控制因子，总量控制指标为SO2、NOx、VOCS、COD和NH3-N。废水综合利用不外排，因此，本项目无总量控制指标。建设项目工程分析工艺流程简述（图示）1、施工期本项目加气站建设项目，项目建设过程分为前期准备、施工期和运营期三个阶段。前期准备阶段主要为方案及工程设计，为施工前期做准备。施工阶段主要为基础工程、主体工程，施工期结束后进行竣工验收。在建设期间各种施工活动会对环境造成一定的影响，其项目施工工艺流程及产污环节示意图见图3。图3项目加气站建设施工工艺流程及产污环节示意图2、运营期本项目运营期主要为LNG加注，其工艺流程及产物环节见图4。图4项目运营期工艺流程及产污环节图工艺简述：LNG加气站工艺流程主要包括四部分，分别为：卸车流程、升压流程、加气流程、卸压流程。⑴卸车流程：从LNG液化厂用低温运输槽车将LNG运至汽车加气站，将LNG灌注到加气站的低温贮罐中。一般有三种方式：增压器卸车、浸没式低温泵卸车、增压器和低温泵联合卸车。①增压器卸车通过增压器将气化后的气态天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。此过程需要给槽车增压，卸完车后需要给槽车降压。②泵卸车将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，LNG储罐中的BOG气体通过气相管充入LNG槽车，一方面解决了LNG槽车因液体减少造成的气相压力降低，另一方面解决LNG储罐因液体增多造成的气相压力升高，整个卸车过程不需要对储罐卸压，可直接进行卸车过程。优点是速度快，时间短，自动化程度高，无需对储罐卸压，不消耗LNG液体，缺点是工艺流程复杂，需要消耗电能，卸车约消耗18kwh电。③增压器和泵联合卸车先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压力，用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。约消耗15kwh电。增压器卸车的优点是节约电能，工艺流程简单，缺点是产生较多的放空气体，卸车时间较长；泵卸车的优点是不用产生放空气体，工艺流程简单，缺点是耗电能；增压器和泵联合卸车的优点是卸车时间较短，耗电量小于泵卸车，缺点是工艺流程较复杂。综合节约时间和节约电能，本项目采用增压器和泵联合卸车。⑵升压流程LNG的汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高，一般在0.4～0.8MPa，而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好。所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温，LNG加气站储罐升压的目的是得到一定压力的饱和液体，在升压的同时饱和温度相应升高。LNG加气站的升压采用下进气，升压方式有两种：一种是通过增压器升压，另一种是通过增压器与泵联合使用进行升压。第一种方式优点是不耗电能，缺点是升压时间长，理论需要五个多小时。第二方种式优点是升压时间短，减少放空损失，缺点是需要电耗。本设计采用第二种方式，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间，需要一个多小时，从而确保加气时间。⑶加气流程LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加气机通过计量加给LNG汽车。车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加气速度。⑷卸压流程由于系统漏热，LNG气化导致系统压力升高，或者在使储罐升压过程中，储罐中的液体不断地气化，这部分气化了的气体如不及时排除，会导致储罐压力越来越大。当系统压力大于设定值时，通过BOG回收系统或者打开安全阀，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。本项目泄压主要是通过BOG回收系统来完成。BOG回收系统工艺流程：由于低温的LNG储罐受外界环境热量的侵入，LNG储罐内液下泵运行时部分机械能转化为热能，都会使罐内LNG气化产生闪蒸汽，也就是BOG气体。为了维持LNG储罐恒定的压力，必须不断的排出BOG气体。此外，外部LNG从罐顶送入产生的容积置换，也要求排出BOG气体，以维持罐压。本站从LNG储罐出来的低温BOG由管线连接先进入汽化器，BOG气体经过汽化器加热并保证气体温度在50℃以上，然后进入BOG压缩机橇前面的缓冲罐，缓冲罐起到储存并稳定BOG汽化气体压力的作用，从储气罐出来气体经过减压阀，然后进入BOG压缩机压缩，压缩的天然气进行冷却器冷却和气液分离器分离出油混合物后，排出BOG压缩机组用于下游炊事、供热。⑸放散为保障安全，工艺装置区设有集中放散装置，LNG储存过程中产生的低温气相会使罐内压力超过设定值通过安全放散系统将部分气相放空，这部分气体为低温流体。本项目设置一台EAG加热器，用以提高安全阀排放或手动排放出的低温气体的温度，经过管道阻火器以常温气体形式放散在大气中，避免低温气体对人员或设备造成伤害。由于低温系统安全阀放空的全部是低温气体，在低于-107℃以下时，天然气的比重大于常温下的空气，排放不易扩散，会向下积累。因此设置一台空温式EAG放散气体加热器，放散气体通过该加热器，经过与空气换热后的天然气比重会小于空气，高空放散后会更容易扩散，从而不易形成爆炸性混合物。运营期LNG加气站工艺原则流程见图5。图5LNG加气站工艺原则流程示意图EAG加热器：LNG是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度为-161.5℃，常压下储存温度为-162.3℃，密度约430kg/m3。当LNG气化为气态天然气时，其临界浮力温度为-107℃。当气态天然气温度高于-107℃时，气态天然气比空气轻，将从泄漏处上升飘走。当气态天然气温度低于-107℃时，气态天然气比空气重，低温气态天然气会向下积聚，与空气形成可燃性爆炸物。为了防止安全阀放空的低温气态天然气向下积聚形成爆炸性混合物，设置1台控温式安全放散气体加热器（EAG），放散气体先通过该加热器加热，使其密度小于空气，然后再引入高空放散。主要污染工序1、施工期主要污染工序拟建项目在实施过程中由于筑路材料的运输装卸、各种混合料拌合、借土开挖及弃土堆放、土石方调运等活动会造成短期内粉尘污染。另外，由于施工期增加大量机械作业的尾气排放，使空气质量恶化。施工机械作业及运输车辆作业产生较大噪音，对沿线居民的正常作息产生不同程度的影响。不当的临时施工用地安排(如施工驻地、预制加工场所、储料场和仓库等等)也会额外增加对自然环境的侵害。⑴大气污染源分析施工期大气污染源主要为施工扬尘、施工车辆及机械尾气等。①扬尘扬尘是建设阶段的大气污染源主要来源，该项目建设期扬尘主要来自于露天堆场和裸露场地的风力扬尘，土石方和建筑材料运输所产生的动力道路扬尘。对整个施工期而言，施工产生的扬尘主要集中在土建施工阶段，由于施工采用商品混凝土，则起尘的原因主要为风力起尘，即露天堆放的建材（如黄沙、水泥等）及裸露的施工区表层浮尘由于天气干燥及大风，产生风力扬尘。尤其是天气干燥及风速较大时影响更为明显，使该区块及周围近地区大气中颗粒物浓度增大。扬尘的排放量大小直接与施工期的管理措施有关。根据类比其他类似工程的实测数据，类似土建工程现场的扬尘实地监测结果，在通常情况下，距离施工场界200m处颗粒物浓度约在0.10～0.25mg/m3之间。②施工机械的废气本项目在建筑施工现场、建筑物构筑等作业中，由于各类运输车辆频繁进出施工场地而产生大量的汽车尾气。包括CO、NOx、SO2等。⑵水污染源分析本项目施工期主要废水为施工废水和施工人员生活污水。①施工废水：工废水主要为结构阶段混凝土养护排水、建筑保养废水。主要污染因子为SS，施工场地设置临时沉淀池，经沉淀澄清后回用于施工场地，循环利用不外排。②生活污水：由于项目施工人员较少，施工区设立防渗旱厕。⑶噪声污染源分析建设项目施工期噪声主要来自于各种施工机械和车辆运输产生的作业噪声，具有阶段性、临时性和不固定性等特点。各施工阶段的主要噪声来源及其声级见表29。表29各施工阶段主要噪声源状况施工阶段声源距声源5m处的声级，dB（A）土石方挖掘机86~90装载机86~90运输车60~65结构振捣器85~88电锯85~90⑷固体废物分析建设项目施工期的固体废物主要包括建筑垃圾、施工人员生活垃圾及施工机械散落油等。建筑垃圾是在建（构）筑物建设过程中产生的固体废弃物，其主要组分有弃渣土、废钢筋、废铁丝、混凝土、碎砖等。施工期建筑垃圾产生量约0.02t/m2，本项目建筑面积1200m2，则建筑垃圾共产生24t。评价要求将建筑垃圾进行充分回收利用，剩余部分运往当地政府指定的建筑垃圾处置场集中处置。项目施工人员生活垃圾集中收集后交由环卫部门处置。项目施工机械均在就近加油站加油，施工过程中不配置油罐，但机械设备可能有漏油、机油散落现象，漏油及散落机油量较小。2、运营期主要污染工序⑴废气本项目营运期排放的废气主要为LNG加气过程中产生的总烃、LNG储罐放散气以及装置区、加注作业产生的无组织排放废气、进出车辆产生的汽车尾气以及食堂油烟。LNG加气过程中产生的总烃主要为卸车、储罐大小呼吸、加气机、阀门逸散等过程产生的总烃废气，主要成分为甲烷，甲烷在大多数光化学反应中呈惰性，根据《大气污染物综合排放标准详解》，甲烷即使在空气中达到高浓度也不会对健康造成危害，除非是造成窒息或爆炸燃烧（风险事故），因此一般不对天然气无组织排放的甲烷对周围环境带来的影响进行分