井坪LNG站改造项目环评报告表环境影响报告表

PAGE—PAGE3—建设项目环境影响报告表（污染影响类）项目名称：井坪LNG站改造项目建设单位（盖章）：志丹县绿能油气技术服务有限责任公司编制日期：2022年10月中华人民共和国生态环境部制—PAGE9—一、建设项目基本情况建设项目名称井坪LNG站改造项目项目代码2207-610625-04-05-901048建设单位联系人建设地点陕西省志丹县双河镇长庆油田采油一厂王南作业区后梁村地理坐标108°55′45.117″,36°45′55.260″国民经济行业类别B711陆地石油开采建设项目行业类别5-7、陆地石油开采7011建设性质£新建（迁建）£改建R扩建£技术改造建设项目申报情形R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）/项目审批（核准/备案）文号（选填）/总投资（万元）100环保投资（万元）23环保投资占比（%）23施工工期2022.12是否开工建设R否£是：4666.67专项评价设置情况本项目建成后厂区内有1具50m3的LNG储罐、1具30m3的混烃罐、1具0.6m3的液氨储罐、1具3m3的混合冷剂储罐以及导热油，其中LNG、混烃和混合冷剂主要成分均为甲烷等烷烃类，根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018），甲烷等烷烃类和氨临界量均为10t，充装量为0.9；导热油临界量为2500t，经计算Q=3.9587。按照《建设项目环境影响报告表编制技术指南（污染影响类）（试行）》中表1，应设置环境风险专项评价。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产业政策符合性分析根据《产业结构调整指导目录》（2019年本），本项目符合鼓励类第七项第4条中“油气伴生资源综合利用”条目，属鼓励类项目；本项目不属于《市场准入负面清单（2022年版）》。本项目符合国家产业政策。2、项目选址合理性分析本项目选址与《天然气液化工厂设计标准》（GB51261-2019）选址要求符合性分析：表1-1选址符合性分析序号标准要求本项目符合性1天然气液化工厂应远离城镇居民区及社会公共福利设施，并以位于临近城镇居民区及社会福利设施最小频率风向的上风侧本项目最近的村庄100m，周围无城镇居民区和社会公共福利设施符合2天然气液化工厂选址应避开发震断层和抗震设防烈度为9度及以上的地区本项目选址地区无发震断层和抗震设防烈度为9度及以上的地区符合3生活饮用水源保护区；国家划定的森林、农业保护及发展规划区；自然保护区、风景名胜区和历史文物古迹保护区本项目选址地区无生活饮用水源保护区；国家划定的森林、农业保护及发展规划区；自然保护区、风景名胜区和历史文物古迹保护区符合4山体崩塌、滑坡、泥石流、流沙、地面严重沉降或塌陷等地质灾害易发区和重点防治区，采矿塌落、错动区的地标界限内本项目选址地区非山体崩塌、滑坡、泥石流、流沙、地面严重沉降或塌陷等地质灾害易发区和重点防治区，采矿塌落、错动区符合5蓄滞洪区、坝或堤决溃后可能淹没的地区本项目选址地区非蓄滞洪区、坝或堤决溃后可能淹没的地区符合6危及机场净空保护区的区域本项目选址地区非危及机场净空保护区的区域符合项目建设地址距离气源较近，站外周边无人员聚集区，无军事管理区和爆炸作业场地（如采石场）。南侧有长庆输电线路可为本项目提供生产电源，路边有长庆油田供水管道可为本项目提供水源。站外为乡道连接至各长庆作业点和志丹县城，交通运输方便。厂址及其周围无文物风景区和自然保护景区，无名胜古迹，附近无机场、电台及军事设施。区域条件符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）中表4.0.4和《天然气液化工厂设计标准》（GB51261-2019）的要求。综上所述，从环保角度，本项目选址是合理的。综上所述，从环保角度，本项目选址是合理的。3、项目与《延安市“三线一单”生态环境分区管控方案》的符合性分析表1-2“三线一单”符合性分析一览表管控方案相关内容项目情况符合性《延安市“三线一单”生态环境分区管控方案》根据延安市人民政府《延安市“三线一单”生态环境分区管控方案》，本项目为重点管控单元，本项目在延安市生态管控单元分布图的位置见图1-1.符合重点管控单元指涉及大气、水、土壤、自然资源等资源环境要素重点管控的区域，主要包括人群集聚区、工业园区、重点流域等。划分重点管控单元63个，面积9290.40km2，占全市国土面积的25.09%重点管控单元以提升资源利用效率、加强污染物减排治理为重点，解决突出生态环境问题项目为LNG站改造项目，项目建设促进石油开采伴生气的资源利用，生产设备均为密闭设备并配套事故放空管，生产过程需热采用燃气锅炉供热，污染物排放量很小，符合意见中管控要求图1-1项目与延安市“三线一单”环境管控单元位置关系图4、与相关政策符合性分析项目与相关政策符合性分析详见下表。表1-3项目与相关政策符合性分析一览表名称相关要求本项目实际情况符合性《挥发性有机物(VOCs)污染防治技术政策》VOCs污染防治应遵循源头和过程控制与末端治理相结合的综合防治原则。在工业生产中采用清洁生产技术，严格控制含VOCs原料与产品在生产和储运销过程中的VOCs排放，鼓励对资源和能源的回收利用；对生产装置排放的含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燃烧塔（火炬），经过充分燃烧后排放；本项目运行过程中采用全密闭的生产技术，控制VOCs排放；本项目对石油伴生气进行回收综合利用符合《2020年挥发性有机物治理攻坚方案》储存环节应采用密闭容器、包装袋，高效密封储罐，封闭式储库、料仓等。装卸、转移和输送环节应采用密闭管道或密闭容器、罐车等。处置环节应将盛装过VOCs物料的包装容器、含VOCs废料（渣、液）、废吸附剂等通过加盖、封装等方式密闭，妥善存放本项目整个工艺过程全密闭进行；含油废水暂存于污水罐中，无敞开液面；废机油放在带盖油桶内，清罐油泥清理后直接拉走处理，不在站内存储；危险废物放置在危废暂存间，不敞开放置符合关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知（环办环评函〔2019〕910号）相关部门及油气企业应当加强固体废物处置的研究，重点关注固体废物产生类型、主要污染因子及潜在环境影响，分别提出减量化的源头控制措施、资源化的利用路径、无害化的处理要求，促进固体废物合理利用和妥善处置。油气企业应当加强风险防控，按规定编制突发环境事件应急预案，报所在地生态环境主管部门备案。本项目产生的各类固废均能够得到合理有效的处置，不会对环境造成危害。评价要求建设单位修编突发环境事件应急预案，并报当地环境部门备案。符合《延安市宝塔区国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》努力降低单位油气产出中的能耗、水资源等消耗，加强对碳捕集、利用和封存技术的研发与推广，建设绿色石油伴生气清洁回收站，推动石油产业低碳化发展。本项目为建设伴生气综合利用回收站。符合做好油田伴生气资源循环利用，净化石油伴生气脱水、脱硫，做大做强罐装石油天然气销售。本项目原料气源由王十八转轻烃厂经预处理后等石油伴生气，经脱水、脱硫等生产LNG和混合轻烃。符合延安市2020年落实企业生态环保主体责任工作万案三、重点任务（四）以固废集中处置为重点，扎实推进土壤环境整治。加快推进固体废弃物集中处置；强化危险废物安全处置和过程监管；提升环境风险应急防控能力本项目固体废弃物集中收集处置；危废交由有资质单位处理；修编环境风险应急预案，定期演练，保证风险应急防控能力符合陕西省蓝天保卫战2022年工作方案强化挥发性有机物无组织排放整治。全面排查含挥发性有机物物料储存、转移和输送、设备与管线组件、敞开液面以及工艺过程等环节无组织排放情况，对达不到相关标准要求的开展整治，关中各市（区）力争2022年6月底前基本完成，陕南陕北各市2022年12月底前基本完成。本项目原料气源由王十八转轻烃厂经预处理后等石油伴生气，采用先进的封闭工艺以及VOCs回收工艺，减少VOCs排放量。符合《蓝天、碧水、净土保卫战2022年工作方案》的通知（延政办函〔2022〕18号）严格管控施工扬尘，做到施工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”。加强施工工地运输车辆监管，杜绝超速、超高装载、带泥上路、抛洒泄漏等现象。严格落实物料堆场仰尘措施，落实围墙、喷淋、覆盖和围挡等防风仰尘措施，严禁露天装卸作业和物料干法作业，灰堆、渣土堆及时清运；贯彻预防为主、防治结合、综合治理的原则，建立可持续发展观念，要求工程建设服从于环境保护；项目建设对环境影响进行充分论证，委托专业机构进行环境影响评估，出具环评报告；注重施工过程环境保护，保护好现有生态资源、减少因工程建设对生态资源的破坏、同步进行生态治理。建设单位已委托我公司进行环境影响报告编制，施工期和运行期严格按照要求，做好环境保护工作，减缓项目施工、运营对周边环境的影响。符合二、建设项目工程分析建设内容1、项目由来井坪LNG站主要回收上游王十八转轻烃站处理后剩余的干气，干气设计处理量为2.5×104Nm3/d，实际处理量为1.5×104Nm3/d，产品为单一的液化天然气（LNG），年产LNG3465t；由于上游原料气中增加湿气组分（含C3+，），气量约5000Nm3/d。导致原料气在液化过程中，在高温段有混合轻烃生成，因此需增加混合轻烃相关设施。本次改造在原厂区范围内进行。项目改造利旧原有石油伴生气处理设备，主要增加30m3混合轻烃储罐及混合轻烃万向节装车鹤管1具，项目依托原有的消防、电气等公用工程设施。2、项目概况（1）项目名称：井坪LNG站改造项目（2）项目性质：改扩建（3）建设单位：志丹县绿能油气技术服务有限责任公司（4）改造方案：①油气设备区新增一路湿气（石油伴生气）管道（属于站内管线），在站内设置切断、计量设施；②冷箱分离器底部引出一路管道作为产品混合轻烃通；③拆除1具50m3液化天然气储罐；④新建1台30m3混合轻烃储罐；⑤增加混烃储罐喷淋及其他相关消防设施；⑥增加混烃储罐高压注水设施1套。（5）四邻关系：现有厂区总体布置呈西北至东南，项目北侧紧邻油区道路，距乡道300m；项目西侧为梁峁荒地以及少量耕地；项目南侧为沟壑及油区道路；项目生产区东侧为井场、生活区东侧为注水井队临时住房。3、工程内容依托现有工程改建后处理气量2×104Nm3/d（其中干气15000Nm3/d，石油伴生气5000Nm3/d）；LNG产量12.7t/d；新增产品混合轻烃产量：3.2t/d。具体项目组成见表2-1。表2-1项目组成一览表工程组成工程名称建设内容备注主体工程现有工程油气设备区位于厂区中部，生产区的北侧，占地面积约140m2，全部进行基础减震，地面为混凝土地面。包括原料气增压器系统、净化系统、干燥系统、液化系统已建储罐区位于生产区东南侧，占地面积约250m2，放置1台50m3LNG储罐，采用全冷冻带压储存（0.8MPa.G、-162℃），已建扩建工程储罐区在LNG罐区西南侧新增混烃储罐1具（30m³卧式储罐）新建辅助工程现有工程办公区控制室、配电室、空压机室等办公用房，位于加工区西北侧，占地面积105m2，一层3间砖混结构已建生活区包括7间宿舍、1间仓库和餐厅、厨房灯生活用房，位于厂区的西北侧，占地面积140m2已建围墙0.24m厚，高2.2m，长度270m，砖垛已建管道工程输送管线已建，长18.2km，其中管径为89×4.0mm的1.05km，管径为76×4.0mm的14.05km，管径为60×3.5mm的3.1km。管道选线不占用耕地，顺沟埋设。管道采用无缝钢管，材质为20#钢，压力为0.2~0.4MPa，施工结束后已按原有土地恢复已建发电发电机组位于生产区西北侧，安置2台500kw的燃气发电机组已建导热油炉位于厂区东北角，350kw，为厂区提供热源，燃料为干气已建扩建工程事故水池在混烃罐西北侧新建1座事故水池容积260m3新建公用工程现有工程给水由长庆油田供水管道提供已建排水采用雨污分流，站区雨水散排出站，生活污水排入化粪池，然后定期由周围村民定期清掏作为农用肥还田已建供电日常供电由油田供电线路提供，燃气发电机组作为备用电源已建供热生产供热以及生活区供热均由导热油炉锅炉供应已建制冷预冷段采用液氨（预冷段气体进气温度≤35℃，出气温度≤-15℃），深冷段采用MRC制冷剂（氮气、甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷），气体进气温度≤-15℃，出液温度≤-162.5℃已建消防厂内现有一具有效容积为340m3的消防水罐，配备2台消防泵。已建改建工程消防本项目增加混烃储罐喷淋设施及配套的水管；混烃储罐增加高压注水设施改建环保工程废气导热油炉和发电机组的废气经8.0m高排气筒直接排放，油气设备区会产生少量的非甲烷总烃，无组织排放已建废水生活污水排入化粪池，然后定期由周围村民定期清掏作为农用肥还田；设置260m3的事故水池，收集事故状态下的废水；生产废水暂存在污水罐内，定期拉运到王十八转采出水处理站处理后回注事故池新建噪声设备采取基础减振、连接处采用柔性连接，定期维修确保设备处在正常工况。进出站车辆由工作人员引导，防止拥堵鸣笛已建固废本项目不新增工作人员，生活垃圾现有处置措施可满足要求，废分子筛、废活性炭、废机油、废导热油等危险废物放置在专用的危废储存桶内，厂区临时存放在危险废物暂存间内，定期由有危废处理资质单位回收处理；储罐清洗委托专业公司进行，清洗残渣由清洗公司委托处置已建绿化项目区外围布置3306.58m2的绿化已建4、上下游生产装置的关系本项目上游气源为王十倒、王九倒、王十一倒、王十七转、塞179井组、王54-017井组、王50-016井组、王三十五增等各井场原油伴生气收集到王十八转轻烃厂经处理后输送到井坪LNG站，由管道输送。经加压液化后由专业输送车辆运输至下游购买企业。王十八转轻烃厂处理工艺为：液氨制冷工艺，原料气（原油伴生气）经天然气压缩机一级压缩增压至0.4MPa（100℃），进入蒸发冷脱除部分水和重烃，进入干燥塔（4A分子筛）进行干燥脱水，进入二级压缩增压至2.0MPa，进入蒸发箱进行冷却，深冷至-50℃后进入低温分离器进行气液分离，通过液烃重沸器复热至20℃，进入储罐进行储存。王十八转轻烃厂设计转输规模3万m3/d，目前处理量稳定在2.0万m3/d以上，可满足本项目2.0万m3/d伴生气使用量；王十八转轻烃厂由西安庆港洁能科技有限公司延安延庆分公司投资修建。根据建设项目工艺流程的要求，主要装置（设备）和设施的布局应符合人-机工程的原则，以便最大限度地降低操作者的劳动强度以及精神紧张度。主要装置（设备）和设施的布局应顾及其上下游生产装置的衔接，使生产工艺和设备连接简洁、便捷、节能。主要原辅材料及产品厂内储存量表2-2本项目主要原辅材料及产品储量序号名称状态质量储存场所固有危险有害特征备注一、产品1液化天然气液22.5tLNG储罐易燃、低温重点监管危险化学品2混合轻烃液16.5t混烃储罐易燃二、原料1伴生气气0.58tLNG橇装设备易燃重点监管危险化学品三、预冷剂1氨气/液0.397t预冷橇贮液器易燃重点监管危险化学品四、混合冷剂1氮[压缩的]（9%）气态18kg主冷橇储气罐、冷箱窒息危险化学品2甲烷（15%）气/液30kg易燃重点监管危险化学品3乙烯（25%）气/液50kg易燃4丙烷(25%)气/液50kg易燃危险化学品5异丁烷(26%)气/液52kg易燃合计0.2t五、脱酸剂1N-甲基二乙醇胺溶液液1t脱酸塔、再生塔弱腐蚀六、脱汞剂1活性炭固4.0m3脱汞塔可燃丙类可燃七、干燥剂1硅铝酸盐晶体固5m3干燥塔原辅材料消耗量及原料成分表表2-3原辅材料及能源消耗序号种类消耗量1干气1.5×104Nm3/d2石油伴生气0.5×104Nm3/d3预冷剂液氨5kg/a4混合冷剂氮[压缩的]（9%）1.8kg/a5甲烷（15%）3kg/a6乙烯（25%）5kg/a7丙烷(25%)5kg/a8异丁烷(26%)5.2kg/a9干燥剂5m3/a10活性炭4.0m3/a表2-4石油伴生气组分表组分单位改扩建前数值改扩建后数值CH4Mol0.80220.6196C2H6Mol0.10060.1253C3H8Mol0.04830.1183iC4H10Mol0.00260.0187nC4H10Mol0.00460.0376iC5H12Mol0.00030.0119nC5H12Mol0.00020.0108C6Mol00.0125水Mol00.0187（饱和水）N2Mol0.03510.0264CO2Mol0.00610.00027、主要工程设备表2-5本项目设备清单序号名称规格型号材质数量/台设备参数备注设计温度/℃设计压力/MPaG一、蒸发冷（已建）1管道离心泵N=7.5kW扬程：30m流量：25m³/h额定转速1450r/min2500.32立式单级离心泵KQW125N=30kW扬程38m转速2900r/min2500.63风机N=7.5kW转速：1440r/min4//二、主冷橇（已建）1主冷压缩机N=330kW最高工作压力2.8MPa气体试验压力3.5MPa/1/1介质:混合冷剂、润滑油2油泵功率5.5KW压力2.5MPa流量20m³/h/2/2.5介质:润滑油3储气罐φ1000mm*4078mm容积3m³耐压试验压力3.13MPaQ245R11052.5Ⅱ类压力容器;介质:混合冷剂、润滑油4主冷一级油分φ1000mm*3040mm容积1.834m³耐压试验压力2.3MPaQ345R11002.09Ⅱ类压力容器;介质:混合冷剂、润滑油5主冷二级油分φ600mm*3044mm容积0.65m³耐压试验压力3.15MPaQ245R11052.5Ⅱ类压力容器;介质:混合冷剂、润滑油三、预冷橇（已建）1预冷压缩机N=132kW转速2950r/h排气量1761m3/h最高工作压力2.8MPa气体试验压力3.5MPa/1/3介质:氨、润滑油2油泵功率4KW压力2.5MPa流量21m³/h/2/2.5介质:润滑油3贮液器φ800mm*1739mm容积：0.662m³耐压试验压力2.5MPaQ345R1502.5Ⅱ类压力容器；介质：氨、润滑油4预冷一级油分φ800mm*2371mm容积：0.812m³耐压试验压力2.3MPaQ345R11002.09Ⅱ类压力容器；介质：氨、润滑油5预冷二级油分φ600mm*1850mm容积：0.374m³耐压试验压力2.63MPaQ245R11002.1Ⅱ类压力容器；介质：氨、润滑油四、脱酸橇（已建）1吸收塔Φ600X12798mm容积：3.37m³耐压试验压力（卧）7.0MPaS30408Q345R11005.5Ⅱ类压力容器；介质：伴生气、醇胺溶液2再生塔φ800/600H=9700m耐压试验压力：壳0.8MPa/管0.2MPaS304081180/1500.8/0.2Ⅱ类压力容器；介质：醇胺溶液3再生塔冷凝器φ600mm*2470mm耐压试验压力：0.42MPaS304081125/600.11/0.33Ⅱ类压力容器；介质：水、冷却水4贫液冷却器工作温度150℃试验压力1.0MPaS3040811701介质：水/醇胺溶液5吸收塔分离器φ600mm*2489mm容积0.551m³耐压试验压力5.63MPaQ345R1604.5Ⅱ类压力容器；介质：醇胺溶液、伴生气6冷却塔φ600mm/325mmH=3040mm容积0.06/0.06/0.58m³耐压试验压力（卧）7.66MPa:Q345RQ345D1壳上50/下15：管70壳上6.1/下0.22：管6.1Ⅱ类压力容器；介质：伴生气7贫富液换热器工作温度150℃试验压力1.0MPaS3040811701I类压力容器；介质：醇胺溶液8贫液泵出口压力5.5MPa进口压力：0.02-1MPa流量：Q=12m³/h行程80mm/2//介质：醇胺溶液、水9贫液罐常压Q245R1500.1介质：水/醇胺溶液五、脱水撬（已建）1吸附塔φ900mm*4513容积1.9m³耐压试验压力（卧）7.75MPaQ345R12205.5Ⅱ类压力容器；介质：伴生气2吸附塔φ900mm*4513容积1.9m³耐压试验压力（卧）7.75MPaQ345R12205.5Ⅱ类压力容器；介质：伴生气3再生气电加热器额定功率40kw额定电压：380V流体种类：伴生气防护等级：IP55:Q345R13756.1Ⅱ类压力容器；介质：伴生气4再生气汽水分离器φ1000mm*3233容积1.873m³耐压试验压力：1.13MPaQ345R1600.9Ⅱ类压力容器；介质：伴生气5冷却风机功率：5.5kw转速1450r/min26脱水罐φ700mm*2930mm容积0.8m³耐压试验压力6.88MPaQ345R2805.5Ⅱ类压力容器；介质：伴生气六、冷箱（已建）1冷箱φ2000mm*2800mm*13000mm容积：A、0.020m³B、0.12m³C、0.093m³D、0.003m³E、0.046m³换热面积：A36.8m³B213.3m³C137.6m³D6.3m³E82.5m³耐压试验压力：A7.41MPaB-E3.25MPa300350831(-195)-65A5.7MPa:B2.5MPa:C2.5MPa:D2.5MPa:E2.5MPaⅡ类压力容器；介质：伴生气、热流冷剂、反流冷剂、BOG、氨七、压缩机（已建）1原料气增压机排气量18Nm³/min吸气压力0.3MPa排气压力4.0MPa吸气温度：40℃外形尺寸：4100*2700*2500mm油泵压力0.155MPa电机功率110kw/2//介质：伴生气、润滑油、冷却水2抽气机2.5万方/d吸气压力：常压排气压力0.3MPa吸气温度0~40℃排气温度≤160外形尺寸6000*2500*2700mm电机功率75Kw/1//介质：伴生气、润滑油、冷却水其他1原料气分离缓冲罐DN1200*3600Q345R1521.6伴生气；已建2LNG储罐V=50m3S30408/Q235B1-196/520.8/-0.1已建3混合轻烃储罐V=30m3Q345R1521.77新建4LNG低温装车鹤管液下装车S304081-1962.5已建5混烃装车鹤管液下装车20#1522.5新建6污水罐V=3m3Q345R1//已建7导热油炉YY（Q）L-350kw/1281/3000.8已建8、劳动定员和工作制度本次改建后依托原有操作人员。本工程定员18人。其中，生产人员12人，站长1人，安全员1人，厨师1人，司机1人，仪表工1人，电工1人。每年工作330天，生产人员每天24小时，3班倒，其他人员1班制。9、公用工程（1）给排水本项目改建后劳动定员不变，生活用水量不变，生活用水依托现有供水设施以及生活污水处理设施；生产用水为冷却系统定期更换的冷却水，生产用水量不变，生产废水依托现有的污水罐暂存，定期运送到距厂区8.0km的采油一厂经沉降处理后回注；雨水散排出站。（2）采暖采暖期采用导热油炉采暖，采暖期通过导热油进行热交换，供生活办公采暖，同时供应生产系统；非采暖期供应生产系统。（3）制冷夏季采用分体式空调进行降温。工艺冷却采用液氨及混合冷剂（甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷）作为冷源。液氨由延安供应商进行供应，厂区液氨储罐容积为0.6m3，储存量为0.397t，每2年补充10kg液氨；储罐内混合冷剂为气态，储罐容积3.0m3，混合冷剂由本公司精分厂供应，混合冷剂每2年补充一次，补充总量的20%左右。10、管道、管件管道采用无缝钢管，材质为20#钢，压力为0.2~0.4MPa。其技术性符合《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163—2008）的规定。连接方式为焊接，管道与设备、阀门采用法兰连接。天然气经压缩机压缩后，从压缩机到储气井及加气机的高压管道采用不锈钢无缝管道，材质为S30804的高压不锈钢无缝钢管，其技术性符合《液体输送用不锈钢无缝管道》（GB/T14976—2012）的规定。连接方式为卡套连接或焊接连接，采用管沟中架空固定敷设，管顶距地面不小于0.5m，并用细沙填充。11、项目总投资及环保投资本项目总投资为100万元，环保投资为23万元，占总投资的23%。12、总平面布置（1）总体布置站内为生产区，倒班宿舍设置在站外东北侧70m处；燃气发电机布置在办公区西北侧，并布置消防水罐、消防泵房和导热油炉等辅助生产设施；生产区自西北向东南角依次为油气设备区、储罐区，装车区设置在油气设备区南侧，装车区设置LPG和LNG万向节装车鹤管各1具。配电室和仪表控制间设置在靠近大门口处，便于人员及时疏散，并在北侧设置6m宽紧急疏散门1处。站区西北侧设置6m宽大门1处。站内设置尽头式消防回车场，尺寸为15×15m，满足消防要求。各区通过道路有机的连接为一体，既满足运输的要求，又满足消防和设备检修的要求。（2）竖向布置①站场地坪标高确定站场竖向设计采取平坡式布置方式，以1%的坡度坡向大门口。②道路除厂外连接路、装置内部道路外均采用城市型道路，道牙高度为0.15cm，路面宽度为5m，横坡为2%，纵坡和人行道纵，横坡随竖向布置要求而定。道路转弯半径为12m，道路承载力为20t。人行道原则上不设转弯半径，砌成T字型或两侧斜接型。水泥混凝土路面及场地铺砌结构：车行：C30水泥混凝土面层，铺砌厚22cm；级配碎石、砾石基层，厚25cm；基土夯实。人行道：C25水泥预制方砖(25x25x5cm)；M5水泥砂浆，厚2.5cm；12%石灰土，厚30cm；基土夯实。（3）场地装车区和储罐区的场地均为不产生火花的硬化地面。产区内除道路和硬化检修通道外，一切裸露地面种植草坪。生产区、防火堤内装置区内不绿化。厂区东侧和南侧设置2.2m高铁艺围墙。工艺流程和产排污环节图4-1运营期工艺流程图（1）伴生气增压计量系统由接转站来的石油伴生气压力较低，在进站口设置绝缘法兰、切断阀和放空阀，伴生气先进入分离橇进行气液分离器和计量，计量后的石油伴生气进入抽气机进行初步增压至0.4MPaG，为防止抽气机吸入负压，抽气机出口设置回路调节阀，保持抽气机入口正压状态。由轻烃厂输来的干气压力约0.5MPaG，在进站口设置紧急切断阀和计量系统，计量后的干气和石油伴生气一起进入两台二级活塞式原料气压缩机增压至4.0MPaG，增压后的干气进入净化系统。该工艺会产生：无组织排放的废气、分离的废水、设备运行的噪声。（2）净化系统（脱酸撬）脱酸系统以复合胺溶液为吸收剂、采用一段吸收、一段再生流程脱除干气中酸性气体二氧化碳。来自原料气增压系统的干气和石油伴生气直接进入吸收塔，自下而上通过吸收塔；再生后的MDEA贫液从吸收塔上部进入，自上而下通过吸收塔，逆向流动的复合胺溶液和干气在吸收塔内充分接触，气体中的酸性气体二氧化碳被吸收而进入液相，未被吸收的组份从吸收塔顶部引出。吸收了酸性气体的复合胺溶液在再生塔内进行汽提再生，直至达到贫液的控制指标。导热油炉给脱碳再生塔内吸收了二氧化碳的MDEA溶液进行间接加热，顶部产生的酸性气体再经脱碳再生塔冷凝器后进入脱碳再生气分离器，分离的气体送往导热油炉，冷凝液进入脱碳冷凝液储罐，定期运到王十八转采出水处理站处理。工程上MDEA一般指的是N-甲基二乙醇胺，分子式为CH3-N（CHE2CH2OH）2，胺分子中至少有一个烃基团和一个氨基团。一般情况下，可以认为烃基团的作用是降低蒸汽压和提高水溶性，氨基团的作用是使水溶液达到必要的酸碱度，促使CO2的吸收。CO2是弱酸性，MDEA是弱碱，反应生成水溶性盐类，由于反应是可逆的，使MDEA得以再生，循环使用。甲基二乙醇胺的碱性随温度升高而降低，在低温时弱碱性的甲基二乙醇胺能与CO2结合生成胺盐，在高温下胺盐能分解成CO2和甲基二乙醇胺。MDEA经过再生可重复利用，不外排。该工艺会产生：无组织排放废气和设备运行的噪声、废活性炭以及更换的冷却水。（3）干燥系统（脱水撬）干燥脱水系统由2台干燥器组成。干燥器干燥及再生交替进行，再生分加热和冷却两个步骤，经干燥后的干气露点低于-70℃，干燥后再经浸硫活性炭过滤，原料气中微量的汞与浸硫活性炭上的硫产生化学反应生成硫化汞，吸附在活性炭上，从而达到脱除汞之目的，从脱汞器出来的天然气的汞含量小于0.01μg/Nm3。干燥系统的工艺过程如下：原料气流经干燥塔，塔中装填的干燥剂将气体中的水分吸附下来，使干气得以干燥。在一台干燥塔处于干燥的状态下，另一台干燥塔处于再生过程。干燥后的干气通过流量计控制，引出一路作为再生气进入干燥塔使干燥塔进行再生。干燥塔的再生过程包括加热再生和吹冷两个步骤。在加热再生过程中，开启干燥塔中的电加热，流经的气体经加热器升温至150℃后冲洗需要再生的干燥塔，使吸附剂中的水分得以解吸出来，解吸气经冷却和分液后去导热油炉做燃料。再生塔冷却时，停止电加热，使再生气不经过加热流经干燥塔带走热量，让干燥塔降温，通过阀门开启控制再生气压力约为0.2MPa，再生后作为导热油炉燃料。该工艺会产生：无组织排放的非甲烷总烃、废活性炭、废分子筛、设备运行的噪声。（4）液化系统①天然气液化单元预处理合格后的天然气进入液化橇箱。液化橇内的主要换热设备为铝制钎焊板翅换热器芯体，原料气在冷箱换热器与制冷剂换热，在预冷阶段，C3及以上组分被被预冷剂冷却下来生成产品混合轻烃，甲烷进入下一级换热器被混合冷剂继续降温，温度达到-162℃左右从冷箱换热器的底部引出，经过节流降压后进入LNG储罐。液化天然气节流阀采用阀前温度和流量串级调节，来保证LNG的液化率和产量。②制冷循环流程主液化橇预冷段原料气与预冷剂氨进行换热（预冷段进气温度≤35℃，出气温度≤-15℃），预冷换热后的天然气直接进入深冷段（MRC制冷剂：氮气、甲烷、乙烯、丙烷和异丁烷）进行换热（天然气进气温度≤-15℃，出液温度≤-162.5℃），经阶梯阀节流降压至≤0.15MPa后进入LNG储罐进行储存。液化设备液化工艺流程均采用闭式冷剂循环工艺，在该循环中，冷剂依次被压缩、冷却、冷凝、节流膨胀和蒸发。从冷箱换热器顶部流出的低压冷剂流经压缩机一级入口缓冲罐，然后经冷剂压缩机一级压缩至0.6MPa后，进入冷剂压缩机段间冷却器冷却至50℃。冷却的气相混合冷剂流经压缩机二级入口缓冲罐进入压缩机的二级压缩至2.0MPa，然后进入冷却器冷却至-15℃，其中部分冷剂冷凝为液相。冷却后的混合冷剂进入气液分离罐，液相冷剂从罐底流出，通过冷剂泵送至冷箱换热器顶部，与分离罐顶部流出的气相冷剂在板翅换热器流道内混合后自上而下流入冷箱。设置气液分离罐是为了使高压气相冷剂和高压液相冷剂分别流入换热器，保证气液两相冷剂在不同板翅流道内的均匀分布，一定程度上也能解缓开车过程中的冷箱积液问题。高压混合冷剂自上而下流过冷箱换热器，流出冷箱底部时被冷却至约-162℃，然后经过J-T阀压力降低到约0.22MPa（G）。节流后一部分冷剂蒸发，并产生焦-汤制冷效应，混合冷剂温度降低到约-171℃。节流后的混合冷剂经过分离罐气液分离后，低压的气相混合冷剂和液相混合冷剂分别返回冷箱换热器底部，在板翅流道内混合后自下而上流动，为高压混合冷剂和天然气提供冷量。低压混合冷剂从冷箱顶部流出时已被全部气化，温度约为45℃，压力为0.1MPa。从冷箱换热器流出的低压冷剂再进入一级压缩机入口缓冲罐，即完成一个制冷循环。正常运行时进入压缩机一级、二级入口的混合冷剂温度均高于其露点，所以不会夹带液相冷剂，设置压缩机入口缓冲罐是为了保护压缩机，使它在启动和运行失常时也不会有液体夹带进入压缩机。该工艺会产生：无组织排放的非甲烷总烃、氨气、设备运行的噪声。（5）产品储存系统LNG属于可燃液体，可在常压或加压下低温储存。带压储存的优点是相对冷损小，罐装方便，即使LNG泵出现故障或停电等，存储在储槽中的LNG照样可以靠自增压快捷方便地装车，同时这种方式储存可以降低生产能耗。混合轻烃在常温常压下为气态，密度比空气重，本项目生产的混合轻烃属于液态天然气凝液，选用1台30m3储罐全压力储存，设计充装系数为90%，储存压力约为1.0~1.2MPaG，温度常温。混合轻烃和LNG都为甲类可燃液体，两种产品都利用储罐压力进行装车，混合轻烃利用压缩机二排气减压至1.5MPaG，为混烃储罐充压，利用混烃储罐与槽车间压差进行装车；LNG储罐区设置LNG储罐增压器一台，使储罐自增压至0.4MPaG左右，利用LNG储罐与槽车间压差进行装车；装车区混合轻烃和LNG密闭万向节装车鹤管各1具。该工艺会产生：无组织排放的非甲烷总烃、设备运行的噪声和清罐油泥，另外装车外运时会产生车辆噪声和汽车尾气。与项目有关的原有环境污染问题1、与本项目有关的原有环境污染本项目为现有站场内进行改建项目，根据现场调查，井坪LNG站已办理环评、验收、排污等环保手续：于2018年6月19日取得志丹县环境保护局《关于志丹县绿能油气技术服务有限责任公司新建井坪LNG站建设项目环境影响报告表的审批意见》（志环函〔2018〕61号），设计干气处理量为1.5×104Nm3/d，年产LNG3465t/d；于2020年1月9日固废取得延安市生态环境局志丹分局关于建设项目验收意见批复（志环验〔2020〕2号），水、大气、噪声、生态及其它污染防治措施通过企业自主验收评审会；于2021年4月24日取得固定污染源排污登记回执，登记编号：91610625MA6YE30Q69002W，有效期：2021年4月24日至2026年4月23日。于2019年12月10日在延安市突发环境事件应急办公室进行备案。于2022年5月30日与陕西宝鸡恒兴石化科技有限公司（危险废物经营许可证编号：HW6103220001）签订危险废物委托处置合同（合同编号：WF（2022）-0155），委托处置废矿物油和其他废物。根据现场调查，本项目危险暂存间位于厂区西侧，仅搭建彩钢瓦棚，未采取防风、防雨、防流失措施，且地面未进行防渗处理，不符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及修改单中对危险废物暂存间建设的要求。工程内容及规模：本项目占地4666.67m2，本项目建筑总面积896.81m2，主要修建原料气增压系统、净化系统、干燥脱水系统、液化系统、罐区及装车系统，新埋设专用输送管线9.3km，干气处理量为1.5×104Nm3/d，年产LNG3465t。项目组成见表2-6：表2-6建设项目主要工程内容工程组成工程名称建设内容主体工程生产区原料气增压系统位于厂区中部，生产区的西侧，占地面积60m2，全部进行基础减震，地面为混凝土地面净化系统净化系统（脱酸撬）位于原料气增压系统东侧，占地面积20m2，全部基础减震，地面为混凝土地面干燥系统干燥系统（脱水撬）位于净化系统的东侧，占地面积12m2，主要包括加热再生和吹冷两个步骤，干燥系统地面为混凝土地面液化系统液化系统位于净化系统南侧，占地面积40m2，主要包括主冷压缩机组、预冷压缩机组、液化冷箱、工质储罐四个部分，液化系统地面为混凝土地面辅助工程生活办公区控制室、值班室等办公用房位于加工区东侧，占地面积105m2，一层砖混结构；生活区位于厂区的西南侧，占地面积140m2，一层砖混结构产品储存系统位于生产区东侧，占地面积160m2，放置2台50m3LNG储罐，采用全冷冻带压储存（0.8MPa.G、-162℃），混烃储罐1具（30m³卧式储罐）围墙0.24m厚，高2.2m，长度247m，砖垛管道工程集气管线由专业安装单位进行安装施工。新埋设专用输送管线9.3km，其中管径为89×4.0mm的1.05km，管径为76×4.0mm的8.25km；依托原有的8.9km，其中管径为76×4.0mm的5.8km，管径为60×3.5mm的3.1km。管道选线不占用耕地，顺沟埋设。管道采用无缝钢管，材质为20#钢，压力为0.2~0.4MPa，施工结束后按原有土地恢复事故水池位于生产区南侧，4座事故水池占地面积160m2，总容积450m3发电发电机组位于生产区西侧，安置2台型号为LH-400GFZ的燃气发电机组导热油炉位于厂区东北角，360KW，为厂区提供热源，燃料为干气公用工程给水由乡镇自来水管网提供排水采用雨污分流，站区雨水散排出站，生活污水排入化粪池，然后定期由周围村民定期清掏作为农用肥还田供电由发电机组发电供应供热生产生活热源采由导热油炉锅炉供应制冷工艺冷却采用液氨和混合冷剂（甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷）制冷环保工程废气导热油炉和发电机组的废气经8.0m高排气筒直接排放，油气设备区会产生少量的非甲烷总烃，无组织排放废水生活污水排入化粪池，然后定期由周围村民定期清掏作为农用肥还田；设置450m3的事故水池，收集事故状态下的废水噪声高噪声设备安装减震垫；连接处采用柔性连接。进出站车辆由工作人员引导，防止拥堵鸣笛固废生活垃圾设垃圾桶，分类收集后由环卫部门统一收集清运，废分子筛每1.5年更换一次，统一由厂家回收处理，储罐每5年清理一次，废活性炭每年更换一次，作为危险废物放置在专用的危废储存桶内，厂区临时存放在危险废物暂存间内，定期由有危废处理资质单位回收处理；导热油定期有有资质单位更换并清运绿化项目区外围布置3306.58m2的绿化2、现有工程污染物排放情况根据《井坪LNG站改造项目环境质量现状检测》（陕众邦（综）字2022（09）第009号），监测期间本项目正常生产，监测期间锅炉燃烧负荷约65%，监测结果见下表：表2-7导热油炉排气筒监测结果表监测点位污染物评价标准/（mg/m3）折算浓度范围/（mg/m3）超标率/%达标情况排放速率（kg/h）导热油炉排气筒出口颗粒物108.6~9.30达标0.0057二氧化硫20ND3//0氮氧化物5041~480达标0.0214根据现状监测结果可知，本项目导热油炉排气筒出口各污染物排放浓度均满足《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）中表3中天然气排放浓度限值，因此排放浓度达标。生活污水产生量为172.8m3/a，排入化粪池后有周围村民定期清掏作为农肥还田。生活垃圾产生量约1.584t/a，分类收集后由员工定期清运至乡镇生活垃圾转运点；其他危险废物：废分子筛产生量3.3m3/a、废机油产生量0.03t/a、废活性炭产生量3.0m3/a、废导热油（1t/a）清罐油泥产生量0.5m3/次（每5年清理一次）等定期由有资质单位回收处置。3、环保问题根据现场调查，本项目危废暂存间未采取防渗、防泄漏、防雨等措施，不符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及修改单要求的危险废物暂存间，企业自2020年1月9日通过环保验收，正式投产运营，但一直未更换活性炭和分子筛。4、整改措施根据《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及修改单要求、建设单位危险废物产生量等要求在场区西侧建设符合要求的危废暂存间，建设面积20m2。按照环评要求定期更换废活性炭和废分子筛，暂存在危险废物暂存间内定期委托陕西宝鸡恒兴石化科技有限公司处理。危险废物暂存间必须做到防风、防雨、防流失措施且地面防渗处理，设置泄漏收集池，张贴符合要求的警示标识、设置危险废物进出库台账。根据本项目实际情况提出以下整改要求：（1）危废暂存间应关注“四防”（防风、防雨、防晒、防渗漏）措施，并按要求张贴警示标识；（2）地面与裙脚要用坚固、防渗的材料建造，建筑材料必须与危险废物相容，存放危险废物容器放置在托盘上。（3）基础必须防渗，防渗层的防渗性能至少等效1m厚粘土层（渗透系数≤10-7cm/s），或2mm厚高密度聚乙烯，或至少2mm厚的其它人工材料，渗透系数≤10-10cm/s。（4）堆放危险废物的高度应根据地面承载能力确定。（5）危险废物管理要求①建立台账管理制度，需注明危险废物的名称、来源、数量、特征和包装容器的类别、入库时间、出库日期及处理单位名称等；②危险废物暂存间设立明显的危险废物标志和规章制度，贮存期限不得超过国家规定；③定期对所贮存的危险废物包装容器及贮存设施进行检查，发现破损，应及时采取措施清理更换；④应建立危险废物申报和转移联单，各项手续应符合国家和当地环保部门要求。三、区域环境质量现状、环境保护目标及评价标准区域环境质量现状1、大气环境（1）基本污染物本项目位于志丹县双河镇，根据大气功能区划，项目所在地为二类功能区。本次环境空气质量基本污染物现状评价采用陕西省生态环境厅办公室发布的《环保快报2021年12月及1～12月全省环境空气质量状况》（2021-1）中公布的常规例行监测数据。具体如下：表3-1环境空气质量现状评价表污染物行政区年评价指标现状浓度标准值占标率/%达标情况PM10志丹县年平均质量浓度（µg/m3）427060达标PM2.5年平均质量浓度（µg/m3）233565.71达标SO2年平均质量浓度（µg/m3）106016.67达标NO2年平均质量浓度（µg/m3）224055达标CO第95百分位数浓度（mg/m3）1.4435达标O3第90百分位数浓度（µg/m3）13616085达标根据以上监测结果可知，志丹县环境空气中SO2、NO2、PM10、PM2.5年平均浓度和CO、O3百分位浓度满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准要求，根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）“第6.4.1条项目所在区域达标判断”依据，项目所在区域为达标区。（2）其他污染物本项目环境空气特征污染物为非甲烷总烃、氨、硫化氢、TSP，本次评价在项目地设置1个大气补充监测点位，委托陕西众邦环保检测技术有限公司于2022年9月3日～4日对项目区域的环境空气质量进行采样监测（监测报告详见附件）。①监测点位和监测项目监测点布设见表3-2和附图。表3-2其他污染物补充监测点位基本信息监测点位名称监测点坐标监测因子相对厂区方位相对厂界距离/m经度纬度项目地108.92898436.765500非甲烷总烃、氨、硫化氢、TSP//②监测时间与监测频次监测时间：2022年9月3日～4日连续监测3天有效数据。监测频次：具体监测频次见表3-3。表3-3监测频次监测因子取值时间监测时间及频次TSP24小时平均浓度每日连续24小时采样时间非甲烷总烃/每天采样4次，每小时45分钟连续采样氨、硫化氢1小时平均浓度每小时45分钟连续采样③检测方法按照《环境空气质量手工监测技术规范》（HJ194-2017）、《环境监测质量管理技术导则》（HJ630-2011）及相关国家标准要求进行采样容器的准备、现场采样及实验室分析，具体检测分析方法及使用仪器见表3-4。表3-4环境空气检测分析方法及使用仪器一览表项目分析方法及来源使用仪器及编号检出限非甲烷总烃环境空气总烃、甲烷和非甲烷总烃的测定直接进样-气相色谱法HJ604-2017GC-4000A东西气相色谱仪（21041006）0.07mg/m3氨环境空气与废气氨的测定纳氏试剂分光光度法HJ533-2009722S可见分光光度法（070415091115080032）0.01mg/m3硫化氢环境空气亚甲蓝分光光度法《空气和废气监测分析方法》（第四版）国家环境保护总局（2003年）722S可见分光光度法（070415091115080032）0.001mg/m3TSP环境空气总悬浮颗粒物的测定重量法GB/T15432-1995及修改单BSA224S电子天平（万分之一）（33092862）1μg/m3④监测结果与评价其他污染物环境质量现状监测结果见表3-5。表3-5其他污染物环境质量现状监测结果表监测点位污染物平均时间评价标准监测浓度范围/（μg/m3）最大浓度占标率/%超标率/%达标情况项目地TSP24小时平均300μg/m3148~15752.30达标非甲烷总烃一次值2mg/m30.41~0.61mg/m330.50达标氨1小时平均0.2mg/m30.032~0.03919.50达标硫化氢1小时平均0.01mg/m30.002~0.008800达标从监测结果可以看出，评价区环境空气中TSP24小时平均值满足《环境空气质量标准》中二级标准浓度限值；氨和硫化氢1小时平均值满足《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录D中浓度限值；非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放详解》中标准限值。环境保护目标本项目为现有站场内进行改建项目，原料为由王十八转轻烃厂通过管道输送的伴生气，产品为LNG和混烃，受影响的主要是项目周边的村民。项目北侧紧邻油区道路，距乡道300m；项目西侧为梁峁荒地以及少量耕地；项目南侧为沟壑及油区道路；项目生产区东侧为井场、生活区东侧为注水井队临时住房。主要环境保护目标如下：表3-6环境保护目标一览表功能主要保护目标方位距离规模环境保护要求大气环境井坪村W400约20户，60人《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准后梁村SW100约5户，15人污染物排放控制标准1、废气排放标准施工期扬尘废气执行《施工厂界扬尘排放限值》DB161/1078-2017中相关要求；运营期导热油炉废气排放执行《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）中表3天然气标准限值；厂界污染物排放《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB27822-2019）附录A中标准限值。2、废水排放标准生活污水不外排，工艺废水经采油一厂处理后回注。3、噪声排放标准建筑施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）中的相关规定。运营期噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类排放标准。4、固体废弃物一般工业固体废物贮存、处置执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）；危险废物险废物贮存污染污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单（环境保护部公告2013年第36号）的相关规定。总量控制指标无

四、主要环境影响和保护措施施工期环境保护措施1、施工方案本项目为改建项目，在现有工程基础上新建1台30m3混合轻烃储罐；增加混烃储罐喷淋及其他相关消防设施；增加混烃储罐高压注水设施1套；油气设备区新增一路湿气（石油伴生气）管道，在站内设置切断、计量设施；冷箱分离器底部引出一路管道作为产品混合轻烃通同时拆除1具50m3液化天然气储罐，因此本项目施工期包括拆除工程以及设备安装工程。（1）拆除工程主要是拆除1具50m3液化天然气储罐，在拆除前先排空储罐内液化天然气、截断管线，在施工前必须编制专项施工方案并进行易燃易爆气体检测和有毒有害气体检测，检测合格后方可施工。拆除工程委托专业公司进行施工，拆除过程中主要是产生设备噪声以及拆除后的设备，拆除后的设备合理处置。（2）设备安装工程主要是包括储罐、喷淋装置、站内管道等的安装，在设备安装前需要采用便携式检测装置，进行易燃易爆气体检测和有毒有害气体检测，检测合格后方可施工，尤其是封闭的受限空间内还应检测氧气浓度，且持续检测。设备安装工程主要是产生废弃的包装材料等一般固废和噪声，一般固废分类收集后无法重复利用的由施工单位清运至建筑垃圾处置场。（3）建设周期由于本项目无土建工程，施工期仅一个月，且根据检修制度，建设单位每两年大修一次，一般在冬季停产期间进行维修，因此建议在停产期进行施工，确保施工安全。2、主要环境影响及措施（1）废气环境影响主要是设备安装以及拆除、转运过程中使用的起重机械、运输机械等产生的机械废气，由于井场较空旷，扩散条件好，产生的废气能快速扩散，对周围大气环境影响很小。为了避免施工期施工扬尘对周围环境空气的影响，工程建设单位应加强施工期的环境管理和监督，根据延安市人民政府办公室关于印发《蓝天、碧水、净土保卫战2022年工作方案》的通知（延政办函〔2022〕18号）中相关要求。为了最大限度减小施工扬尘对环境的影响，评价提出后续施工应采取的措施和要求：①强化施工期环境监督管理，结合厂区实际情况制定合理施工计划，尽快缩短剩余工期，采取集中力量逐项施工方法，坚决杜绝粗放式施工现象发生。②施工工地周边必须设置1.8m以上围挡，严禁敞开式作业；对围挡落尘应定期清洗，采取洒水、覆盖等防尘措施，保证工地及周围环境整洁。③剩余工程露天堆放的物料必须进行遮盖，并采取喷洒水等抑尘措施；料区和道路应划分界限，及时清除散落物料，保持道路整洁，并及时清洗。④厂区已经进行硬化，要求定期清扫及洒水抑尘，出场车辆必须将车轮、车身冲洗干净，不得带泥上路。⑤必须继续严格管控施工扬尘，全面落实建筑施工“六个100%管理+红黄绿牌结果管理”防治联动制度。（2）废水环境影响施工期主要是工作人员生活污水，生活污水依托现有的化粪池处理，定期清掏肥田，不外排。（3）噪声环境影响施工期噪声主要是起重机械设备噪声、设备安装时敲打的声音，施工噪声属于瞬时高噪声，但施工期仅为拆除工程和设备安装，施工时间较短，施工结束后施工噪声也随之消失，因此施工期噪声影响可接受。为了减轻本项目施工期噪声对外环境的影响，建设单位在施工期间应采取以下控制措施：①加强施工管理，合理安排作业时间，严格执行施工噪声管理的有关规定；②夜间（22：00～次日6：00）禁止高噪声设备施工，以避免噪声扰民。如工艺需要夜间施工，应得到当地环保行政主管部门的批准，并及时通告周围居民；③选用低噪声施工设备；④加强车辆的管理，建材、设备等运输尽量在白天进行，并控制车辆鸣笛。（5）固废环境影响施工期固废包括：①拆除的1具50m3液化天然气储罐，拆除后可按照二手设备外售给需要的企业；②设备更换产生的建筑垃圾，分类收集后有回收利用价值的外售给废品回收站，无法重复利用的由施工单位清运到志丹县建筑垃圾处置场。合理处置施工固废后不在场区内长期存放，因此对周围环境影响很小。运营期环境影响和保护措施1、废气（1）污染源强核算本项目改建后处理量从1.5×104Nm3/d增加到2×104Nm3/d，供热负荷需要增加。根据生产工艺流程可知，正常工况下营运期废气主要是发电机烟气、生产装置区和储罐区无组织排放极少量废气。①发电机烟气本项目建设燃气发电机2台，功率为500kW，用作备用电源，原料为净化后伴生气，属于清洁能源，发电机只在紧急情况下启用。备用发电机运行废气中主要污染物为SO2、NOX。发电机产生的废气经设备自带4.5m高排气筒排放。由于项目所在地的供电正常，且项目自建成以来未发生事故，仅每年定期检查燃气发电机设备时运行半个小时，因此备用发电机的启用次数不多，对环境影响较小。③导热油炉废气本项目设置1台350kW的导热油炉，本项目处理原料气增加30%，锅炉燃烧热负荷也增加30%，监测期间锅炉燃烧负荷约65%，因此本项目建成后现有导热油炉满足生产需要。根据《井坪LNG站改造项目环境质量现状检测》（陕众邦（综）字2022（09）第009号），本项目导热油炉废气排放浓度满足《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）中表3中天然气排放浓度限值，经换算至满负荷工况各污染物排放量分别为：颗粒物0.069t/a、氮氧化物0.261t/a。④无组织排放的废气本项目正常工况下，大气污染物无组织排放主要来源于生产区设备与管线接口的逸散气、吹扫管线作业产生的外排气、天然气充装过程产生的逸散气以及混合制冷剂泄漏的有机废气。正常工况下，根据《环境影响评价实用技术指南》中建议，无组织排放量可按照原料年用量或产品年产量的0.1‰~0.4‰，类比同类型企业，天然气液化撬装设备连接口尽可能密封，厂区天然气无组织排放量按总周转量的0.02‰计算，本项目年输入495万m3干气和165万m3石油伴生气，混合气体密度约0.8kg/m3，则项目投产后整个厂区无组织排放总量约为1.056t/a，其中非甲烷总烃无组织排放量为0.212t/a。本项目预冷剂为氨，根据建设单位实际运行情况每2年补充10kg液氨，因此氨气无组织排放量为5kg/a；混合冷剂主要用到丙烷、乙烯、异丁烷、氮气和甲烷，主冷橇储存量为0.2t，根据建设单位实际运行情况每2年补充20%的混合冷剂。则制冷橇无组织VOCs排放量为0.045t/a。⑤非正常工况时大气污染物排放生产装置非正常排放发生在装置停车检修时，此时需要将装置进气阀门关闭，排空管道及装置内在线伴生气量。排放过程持续约5分钟，排放伴生气量约100m3/次。⑥事故排放此外，生产系统如出现事故，系统设置的紧急停车系统自动切断原料气气源及系统内部诸多阀门，将系统隔离成许多块。设置于相应生产装置、工艺管道上的安全保护装置（安全放散阀或爆破膜）会打开，紧急排出伴生气。系统视不同故障区域泄压，最大泄压40m3伴生气。生产装置的安全阀起跳最大放空量为1000Nm3/h，通过火炬燃放。由于生产装置各工序设置有较完善的自动化控制系统，一般发生超压排放的频率较低、排放量也较小。（2）影响分析经计算生产装置区和储罐区无组织排放的非甲烷总烃约0.257t/a。由于有机物废气排放量较小，且周围较空旷易于扩散，对周围环境影响很小，非甲烷总烃无组织排放满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB27822-2019）附录A中相应标准。发电机仅在紧急情况下启动，每年启动次数很少，使用时间较短，在使用过程中产生的废气通过自带的排气筒排放，且项目周围较空旷易于扩散，对周围环境影响很小。导热油炉使用的是处理后的干气，属于清洁能源，根据现状监测产生废气均能达标排放，通过排气筒排放后对周围环境影响较小。（3）废气排放情况表4-1本项目废气产生排放情况一览表产污环节排放形式污染物产生量t/a废气处理设施污染物排放污染防治措施是否为可行技术排放浓度mg/m3排放速率kg/h排放量t/a燃气发电机无组织颗粒物、SO2、NOx//////导热油炉无组织颗粒物0.069低氮燃烧器+8m高排气筒是9.30.00870.069SO20000NOx0.26145.20.0330.261生产装置区和储罐区无组织排放无组织非甲烷总烃0.257///0.03240.257（4）废气排放口设置表4-2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/℃标准备注导热油炉排气筒（DA001）颗粒物、SO2、NOx70.3235《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）已建（5）大气污染物排放量核算本项目大气污染物排放量核算结果见表4-3。表4-3大气污染物无组织排放量核算表序号排放口编号产污环节污染物主要污染防治措施国家或地方污染物排放标准年排放量/（t/a）标准名称浓度限值/（mg/m3）1DA001导热油炉颗粒物低氮燃烧器+8m高排气筒《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）100.069SO2200NOx500.2612--生产装置区和储罐区无组织排放非甲烷总烃/《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放标准限值40.257无组织排放总计颗粒物0.069SO20NOx0.261非甲烷总烃0.257（6）监测计划根据本项目运营期的环境污染特点，按照《排污单位自行监测技术指南总则》（HJ819-2017）、《排污单位自行监测技术指南火力发电及锅炉》（HJ820-2017）等相关规定，本项目大气监测计划详见下表。表4-3运营期大气监测计划项目监测位置监测项目取样位置监测频率执行标准废气点源导热油炉排气筒（DA001）颗粒物、SO2排气筒1次/年《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）NOx1次/月面源厂界非甲烷总烃上风向1个，下风向3个1次/年《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）2、废水本次改建后上游气源为2×104Nm3/d的石油伴生气，根据组分表估算水分含量约0.3m3/d（99m3/a）。分离橇中气液分离器可有效去除10μm以上的颗粒和水分，去除效率约99%。产生的废水排放到污水罐内，处理后的原料气经增压后和干气进入压缩系统，在分离橇废水产生量约0.297m3/d（98.01m3/a）；经预脱水的原料气再经过分子筛深度脱水，分子筛脱水效率约99%，吸附饱和后通过干气再生，再生效率约98%，再生产生的原料气经冷却分液后导入导热油炉燃烧，分液产生的废水排入污水管内暂存，分液效率约95%，经计算后分液废水量约0.912m3/a；本项目脱酸系统再生采用汽提方式，经冷凝分离后会产生脱碳冷凝液，根据建设单位提供资料，冷凝液产生量约15m3/a（0.045m3/d）。综上，本项目改建后废水产生量约113.922m3/a（0.345m3/d），废水主要污染物为SS和石油类，产生的废水暂存在厂内污水罐内，由作业区定期拉运至王十八转采出水处理站处理后回注。根据《长庆油田分公司第一采油厂2022年志丹区块产能建设项目环境影响报告书》，王南区块王十八转采出水设计处理规模为1500m3/d，当前负荷为1100m3/d，2022年产建完成后新增21m3/d，剩余处理量能满足本项目需要；王十八转采出水处理工艺为沉降除油+石英砂过滤，采出水经处理后达到《长庆油田采出水回注技术指标》（Q/SYCQ3675-2016），即SS含量≤80mg/L；石油类≤80mg/L后再回注，因此生产废水处理依托可行。王十八转注水站设计规模为1600m3/d，当前负荷为1420m3/d，2022年产建完成后新增77m3/d，剩余注水量能满足本项目需要，因此生产废水处置依托可行。本项目改建后员工不新增，生活污水量不新增，依托现有化粪池处理后定期清掏肥田，不外排。3、噪声（1）噪声影响分析本项目改建主要是新增混烃储罐以及管道设施，新增设施无高噪声设备，项目主要高噪声设备是现有的备用发电机组、离心泵、风机、压缩机、增压机等设备，现有设备采用基础减振、定期维修保养的措施。根据现状监测结果表明，本项目现有工程运营期昼间厂界噪声在51~55dB（A）、夜间厂界噪声在43~47dB（A）满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准限值，由于本次改扩建未增加产高噪声设备，因此类比现状监测，改扩建后运营期厂界噪声可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准限值。（2）监测计划根据本项目运营期的环境污染特点，按照《排污单位自行监测技术指南总则》（HJ819-2017）等相关规定，本项目大气监测计划详见下表。表4-4运营期噪声监测计划项目监测位置监测项目取样位置监测频率执行标准井坪LNG厂界四周Leq(A)厂界四周外1.0m半年一次《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准限值4、固体废物本项目运营期产生的固体废弃物主要有废弃的分子筛、废弃的活性炭、废机油、废油桶和生活垃圾等。（1）废弃的分子筛生产装置的脱水单元采用分子筛来进行吸附脱水，分子筛是一种碱金属硅铝酸盐，能吸附临界直径不大于4A的分子。分子筛可在提高温度的情况下吹扫或抽真空而再生重新使用，再生（脱水）的程度则视吹扫气的湿度和温度而定。经气液分离器预脱水后再经过分子筛深度脱水，分子筛再生后重复利用。由于频繁吸附再生，定期需要对失效的废分子筛进行更换，更换量约5m3/a。废分子筛属危险废物（HW49，900-041-49），替换下的废分子筛暂存在危废间内定期交有资质单位处置。（2）废活性炭脱汞单元分子须使用活性炭吸附处理，废活性炭每年更换一次，根据气液分离罐容积，活性炭每年更换量为4.0m3/a。根据《国家危险废物名录》（2021），这些废弃的活性炭为危险废物（HW29，900-452-29），铁桶盛装密封后暂存于危废仓库，定期由陕西宝鸡恒兴石化科技有限公司进行处置。（3）废机油生产设备日常保养和维护产生的废机油，共约0.05t/a，根据《国家危险废物名录》（2021），属危险固废（HW08，900-249-08），铁桶盛装密封后暂存于危废仓库，定期由陕西宝鸡恒兴石化科技有限公司进行处置。（4）废导热油本项目工艺用热采用导热油炉，导热油炉对导热油物化性质有一定要求，导热油一般2年进行一次更换，更换量为1t，根据《国家危险废物名录》（2021），属危险固废（HW08，900-218-08）。委托陕西宝鸡恒兴石化科技有限公司进行处置，不对环境产生危害。（5）清罐废液LNG储罐和混烃储罐每5年委托专业公司清罐一次，清罐产生的废液量约0.5m3，根据《国家危险废物名录》（2021），属危险固废（HW08，900-221-08）。储罐清洗是一项专业性很强的作业，由建设单位定期委托专业公司进行清理，全程由专业队伍专门操作，清理储罐产生的废液委托有危废处置资质的单位及时回收处置，不在场内存放。（6）生活垃圾本项目技改后不新增工作人员，因此生活垃圾不新增，产生量为1.584t/a。表4-5项目危险废物分析结果表序号固废名称产生工序形态主要成分危废代码产生量（t/a）1废弃的分子筛干燥固态碱金属硅铝酸盐、油类HW49900-041-495m3/a2废活性炭脱汞固态汞、油类HW29900-452-294.0m3/