沙雅赛普能源有限公司顺北区块放空气液化项目环境影响报告书

目录TOC\o"1-2"\h\z\u1591总论 经防渗化粪池处理试压废水、置换和干燥废气声学环境噪声沉淀处理循环使用施工废水大气环境采取扬尘防治措施扬尘、废气生活污水外运至建筑垃圾处置场建筑垃圾开挖土方工程验收设备调试设备安装基础工程主体工程全部回填，场地平整图2.2-1施工期工艺流程及产污环节图结合图2.2-1，本项目施工期产污环节分析如下：废气：（1）各类燃油动力机械施工作业时会排出各类燃油废气，主要污染物为CO、NOx、SO2、烟尘。（2）土石方装卸、运输砂石等建筑材料时产生扬尘，主要污染物为TSP。（3）设备安装调试阶段置换过程使用的氮气。废水：（1）施工人员产生生活污水，主要污染物为BOD5、CODCr、SS。（2）冲洗运输车辆产生冲洗水、管道试压废水，主要污染物为SS。噪声：各类施工机械和运输车辆施工作业时产生设备噪声。固废：建筑垃圾、土石方和生活垃圾。2.2.1.2施工期污染物排放及治理措施1、废气排放及治理措施（1）扬尘本项目施工废气主要来源为施工扬尘、施工机械运行产生的无组织排放废气以及装修阶段的油漆废气，其中以施工扬尘对空气环境质量的影响最大。本项目施工期对拟建地块所在区域大气环境质量的影响主要是扬尘，其易造成大气中TSP浓度增高，形成扬尘污染。在进行场地基础开挖、地基处理、土地平整等施工作业时，如遇大风天气，易造成粉尘、扬尘等大气污染情况，其次运输砂石、水泥等建筑材料时发生散落等情况，则会增加施工区域地面起尘量。为减少扬尘的产生量及其浓度，环评要求施工单位在施工时采取以下防治措施：●要求施工单位文明施工，定期对地面洒水，并对撒落在路面的渣土及时清除，清理阶段做到先洒水后清扫；●在施工场地对施工车辆实施限速行驶，加强对行车路面洒水抑尘；在施工场地出口放置防尘垫；自卸车、垃圾运输车等运输车辆不允许超载，选择对周围环境影响较小的运输路线，运输车辆出场时必须封闭，避免在运输过程中的抛洒现象；●施工过程中，楼上施工产生的建筑渣土，不得在楼上向下倾倒，须运送地面；●禁止在风天进行渣土堆放作业，建材堆放地点要相对集中，并对堆场以毡布覆盖，建渣清运，对裸露地面及时进行硬化和沙砾石铺垫，减少建材的露天堆放时间；开挖出的土石方应加强围栏，表面用毡布覆盖，合理安排土石方运输时间，严禁在施工场地内堆放过多；●风速大于3m/s时应停止施工；环评要求施工单位在日常施工过程中严格采取上述施工扬尘污染防治措施，确实有效降低施工工地扬尘产生量及其浓度，实现达标排放。（2）施工机械废气施工期施工单位在运输原材料、施工设备以及施工机械设备在运行过程中均会排放一定量的CO、NOx及未完全燃烧的THC等，其特点是排放量小，属间断性排放。加之项目施工场地开阔，扩散条件良好，因此施工机械废气可实现达标排放。环评要求施工单位在施工期内安排专人注意加强施工机械维护，确保机械设备正常运行。（3）设备调试氮气设备干燥和置换用的氮气为空气中最主要的成分之一，可直接排放到大气。2、废水排放及治理措施（1）施工废水施工废水主要来自于施工机械冲刷、冲洗楼梯及墙面以及桩基础施工中排出的泥浆等，该类废水含大量泥砂，悬浮物浓度较高，pH值呈弱碱性，并带有少量的油污。施工废水中BOD5浓度值最高约80mg/L、CODCr浓度值最高约150mg/L、SS浓度值最高约1000mg/L。根据本项目特点，预计施工废水产生量约为5m3/d。针对本项目施工废水特点，环评要求施工单位在施工现场修建临时废水沉淀池，用于对施工废水进行沉淀处理后循环使用，严禁外排。（2）施工人员生活污水本项目施工期产生少量生活污水。经估算施工高峰期施工人员约20人计，其生活用水量按0.05m3/人·d计，则施工人员生活污水排放量约为1m3/d，生活污水经防渗化粪池处理，定期淸掏。（3）设备试压废水设备安装完后，需测试设备、管道的保压能力，产生试压废水，主要污染物为SS，经临时沉淀池沉淀后循环使用，不外排。3、噪声排放施工期主要噪声源有打桩机、电锯、升降机和各种运输车辆等，其运行噪声值一般在75～110dB(A)，最高瞬时值约110dB(A)。由于各施工阶段均有大量施工设备交互间歇性作用，因此产生的设备噪声也是间歇性和短暂性的。经类比分析，本项目施工期各阶段主要噪声源、声源强度和建筑施工场界噪声限值标准分别见表2.2-1和表2.2-2。表2.2-1施工期噪声排放标准单位：dB(A)施工阶段声源声源强度场界噪声昼间昼间标准值夜间夜间标准值土石方阶段挖土机78-9675-857075-8555冲击机95空压机75-85卷扬机90-105底板与结构阶段混凝土输送泵90-10070-857075-8555振捣器100-105电锯100-105装修安装阶段电钻、手工钻等100-10580-957080-9555电锤100-105无齿锯105表2.2-2运输车辆噪声强度单位：dB(A)施工阶段运输内容车辆类型声源强度土方阶段建筑弃渣等大型载重车84－89底板及结构阶段钢筋、商品混凝土混凝土罐车、载重车80－85装修阶段各种装修材料及必备设备轻型载重卡车75－80根据项目外环境关系，项目200m范围内均为工业型生产企业，无环境敏感点。4、固废排放及处置措施本项目施工期固废主要包括：基础开挖土方、建筑垃圾、装修垃圾和施工人员生活垃圾。本项目施工期开挖土方量约1.5万m3，全部用于调整场地标高，无弃土产生。环评要求施工单位在开挖地基时尽可能在短时间内完成开挖、排管、回填工作，尽量减少水土流失和扬尘对区域环境的污染影响。同时，要求施工单位对用于回填、场地平整土方覆盖塑料布，并修建挡土墙、排水沟，有效防止弃土被雨水冲刷造成水土流失。本项目建筑规模小，主要为轻钢结构，因此施工期建筑垃圾产生量很少。施工生产的废料首先应考虑废料的回收利用，对钢筋、钢板、木材等下角料可分类回收，交废物收购站处理；对不能回收的建筑垃圾，如混凝土废料、含砖、石、砂的杂土等应集中堆放，定时清运到指定处置地点，以免影响环境质量。严禁随意倾倒、填埋，造成二次污染。本项目施工期高峰期有施工人员约20人，生活垃圾产生量按0.5kg/人·d计，则施工人员生活垃圾产生量约10kg/d。环评要求施工单位袋装收集施工人员生活垃圾，定期运至塔河油田油泥处理站无害化处理，严禁就地填埋。2.2.2运营期2.2.2.1营运期产品生产关联工艺本项目建成后主要利用顺北区块放空气生产液化天然气（LNG），其产品生产工艺关联图如图2.2-2所示。原料天然气原料天然气计量调压净化液化天然气液化2.2-2产品生产工艺关联图2.2.2.2液化天然气（LNG）生产工艺流程及产污环节分析液化天然气生产工艺流程见图2.2-3。消泡剂消泡剂制冷循环系统外售BOG气体G3活性炭回用LNG产品重烃分子筛分子筛再生系统胺再生循环系统净化单元胺液再生气再生气（260℃）含水再生气凝液W1、杂质S1极少量胺液W2脱盐水贫胺液燃烧废气G4不凝气G2冷凝液5.8MPa45~65℃贫胺液98℃富胺液压力：5.0MPa原料天然气进气过滤器原料气压缩机CO2、H2S吸收塔闪蒸罐气液分离器脱汞塔贫富液换热器闪蒸气G1发电机组燃烧胺再生塔贫液水冷却器贫液增压泵酸性气体冷却器发电机组燃烧导热油炉胺液储罐闪蒸罐分子筛脱水塔废活性炭S3再生气冷却器再生气再生气加热器气液分离器冷凝水W3废分子筛S2危废资质单位处理低温换热器重烃洗涤分离塔-50℃重烃储罐制冷循环系统LNG储罐外售装车BOG气体G3回用进气过滤器再生气压缩机冷剂补充甲烷氮气乙烯、丙烷、异戊烷净化后的原料气氮气站液化单元BOG压缩机物流走向污染物走向热量走向发电系统燃料气储罐硫回收非正常工况火炬燃烧图2.2-3生产工艺流程图工艺流程简述：（1）天然气净化工艺天然气中含二氧化碳、硫化氢、硫化物、水分等杂质，这些杂质的存在会腐蚀设备及在低温下冻结而阻塞设备和管道，因此在天然气液化前，必须将原料气中的H2S、CO2、H2O、汞及重烃等脱除。该项目的工艺流程大致分为以下几个步骤：1）原料气过滤与增压由于原料气来自于管道气，压力一直都是在波动的，为了将使原料气压力能够平稳，需要在原料气进入原料天然气压缩系统前进行调压，以稳定其进口压力。原料天然气进入本装置后首先经过进气过滤分离器尽可能除去其中可能携带的游离液体和机械杂质，保证后续工艺及设备的正常运行，再经计量后利用原料气压缩机增压至5.0MPa后进入净化系统。原料天然气进装置设置有事故联锁切断阀，事故状态下切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。2）脱CO2和H2S为防止天然气中CO2在低温下形成干冰堵塞管道，H2S对设备和管道造成腐蚀，在天然气液化前CO2和H2S必须达到如下指标：CO2<50ppm，H2S<4ppm。根据本项目原料气组分表2-6，项目原料气中含硫量约11153.36mg/m3。本项目采用MDEA化学吸收法脱H2S和CO2，MDEA即N-甲基二乙醇胺，对CO2、H2S等酸性气体有很强的吸收能力，而且反应热小，解吸温度低，化学性质稳定，不降解，应用广泛。经过滤调压后的原料气，在温度为43℃、压力为5.0MPa的条件下进入MDEA吸收塔下部，自下而上通过吸收塔，胺溶液（约49℃）由塔顶流下，与天然气充分接触，将其中的二氧化碳浓度降低到50ppm以下，被吸收的CO2进入液相。脱碳后的天然气（未被吸收的组分）离开吸收塔顶部时为含饱和水的净化气，经气液分离器去除携带的胺液成分后进入下步脱水工段，分离器出来的凝液（胺液成分）通过液位控制器自动排至胺闪蒸罐。胺溶液在脱除CO2的同时与原料气中所含的H2S发生反应，脱除原料气中的H2S气体，原料气经净化后H2S含量可低于5.0ppm。在胺溶液的作用下，原料气经净化后能满足相关标准要求。胺液再生循环系统：吸收塔吸收了CO2、H2S等酸性气体达到平衡的MDEA复合溶液称为富液，富液从吸收塔底部降压后进入胺闪蒸罐（罐内温度53℃、压力为0.6MPa），在闪蒸过程中，溶液中的部分甲烷和微量酸性气体被闪蒸出来，这部分闪蒸气量很小，被送入火炬燃烧。溶液闪蒸罐底部的溶液（富液）经在贫富液换热器中与再生塔底部流出的溶液（贫液）换热后，升温到98℃去再生塔上部，在再生塔中进行汽提再生，直至富液再生变成贫液，塔内温度为120℃。再生塔底部引出贫液分别经贫富液换热器、贫液水冷却器换冷却到45~65℃，然后由贫液增压泵加压至5.8MPa送入CO2吸收塔上部喷淋入吸收塔内，完成胺液循环。再生塔底部设置蒸汽再沸器，以保证塔底温度在工艺范围内，再沸器热源由导热油炉提供。导热油利用燃气发电系统烟气余热加热。在再生塔内，溶液中气体经加热分解释放出CO2、H2S等酸性气体，酸性气体随同大量的水蒸汽及少量MDEA复合溶液由塔顶流出，进入最终冷却器（水冷却），胺液冷凝后回流至再生塔顶部。未冷凝的气体主要为CO2和H2S酸性气体进入硫回收单元。硫回收：本单元采用干法脱硫技术，处理温度40℃，压力0.15MPa，对来自天然气脱碳单元再生塔的尾气进行处理。该单元采用四塔吸附流程，定时更换脱硫塔中的脱硫剂，保证脱硫后的尾气合格。原料气中的H2S与脱硫剂中的活性组份氧化铁反应，生成固体硫化物，沉积在脱硫剂的微孔内，其反应式为：H2S+MO=MS+H2O（M代表铁金属）酸气自脱酸气单元出来后首先经过酸气预热器预热，然后依次进入装有固体脱硫剂的4台脱硫塔，顺序为：A→B→C→D。经过4级吸附后，酸气中的硫化氢脱至5ppm以下，然后由塔顶排出至火炬燃烧。从而达到尾气排放的环保标准。待A、B吸附饱和后，更换这两塔的脱硫剂，并通过管线切换，让酸气依次经过C→D→A→B，酸气中的硫化氢脱至5ppm以下，然后进入发电机组燃烧。3）脱水本项目采用4A分子筛作为脱水吸附剂。经脱酸气后的原料气温度为40℃、压力为5.0MPa，首先通过气液分离器分离从上游工艺中携带来的极少量胺液液滴，脱除的液体回流至胺闪蒸罐。过滤器后的原料气进入分子筛脱水塔脱水，塔内温度40～220℃、压力为5.0MPa，将原料气中饱和水脱至1ppm以下，达到下步液化工序的工艺要求。为保证装置安全稳定运行，装置采用三塔吸附流程，吸附剂采用4A分子筛。在给定的吸附周期内，一台吸附器处于吸附状态来脱除原料气中的水分，另一台处于冷却状态来脱除再生气中的水分，再生气再进入第三台刚完成吸附步骤的吸附器进行再生。分子筛脱水塔再生系统：当处于吸附状态的主吸附器饱和后，切换到另一台完成预干燥步骤的吸附器。被饱和吸附器紧接着加热再生循环，然后冷却及预干燥。每台吸附器的完整循环周期为24h，吸附状态8h、加热状态8h、冷却预干燥状态8h。三个吸附器切换使用。通过引入再生气对完成吸附工作步骤的吸附塔进行再生。再生气通过锅炉蒸汽加热升温至260℃后，逆着吸附步骤天然气流动的方向，进入吸附塔，提高该吸附塔的温度，分子筛吸附的水分被带出；完成水份解吸后，该吸附塔随即引入未经加热的再生气，吸附塔被冷却；出吸附塔的含水再生气被再生气冷却器降温、气液分离后，冷凝水进入废水处理系统，再生气经压缩机压缩后，回到前端进气分离器回收利用。4）脱汞脱水后的原料气在温度为25℃、压力为5.0MPa的条件下进入脱汞单元，本装置脱汞采用单塔流程，在吸附塔出口设置分析采样点，定期分析净化气中的汞。脱汞后的净化气去液化单元。脱汞单元采用浸硫活性炭脱汞，浸硫活性炭表面形成了C-S键，对吸附汞有很大的作用，其对汞的吸附过程包括物理吸附和化学吸附两个过程，化学吸附过程为汞与硫发生化学反应生成硫化汞并被吸附在活性炭上，脱汞效率可以达到62%~86%，将原料气中汞含量脱至0.01μg/m3。活性炭每三年更换一次，更换量为2t/a。（2）天然气液化工艺本项目天然气液化采用混合制冷循环液化工艺。净化后的天然气进入到低温换热器与混合冷剂换热，冷却到-50℃左右时引出换热器进入到重烃洗涤分离塔分离出液态重烃，气化后作为燃气发电系统燃料。重烃洗涤分离塔顶部分离出的气态原料气（-71℃）继续返回到低温换热器中被冷却、液化后节流降压，最后以-162℃的LNG形态进入LNG储罐。从LNG储罐闪蒸出的BOG气体通过BOG压缩机压缩后，重新进入液化单元，最终全部进入LNG产品，不外排。1）制冷循环系统制冷剂为由甲烷、氮气、乙烯、丙烷、异戊烷组成的混合制冷剂。储存于制冷剂储罐的甲烷、氮气、乙烯、丙烷、异戊烷等制冷剂按一定比例分别经流量阀、冷剂入口罐进入冷剂压缩机系统完成混合配比。制冷系统采用闭式循环，经入口罐调制好的0.2MPa低压混合冷剂经冷剂压缩机分二级压缩至3.2MPa，压缩机经循环水冷却，冷剂经冷却器和冷凝器冷却后进入气液分离器，分离出冷剂气、液相，气相冷剂返回冷剂入口罐，液相冷剂由泵打入主换热器顶部经喷嘴喷入主换热器，在底部流出时全部冷凝，节流之后至-162℃重新进入主换热器冷端，向上流动，对原料天然气进行换热液化。混合制冷剂在系统中有少量损耗，损耗的量直接经上述冷剂配比工序进行补充。2）混合冷剂储配系统氮气由制氮系统补充，甲烷由净化后的原料气补充，乙烯、丙烷、异戊烷均由各自的储罐提供。所有的冷剂均由冷剂吸入罐的入口管线加入。在系统维修或由于冷剂中液体过多时，用冷剂储罐来存放排出的或多余的冷剂。这些冷剂可以根据需要再加入到系统中，以使冷剂损失最小。（3）LNG储存及装车系统1）罐区LNG罐区设10座公称容积150m³，总容积1500m3的带压储罐，同时配备相应的储罐安全控制系统，储存周期约为7.5天。储罐采用外置卧式泵装车，2套装车软管，1台地衡称重计量系统等。储罐所有的进出连接口和其他仪表接口都设计在储罐顶部，储罐的气相接口连接到闪蒸气(BOG)总管。闪蒸气总管入口与冷箱前天然气预冷换热器相连，闪蒸气超压放空进入放空系统。2)装车区LNG运输采用汽车槽车运输方式。装车区设置2个装车位，每个装车位同时设置气相接头和液相接头，在槽车内充入LNG液体时，气相的天然气通过气相管道返回储罐BOG管线，达到储罐和槽车压力平衡。从LNG储罐闪蒸出的BOG气体通过BOG压缩机压缩后，重新进入液化单元，最终全部进入LNG产品，不外排。2.2.3物料平衡2.2.3.1硫平衡本项目日处理天然气10×104m3，原料天然气硫化氢浓度为11153.36mg/m3，含硫量1.04t/d（312t/a），经脱酸单元处理后g/m3图2.2-4项目硫平衡图2.2.3.2汞平衡本项目日处理天然气10×104m3，全年处理天然气3.65×107m3，原料气中汞含量为0.05μg/m3（1.82g/a），进入到液化天然气的汞含量0.01μg/m3（0.364g/a），图2.2-5项目汞平衡图2.2.3.3水平衡厂址区域工业用水、生活用水均槽车外购、消防用水自建消防储罐。项目投入运行后，生产给水主要用于循环水补水、脱盐水原水及冲洗场地用水等。其中工艺废水（进气过滤器凝液、气液分离器冷凝水、再生气分离器冷凝水），脱盐水站清净下水用于厂区洒水降尘。1、生活用水本项目生活用水的用水定额按50L/人·d计算，全厂工作人员预计30人，则日用水量为1.5m3/d，年用水量为450m3/a。污水产生系数取0.8，则生活污水产日生量为1.2m3/d，年产生量360m3/a，生活污水经地埋式一体化污水处理设施处理达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中二级标准后，用于厂外周围沙漠植被绿化。2、生产用水（1）制冷系统循环用水制冷系统循环冷却水的设计规模确定为3.4m3/d。设2台循环水泵，设置在循环水泵房内，流量：400m3/h，1开1备；空冷器2座，处理水量400m3/h，∆T=10℃。循环冷却水补充水由厂区内脱盐水装置补充，补充量约1m3/d。（2）设备、地坪冲洗用水设备、地坪冲洗日均用水量约3m3/d，废水产生系数取0.8，则设备、地坪冲洗废水产生量约2.4m3/d。主要含油SS、石油类，进入生产污水罐。3、消防用水厂区自建消防储水罐，设2座1000m3消防水储罐，消防水罐设置液位检测，一次性注满储罐。综上所述，本项目运营期水平衡见表2.2-3，图2.2-5。表2.2-3项目运营期水平衡情况单位：t/d加入产出新鲜水生活用水1.5生活污水1.2生产用水循环用水3.4循环水站排水0脱盐水原水8脱盐水站排水0.3设备、地坪冲洗用水3设备、地坪冲洗废水2.4合计15.9合计3.9图2.2-5项目总水量平衡图（t/d）2.2.4污染物的排放及治理2.2.4.1主要污染因素本项目在营运过程中会有少量废气、废水、固废产生，其主要污染因素见表2.2-4。表2.2-4营运期主要污染因素污染类别污染因素废水液化工艺区产生的废水主要为进气过滤器凝液（W1）、气液分离器胺液（W2）、气液分离器冷凝水（W3）、脱盐水站清净下水（W4），压缩工艺再生气分离器冷凝水（W5）；以及设备地坪冲洗水（W6）、员工生活污水（W7）废气胺闪蒸罐闪蒸气（G1）、胺再生塔冷却器不凝气（G2）、LNG储罐和装车BOG蒸发气（G3）、发电系统燃烧废气（G4）、火炬燃烧烟气（G5）、站场异常超压及设备检修排放的天然气（G6）、无组织排放的TVOC固废进气过滤器杂质（S1）、脱水塔废分子筛（S2）、废活性炭（S3）、废润滑油（S4）、生活垃圾（S5）噪声循环水站、空压站、制冷装置压缩机、泵和生产装置等处的噪声，约85~105dB（A）环境风险项目生产储运过程中LNG储罐、冷剂储罐一旦发生泄漏事故，则可能造成环境污染。项目LNG储罐已构成重大风险源，存在一定风险隐患。2.2.4.2废水本项目运营过程中废水主要为生产废水、生活污水及初期雨水，根据雨污分流的原则进行处理。废水的排放及治理措施如下：生产废水液化工艺区产生的废水主要为进气过滤器凝液（W1）、气液分离器胺液（W2）、气液分离器冷凝水（W3）、循环水站和脱盐水站清净下水及锅炉排水（W4）；压缩工艺区产生的废水主要为脱水塔再生气分离器冷凝水（W5）和压缩机产生的含油废水（W6）；以及设备地坪冲洗水（W7）。=1\*GB3①进气过滤器凝液（W1）原料天然气在进入脱酸气装置前需经进气过滤器去除少量游离液体，以保证后续工艺及设备的正常运行。这部分凝液产生量很小，约0.03m3/d，主要为原料天然气带入的水分、少量CODCr、SS和石油类，进入污水罐。②气液分离器胺液（W2）经脱酸气后的原料气中含有极少量胺液液滴，经气液分离器分离出的胺液约为0.02m3/d，通过液位控制器自动排至胺闪蒸罐回用于胺液再生循环系统，不外排。③气液分离器冷凝水（W3）液化工序分子筛脱水塔再生时，含水再生气经气液分离器分离后会产生冷凝水，约1.5m3/d，主要成分为CODCr、石油类，进入污水罐。④脱盐水站清净下水（W4）脱盐水站浓水部分（约0.3m3/d）属于清洁下水，用于厂区洒水降尘不对外排放。⑤压缩工艺再生气分离器冷凝水（W5）天然气压缩工序分子筛脱水塔再生时，含水再生气经再生气分离器分离后会产生冷凝水，约0.23m3/d，主要成分为CODCr、石油类，进入污水罐。⑦设备、地坪冲洗废水（W6）设备、地坪冲洗日均用水量约3m3/d，废水产生系数取0.8，则设备、地坪冲洗废水产生量约2.4m3/d。主要含油SS、石油类，进入污水罐。2、生活污水（W7）本项目生活用水的用水定额按50L/人·d计算，全厂工作人员预计30人，则日用水量为1.5m3/d，年用水量为450m3/a。污水产生系数取0.8，则生活污水产日生量为1.2m3/d，年产生量360m3/a，生活污水经地埋式一体化污水处理设施处理达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中二级标准后，用于厂外周围沙漠植被绿化。本项目营运期废水产生情况及处理措施见表2.2-5。表2.2-5本项目营运期废水产生情况及处理措施序号废水名称来源主要污染物产生量及产生浓度产生规律去向1生产废水进气过滤器凝液CODCr、SS、石油类废水量：0.03m3/dCODcr：300mg/LSS：100mg/L石油类：10～100mg/L连续污水罐2气液分离器胺液胺液产生量：0.02m3/dR3NH+：40%~50%连续排至胺闪蒸罐回用于胺液再生循环系统，不外排3气液分离器冷凝水CODCr、石油类废水量：1.5m3/dCODcr：300mg/L石油类：10～100mg/L连续污水罐4脱盐水站浓盐水盐类，排水量：0.3m3/d连续洒水降尘5分子筛脱水塔CODCr、石油类废水量：0.23m3/dCODcr：300mg/L石油类：10～100mg/L连续污水罐6设备地坪冲洗废水SS、石油类废水量：2.4m3/dSS：150mg/L石油类：100～200mg/L间断污水罐7生活污水生活污水CODcr、BOD5、SS、NH3-N废水量：1.2m3/d，CODcr：500mg/L；BOD5：300mg/L；SS：400mg/L；NH3-N：40mg/L连续地埋式一体化污水处理设施2.2.4.3废气本项目营运期产生的废气主要为：胺闪蒸罐闪蒸气（G1）、胺再生塔冷却器不凝气（G2）、LNG储罐和装车BOG蒸发气（G3）、发电系统燃烧废气（G4）、火炬燃烧烟气（G5）、站场异常超压及设备检修排放的天然气（G6）及生产装置区、储罐区排放的无组织废气。①胺闪蒸罐蒸气（G1）吸收了酸性气体的富胺液进入胺闪蒸罐进行闪蒸，闪蒸气为含有少量烃类的废气（其中CH4占92.5%以上、CO2占3%、N2占0.3%、H2O占3%、其余为烃类物质），根据类比分析，产生量约为780Nm3/h，经统一收集后送至燃料系统作为锅炉燃料燃烧。②胺再生塔冷却器不凝气（G2）天然气脱酸气工序胺液再生单元中，再生塔顶部闪蒸出来的不凝气，主要含CO2、H2S等酸性气体，其中CO2、H2S含量很少，作为发电机组燃料气燃烧。③LNG储罐和装车BOG蒸发气（G3）低温LNG（-162℃）在储存或输送装车时因受外界环境热量的入侵，部分LNG气化产生BOG蒸发气。根据业主介绍，BOG蒸发气产生量约为5500Nm3/h，132000Nm3/d，主要成分为甲烷，全部回入天然气液化单元，不外排。④燃气发电机燃烧废气（G4）燃气发电机燃料气来源于生产工艺中的脱酸原料气、闪蒸气和不凝气，主要成分为甲烷，燃烧产物主要为CO2、SO2、NOx、烟尘，燃烧烟气余热回收用于导热油炉加热后经15m高排气筒直接达标排放。项目燃气发电机共计燃烧天然气1000Nm3/h，该气质成分优于天然气，本次分析从最不利环境的角度出发，以原料天然气组分计算其燃烧废气。根据《工业污染源产排污系数手册（2010修订），每万立方米天然气燃烧产生废气量136259.17m3，SO20.02Skg（S为天然气中含硫量）；根据《环境保护实用数据手册》，每万立方米天然气燃烧产生NO26.3kg，产生烟尘2.4kg。计算废气产生量为1.09×104m3/h，SO2产生量为0.053kg/h，0.43t/a；NO2产生量为0.50kg/h，4.03t/a；烟尘产生量为0.19kg/h，1.53t/a。发电系统年实际工作时间约7200h，风量为8000m3/h，则废气产生量为1.09×104m3/h；SO2排放速率为0.053kg/h，排放浓度为5.3mg/m3；NOx排放速率为0.50kg/h，排放浓度为50mg/m3；烟尘排放速率为0.19kg/h，排放浓度为19mg/m3，锅炉排气筒高度为15m。可以达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中的相关标准要求（颗粒物≤20mg/m3，SO2≤50mg/m3，NOx≤200mg/m3，烟囱高度≥8m），不会对区域大气环境产生影响。⑤火炬燃烧废气（G5）火炬系统收集设备泄压尾气、冷剂安全阀泄漏气体或非正常工况下废气等，导入放空管进入火炬系统燃烧，火炬为地面防爆内燃式火炬，火炬高度25m。在正常情况下只有常明灯燃烧，有可燃气体后自动点燃，点燃后外视也无明火。常明灯燃料为BOG回收气或原料天然气，主要成分为甲烷，用量约10m3/h，燃烧废气直接经30m烟囱排放。产生废气量约136m3/h，排风量为20000m3/h，则SO2排放量为666mg/h，5.32kg/a，排放浓度为0.033mg/m3；NOx排放量为6.3g/h，50.35kg/a，排放浓度为0.32mg/m3；烟尘排放量为2.4g/h，19.18kg/a，排放浓度为0.12mg/m3，可以达标排放。正常情况下基本没有工艺废气进入火炬燃烧，对大气环境影响很小。若系统发生故障，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。系统视不同故障区域泄压，排放的可燃气体将进入火炬燃烧。事故状态下泄压尾气等最大排放量约95833Nm3/h，则废气产生量约1.31×106m3/h，排风量为20000m3/h，SO2产生量为6.38kg/h，319mg/m3；NOx产生量为44kg/h，220mg/m3；烟尘排放速率为21.6kg/h，排放浓度为108mg/m3。火炬燃烧废气通过25m高排气筒直接排放，可以达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）的二级排放标准要求（SO2≤550mg/m3、130kg/h；NOX≤240mg/m3、40kg/h；烟尘≤120mg/m3、191kg/h；H≥25m，其中烟尘的排放速率限值为外推法计算结果）。⑥站场异常超压及设备检修排放的天然气（G6）根据工艺技术要求，在储罐、管线适当位置设置安全阀，当系统出现超压时通过安全阀来保护设施，大量气体由管道送至火炬系统燃烧。站内设备、管道检修时排空的天然气被引至火炬燃烧，后经25m高火炬直接排放。这部分气体约为供气量的0.01‰，即7.66×104m3/a，9.58m3/h。则燃烧产生的废气量为131m3/h，排风量为20000m3/h，SO2排放量为0.0087kg/h，5.10kg/a，排放浓度为0.44mg/m3；NOx排放量为0.082kg/h，48.26kg/a，排放浓度为4.11mg/m3；烟尘排放量为0.031kg/h，18.38kg/a，排放浓度为1.57mg/m3。可以达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）的二级排放标准要求。项目废气产生及治理情况见表2.2-6表2.2-6项目废气产生及治理情况废气名称产生情况治理措施排放情况排放方式胺闪蒸罐闪蒸气780Nm3/h主要为甲烷等烃类气体进燃料系统，作为发电燃料燃烧废气量为2725m3/aSO:0.36kg/h，45mg/m3NOx:0.37kg/h，46.3mg/m3烟尘量极小连续胺再生塔冷却器不凝气主要含CO2、H2S等酸性气体连续LNG储罐和装车BOG蒸发气5500Nm3/h，主要成分为甲烷回天然气深冷液化单元，最终进入LNG产品不排放连续发电系统燃烧废气废气量：1.09×104m3/hSO2:0.053kg/h,5.3mg/m3NOx:0.50kg/h，50mg/m3烟尘：0.19kg/h，19mg/m3烟气余热经导热油炉回收后经15m高排气筒排放，内径0.2m废气量：1.09×104m3/hSO2:0.053kg/h,5.3mg/m3NOx:0.50kg/h，50mg/m3烟尘:0.19kg/h，19mg/m3连续火炬燃烧废气事故状态下废气量：1.31×106m3/hSO2：6.38kg/h,319mg/m3NOx:44kg/h，220mg/m3烟尘：21.6kg/h，108mg/m325m高火炬排放，内径0.3m废气量1.31×106m3/hSO2：6.38kg/h,319mg/m3NOx:44kg/h，220mg/m3烟尘：21.6kg/h，108mg/m3间断站场异常超压及设备检修排放的天然气9.58m3/h，主要成分为甲烷火炬燃烧废气量131m3/hSO2：0.0087kg/h，0.44mg/m3NOx：0.082kg/h，4.11mg/m3烟尘：0.031kg/h，1.57mg/m3间断⑦无组织废气项目无组织排放的废气主要是生产和贮存过程中存在的跑、冒、滴、漏等无组织排放的废气污染物，主要污染物为TVOC。本项目LNG储罐BOG蒸发气由BOG压缩机压缩后回入LNG深冷液化单元，正常情况下除少量漏损外，几乎没有烃类物质释放。因此本项目无组织排放的可挥发性有机物主要来自于生产装置区、LNG储罐区蒸发气收集系统、装车区及阀门、法兰等管道连接处。本次评价采用类比同类项目，核算TVOC无组织排放量。生产装置区管线阀门无组织排放TVOC约0.2kg/h（1.6t/a）；LNG储罐区、装车区蒸发气收集系统无组织排放TVOC约0.06kg/h（0.48t/a）。本项目TVOC的无组织排放情况见表2.2-7。表2.2-7项目TVOC的无组织排放情况名称来源排放量TVOC生产装置区0.2kg/h（1.6t/a）LNG储罐区、装车区蒸发气收集系统0.06kg/h（0.48t/a）合计2.08t/a无组织排放废气防治措施如下：A.生产装置区注意检修相关工艺设备，加强维护，减少生产过程中的跑冒滴漏现象发生；B.应做好LNG储罐区蒸发气收集系统、各阀门、法兰的日常检修工作，尽量保证车间阀门、法兰无损坏，密闭性好，减少逸散；C.项目以生产装置区、LNG储罐区和装车区、CNG加气区边界设置50m的卫生防护距离，以上卫生防护距离范围内无住户、学校及其它食品、医药等生产企业等环境敏感点，项目不涉及环保搬迁。因此，本项目无组织排放不会对周围环境产生影响。2.2.4.4噪声项目运营期噪声主要来源于压缩机、风机、泵类及生产装置等，噪声值在85~95dB（A）之间，各设备噪声源强及治理措施情况见表2.2-8。表2.2-8项目运营期主要设备及声源值单位：dB（A）序号设备名称位置数量声源强度降噪措施降噪后声源强度1原料气压缩机净化工艺区2台90~95选用低噪设备，安装减振垫，将其置于专门隔声房内，利用平面布置使高噪声设备远离厂界≤752胺液输送泵净化工艺区8台85~90≤653再生气压缩机净化工艺区1台90~95≤754BOG压缩机液化工艺区1台85~90≤755重烃洗涤泵液化工艺区1台85~90≤656LNG泵LNG存储及装车区4台85~90≤657再生气压缩机压缩工艺区1台90~95≤758增压机系统气化工艺区2台90~95≤659循环水泵循环水站4台（3用1备）85~90≤6510空压机空压机站2台（1用1备）85~90≤7511消防水泵消防泵房2台（1用1备）85~90≤65本项目针对以上主要噪声设备，环评要求采取以下降噪措施：（1）合理布置噪声源，将高噪声设备布置于厂区中部，尽可能远离厂界，最大限度降低本项目噪声对周边影响。（2）选用低噪声设备，振动设备安装时采取台基减振、设置减震垫等措施。（3）空压机置于独立空压机房内；泵置于独立泵房内，泵体进出管可加设可曲绕橡胶接头。机房和泵房采用封闭式框架结构，墙体采用隔声墙。（4）在厂区四周增设设置绿化带，通过绿化降噪降低设备噪声对声环境的影响。综上分析，在选用低噪声设备、采取隔声、减振、距离衰减等措施降噪后，项目厂界噪声可达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中3类标准的要求，实现达标排放。2.2.4.5固体废弃物根据运营期生产工艺，固废主要包括一般固废和危险废物。（1）一般固废项目营运期产生的一般固废包括进气过滤器杂质（S1）、废分子筛（S2）、办公人员生活垃圾（S5）。进气过滤器杂质（S1）主要为原料气中含有的少量粉尘杂质等，定期清理，根据类比分析，产生量约为5t/a，运至塔河油田污油泥处理站无害化处理；废分子筛（S2），天然气净化工序和压缩工序中的脱水塔需定期（每3年）更换一次分子筛，产生废分子筛10t/a，为吸附了一定量水分后且无法再生的硅铝酸盐晶体，送供应商回收处理；办公人员生活垃圾按0.5kg/（人·d）计算，营运期劳动定员30人，则生活垃圾产生量为15kg/d（4.5t/a），运至塔河油田污油泥处理站无害化处理。（2）危险废物项目营运期产生的危险废物主要为废活性炭（S3）、废润滑油（S4），进行分类收集至危废暂存间（1座，建筑面积为30m2，设置于厂区仓库北侧，对地面做好防渗、防腐处理）暂存，交由危废处置资质单位统一运输和处置。废活性炭（S3）：主要来自脱汞单元的不能再生的含硫化汞等杂质的活性炭，根据原料天然气组分分析，原料气中检测出汞组分，因此生产情况下产生含汞废活性炭。每3年更换一次，产生量约为2t/a，属于《国家危险废物名录》中“天然气开采（072-002-29）”天然气除汞净化过程中产生的含汞废物，危险废物编号为HW29含汞废物，交由危废处置资质单位统一运输和处置。废油（废润滑油S4）：压缩机等设备会产生废润滑油，约0.2t/a。这些危险废物编号为HW08废矿物油与含矿物油废物，交由危废处置资质单位统一运输和处置。经上述分析后，运营期固废产生治理及排放情况见表2.2-9。表2.2-9固体废物产生及排放序号名称产生量t/a分类处理措施及去向1进气过滤器杂质（S1）5一般固废运至塔河油田污油泥处理站无害化处理2废分子筛（S2）10送供应商回收处理4生活垃圾（S5）4.5运至塔河油田污油泥处理站无害化处理5废活性炭（S3）2危险废物交由危废处置资质单位统一运输和处置6废润滑油（S4）0.2危险固体的收集、暂存和转运应严格按要求进行，并需修建专用的危废暂存场所，防止雨水淋湿，地面必须防渗，防渗层宜采用土工膜（厚度不小于1.5mm）+抗渗混凝土（厚度不小于100mm）结构型式，防渗结构层渗透系数≤1.0×10-10cm/s。本项目危废暂存间设置于厂区仓库北侧，建筑面积约30m2，运至塔河油田污油泥处理站无害化处理。2.2.4.6地下水项目不涉及地下水的开采与使用。同时，项目内液体储罐均为地上储罐，不建设地下储罐。为保护项目所在地地下水环境质量不受本项目影响，环评要求建设单位注重采取清洁生产，减少物料、废液、废水的无组织排放，同时要求对厂内排水系统及排放管道，各生产车间的产水源点，物料贮槽（罐），产水收集罐（池）等强化分区防渗措施，参照《石油化工企业防渗设计通则》（Q/SY1303-2010）等相关标准要求进行分区防渗，杜绝地下水污染隐患。1、地下水污染防治措施（1）防止地下水污染控制措施的原则地下水污染防治措施坚持“源头控制、末端防治、污染监控、应急响应”的原则，即采取主动控制和被动控制相结合的措施。①主动控制即从源头控制措施，主要包括在工艺、管道、设备、污水储存及处理构筑物采取相应措施，防止和降低污染物跑、冒、滴、漏，将污染物泄漏的环境风险事故降到最低程度；②被动控制即末端控制措施，主要包括厂内污染区地面的防渗措施和泄漏、渗漏污染物收集措施，即在污染区地面进行防渗处理，防止洒落地面的污染物渗入地下，并把滞留在地面的污染物收集起来，集中收集处理；③应急响应措施，包括一旦发现地下水污染事故，立即启动应急预案、采取应急措施控制地下水污染，并使污染得到治理。（2）防止地下水污染的主动控制措施为了最大限度降低生产过程中化学品等物料的跑冒滴漏，防止地下水污染，在生产工艺、设备、建筑结构、总图等方面均在设计、施工过程中考虑了相应的控制措施，具体措施如下：①生产区和储存区内易产生泄漏的设备尽可能按其物料的物性分类集中布置；②储存和输送危险化学品等介质的设备和管线排液阀门设为双阀，设备及管道排放出的各种含化学品液体设置专门的废液收集系统，并设置在装置界区内。（3）防止地下水污染的被动控制措施防止地下水污染的被动控制措施即为地面防渗工程。包括两部分内容：一是全厂污染区参照相应标准要求铺设防渗层，以阻止泄漏到地面的污染物进入地下水中；二是全厂污染区防渗层内设置渗漏污染物收集系统，将滞留在地面的污染物收集起来。2、地面防渗工程设计原则①采用国内先进的防渗材料、技术和实施手段，杜绝对区域内地下水的影响，确保不因项目运行而对区域地下水造成任何污染影响，确保现有地下水水体功能。②坚持分区管理和控制原则，根据场址所在地的工程水文地质条件和全厂可能发生泄漏的物料性质，参照相应标准要求有针对性的分区，并分别设计地面防渗层结构。③坚持“可视化”原则，在满足工程和防渗层结构标准要求的前提下，尽量在地表面实施防渗措施，便于泄漏物质的收集和及时发现破损的防渗层。④实施防渗的区域均设置检漏装置。⑤防渗层上渗漏污染物和防渗层内渗漏污染物收集系统与全厂“三废”处理措施统筹考虑，统一处理。3、本项目拟采取的具体地下水污染防治措施评价将项目厂区分为地下水重点防渗区、一般防渗区、简单防渗区三个防渗区域，其中重点防渗区为各生产车间、储罐区、LNG等液体装卸站、危废暂存间、消防水池、事故应急池、火炬等，一般防渗区为仓库、维修车间，其他区域为简单防渗区。主要应满足以下防渗要求：①项目生产装置区、围堰区、储罐区、消防水池、事故应急池、危废暂存间、火炬等为地下水污染重点防渗区，宜采用复合防渗结构，即土工膜（厚度不小于1.5mm）+抗渗混凝土（厚度不小于100mm）结构型式。防渗结构层渗透系数≤1.0×10-10cm/s；②储罐区环墙基础罐底板下宜采用柔性防渗结构，柔性防渗材料应与环墙基础严密连接，渗漏液设导排和收集设施，储罐基础至防火堤间区域宜采用复合或柔性防渗处理结构型式；③LNG等液体装卸站为重点防渗区，地面宜采用刚性或复合防渗结构型式，地面坡度不宜小于0.5%，不应出现平坡或排水不畅区域；④一般防渗区宜采用刚性防渗结构，即抗渗混凝土（厚度不宜小于100mm）。防渗结构层渗透系数≤1.0×10-7cm/s；⑤简单防渗区为一般地面硬化。项目分区防渗措施见表2.2-10。表2.2-10项目分区防渗措施一览表防渗区域防渗分区防渗措施装置区、储罐区、围堰区、事故应急池、危废暂存间、火炬重点防渗区复合防渗结构，土工膜（厚度不小于1.5mm）+抗渗混凝土（厚度不小于100mm）结构型式，防渗结构层渗透系数≤1.0×10-10cm/s；装卸区重点防渗区复合防渗结构，地面坡度不宜小于0.5%，不应出现平坡或排水不畅区域仓库、维修车间一般防渗区刚性防渗结构，抗渗混凝土层（厚度≥100mm），渗透系数≤1.0×10-7cm/s其他区域简单防渗区一般地面硬化环评要求：定期进行检漏监测及检修，强化各相关工程的转弯、承插、对接等处的防渗，作好隐蔽工程记录，强化施工期防渗工程的环境监理。确保区域地下水不因项目建设而受到影响。2.2.5污染源非正常排放生产装置的非正常排放主要是指生产过程中开车、停车、检修、发生一般性事故时污染物排放。非正常排放大小及频率与生产装置的工艺水平、操作管理水平等密切相关。2.2.5.1非正产工况下废水排放及处置措施本项目拟建设一座500m3的事故应急池，用于存放消防废水，完全满足要求，事故应急池内储存的废水，由罐车拉运至跃进2号原油脱水站处理。2.2.5.2非正常工况下废气排放及处置措施运营期废气非正常排放情况有两类：一是生产设备开停车；二是设备检修。本项目采用连续式生产，较序批式生产开停车几率小。为避免非正常工况的发生，在车间开工时，首先运行所有废气处理设备，然后再进入生产，若发现异常，则停止生产进行检修，减少事故排放对环境的影响。车间停工时，所有废气处理设备继续运转，待工艺废气处理完全后停止设备运转，以确保在开停车时废气污染物排出的浓度与正常工况时基本一致。设备检修时，必须待系统内的原料天然气处理完毕，尾气进入火炬安全放空后，再开启系统进行检修。此外，本项目生产系统如出现事故，产生的超压尾气、装置管道残存气体均送至封闭式地面火炬系统，进行安全放空。本项目应定期对废气处理设备进行检修和维护，发现问题及时排查，保证设备正常运行，减小废气非正常排放几率。2.2.6项目污染源汇总本项目建成后污染物排放情况见表2.2-11，拟建项目“三废”排放汇总见表2.2-12。表2.2-11项目建成后污染物排放情况表污染物类别污染物名称主要成分产生量治理措施排放去向废水气液分离器胺液胺0.02m3/d排至胺闪蒸罐回用，不外排胺闪蒸罐进气过滤器凝液CODCr、SS、石油类0.03m3/d污水罐收集，送跃进2号原油脱水站污水处理系统处理不排放气液分离器冷凝水CODCr、石油类1.5m3/d分子筛脱水塔CODCr、石油类0.23m3/d设备地坪冲洗水SS、石油类2.4m3/d生活污水CODcr、BOD5、SS、NH3-N1.2m3/d地埋式一体化污水处理设施脱盐水站浓水/0.3m3/d厂区洒水降尘废气LNG储罐和装车BOG蒸发气CH45500Nm3/h回天然气深冷液化单元，最终进入LNG产品不排放胺闪蒸罐闪蒸气烃类780Nm3/h进燃料系统，作为发电机组燃料燃烧后经15m高排气筒排放达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）的二级排放标准后，排入大气环境胺再生塔冷却器不凝气CO2、H2SCO2、H2S等火炬燃烧废气SO2、NOx、烟尘事故状态下：1.31×106m3/h25m排气筒排放站场异常超压及设备检修排放的天然气CH4131m3/h火炬燃烧发电系统燃烧废气SO2、NOx、烟尘1.09×104m3/h15m高排气筒排放达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中的相关标准要求后排放无组织废气生产装置TVOC0.2kg/h无组织排放达到《大气污染物排放标准》（GB16297-1996）的二级排放标准后，排入大气环境LNG储罐区、装车区TVOC0.06kg/h固体废弃物一般固废进气过滤器杂质粉尘杂质等5t运至塔河油田污油泥处理站无害化处理不排放废分子筛吸附了一定量水分杂质且无法再生的硅铝酸盐晶体10t送供应商回收处理供应商生活垃圾生活垃圾4.5t运至塔河油田污油泥处理站无害化处理不排放危险废物废活性炭不能再生的含硫化汞等杂质的活性炭2t交由危废处置资质单位统一运输和处置危废处置单位废润滑油矿物油0.2t噪声设备噪声/85~105dB（A）选用低噪设备，隔声、减振外环境表2.2-12拟建项目“三废”排放情况汇总类别污染物正常情况非正常情况排放量排放去向产生量消减量排放量废水废水量（m3/a）1698016981698排入污水罐，近期拉运至跃进2号原油脱水站处理，远期管道输送至顺北1处理站处理CODCr（t/a）0.700.70.7NH3-N（t/a）0.0700.070.07SS（t/a）0.500.50.5石油类（t/a）0.1700.170.17废气废气量（104m3/a）8819.9708819.971.31×106m3/h大气环境SO2（t/a）0.4300.4350.9NOX（t/a）4.1304.13351.6烟尘（t/a）1.5701.57172.6TVOC（t/a）2.0802.08/固体废弃物一般固废进气过滤器杂质（t/a）550/运至塔河油田一号固废液废处理场废分子筛（t/a）10100/供应商回收生活垃圾（t/a）4.54.50/运至塔河油田一号固废液废处理场危险废物废活性炭（t/a）220/交由危废处置资质单位统一运输和处置废润滑油（t/a）0.20.20/PAGE1443建设项目区域环境概况3.1自然环境概况3.1.1地理位置沙雅县位于新疆西南，地处天山南麓、塔克拉玛干沙漠北缘、塔里木河中游，是丝绸古道重镇、古龟兹国重要组成部分，是全国优质商品棉、粮生产基地、西气东输工程气源地、塔里木油气勘探开发主战场、阿克苏循环经济发展主阵地，还享有中国塔里木棉花之乡、中国塔里木马鹿之乡、中国塔里木胡杨之乡、中国卡拉库尔羊之乡等七大特产之乡美誉。全县总面积3.2万平方公里,耕地面积260万亩，草场面积460万亩。下辖7镇4乡2个国营农牧场，全县总人口27万人，是一个以维吾尔族为主体的多民族聚居县。沙雅县北邻库车、西连阿克苏、东接库尔勒、南望阿拉尔，是新疆南北大通道的重要节点。217国道经县城北连伊犁、南至和田；吐和高速距离沙雅50公里左右，可经西至阿克苏、东至库尔勒；南疆铁路库车站、新和站及龟兹机场均在50分钟车程圈内，距离喀什边贸口岸500公里，属丝绸之路经济带西向前沿。全县地势北高南低，地形分渭干河冲积平原、塔里木河谷平原、沙漠三部分本项目建设地位于沙雅县盖孜库木乡境内顺北油区，顺北区块地理位置位于新疆沙雅县境内，顺北区块距离沙雅县110km，库车县160km。拟建项目北侧893m处为顺北1处理站，东北侧204m处为CNG母站，西侧、南侧为荒漠，东南侧40m为规划道路。地理坐标：东经82°52′59.97″，北纬40°35′54.34″。3.1.2地形、地貌顺北区块地处天山南麓，塔克拉玛干沙漠北部边缘，塔里木河以南的冲积平原，地表沉积物以粉细沙为主，地势平坦，海拔高度在930m左右，该区域为典型的沙漠生态系统，区内大部分地区土壤表层被风沙土所覆盖，植被以柽柳灌丛为主。拟建区位于沙雅县盖孜库木乡境内顺北油区。场地构造位于塔里盆地北部坳陷的中西部。地形简单，地貌单一。地表为风积沙丘，下部为第四系松散地层，区内无常年水流，属于堆积平原沙丘状风积地貌单元。场地平整度差，起伏较大。3.1.3气象和气候沙雅县属暖温带大陆性干旱气候，年平均气温10.7℃，多年平均降水量为47.3mm，多年平均蒸发量2130.8mm，年均日照时数2888.7h，冻土深85cm，基本风压值0.6kn/m，基本雪压1.0kn/m，地基承载力1.2-1.5kN/m2，地震基本烈度8度。北受拜城、库车等邻县荒漠沙地的影响及南部塔克拉玛干大沙漠的影响极大，县内长年日照充足，热量充沛，降水稀少，气候干燥，昼夜温差大，常年主风向为北风或东北风。常年平均日照3031.2小时，7月份最长达308.3小时，日平均9.9小时，1月份最短仅202.5小时，日平均6.58小时。沙雅县平均气温10.7℃，7月份最高24.9℃，极端最高气温41.6℃，最低气温-28.7℃。年平均降水47.3MM，年均蒸发量2000.7MM，蒸发量是降水量的42.3倍，夏季降水较多，初雪日最早出现在12月底，终雪日最迟在2月21日，最大积雪深度为10厘米，早霜一般在3月30日前后，晚霜在10月底出现。3.1.4地质构造与地震塔里木盆地是天山和昆仑山两个强烈褶皱带之间的大型地块凹陷，盆地中央分布有第三纪背斜褶隆起带（即中央隆起带），并将盆地分割成构造形式上接近对称的大型单向断褶盆地，但并未完全封闭，两个大型单向断褶盆地构成了统一的塔里木盆地。塔河油田地处于塔里木盆地北缘，构造上处于塔北断裂隆起带和塔中凹陷带的边缘交汇地带，构造条件较为复杂，塔北隆起带呈NNE向延伸约300km，南北宽8～40km，面积约6000km2，断裂和局部构造较为发育。项目区由于地处顺托果勒低隆的北缘，第四纪沉积物厚度较薄，第四纪沙土层厚约50多米较为疏松，下部有巨厚的第三纪泥岩粉砂岩和细砂岩。拟建区比较稳定。根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），该场地为中软场地土，III类建筑场地，本区抗震设防烈度为Ⅶ度（第三组），设计基本地震加速度为0.10g，属抗震一般地段。3.1.5水文及水文地质顺北油田地处塔克拉玛干沙漠北缘，塔里木河冲积泛滥平原区。根据相关资料研究表明，塔里木河是一条在先成平原上河道多变迁的游荡性河流，河流改道频繁，使得现塔里木河以南冲积泛滥平原的大片区域留下许多羽状分布的干枯河道。一般来讲，不同的古河道由于过水流量的不同，含水层岩性有一定的差异，地下水的赋水性也不相同。但从整体上看，与河间地相比，沿古河道沉积物颗粒相对较粗，地下水的径流条件相对较好，其地下水的富水性也相对较好。与次同时，矿化度较低的河水的淡化作用，在高矿化水化学背景中，形成了以干枯河道为轴线的浅层淡化水体带。根据塔河三源汇流资料：昆仑山北麓及天山南麓是塔河冲积平原的沉积物质来源地。因其气候环境的差异，使塔河所携带的沉积物中包含透水性能好的砂土及透水性能差的粉质粘土或粘土不稳定层，粉质粘土或粘土一般呈薄层状或透镜体状。在塔河中段的第四系松散沉积层，以松散粉砂、细砂为主，夹薄层透镜体状粉质粘土、粘土。地下水类型为第四系松散岩类孔隙潜水。（1）含水层特征顺北油田地下水类型主要为松散岩类孔隙水，以潜水为主。在顺北油田塔里木河南岸的冲积泛滥平原区和古河道内广泛分布，冲积泛滥平原区潜水含水层组成含水层的岩性主要为冲积细砂、粉细砂，夹粉质粘土、粘土透镜体，地下水位埋深一般1-5m，在顺北油田南侧区域地下水埋深多大于5m。受塔里木河径流以及洪流期补给，地下水越是靠近塔里木河流域地下水富水性越好，涌水量为100-1000m3/d，富水等级中等；距离塔里木河流域较远的地段，受地下水补给源相对匮乏，地下水富水性相对较差，涌水量多在小于100m3/d。组成古河道潜水含水层的地层岩性为细砂、粉细砂，地下水位埋深3-10m，富水程度小到中等。根据资料显示，本项目区域浅层地下水埋深为3m。（2）地下水的补给、径流、排泄条件在塔里木河以南地区，大气降水量稀少。虽降水过程短，但多以暴雨形式集中降落，且分布不均。在塔河南岸冲积泛滥平原区，地下水位埋深一般1-5m，地下水可以直接得到降水的补给，在其他地区，因地下水位埋深较大，降水只能形成一定深度的半饱和砂地水份，对沙漠地下水的补给作用很微弱。塔河是塔河冲洪积泛滥平原区地下水的主要补给来源，它以沿途渗漏方式补给地下水。此外，地下迳流的侧向补给以及洪水泛滥都直接、间接地补给地下水。地下水主要以地下径流的形式由西向东向下游排泄，在塔河现代冲积泛滥平原，地下水位埋深较浅，地下水受垂直蒸发作用的影响比较大。在古河道分布的塔河现代冲积平原，地下水位埋深一般在1-10m之间，地下水受垂直蒸发作用的影响基本可以认为不存在。在塔河两岸及古河道两岸地段，分布有疏密不等的深根系耐盐、耐旱的胡杨林及红柳林地，植被的覆盖率高大40-50%，在干旱、炎热的环境中，植物的垂直蒸腾作用也是详查区地下水的排泄方式之一。因此，详查区地下水的排泄方式主要为地下径流的形式由西向东向下游排泄；其次为垂直蒸发和蒸腾方式垂直排泄；此外，随着区内油田建设的日益发展，油区开采地下水也是地下水排泄的一个途径。区域内地下水径流方向总体上是由西向东，由两侧向塔里木河径流，但在局部地段地下水的流向并不一致。塔河冲洪积泛滥平原区内地下水迳流速度非常缓慢，以浅层潜水为主的地下水在强烈的蒸发蒸腾作用下浓缩，形成了一个水化学类型以Cl•SO4—Na型为主的高矿化背景地下水。评价区地下水的径流方向与区域内地下水的径流方向基本一致。（3）地下水水化学特征评价区属典型的内陆干旱气候，干燥炎热、降水稀少、蒸发强烈、光照充足，夏季干热、冬季干冷，春季干旱多风，昼夜温差大，日照时间长。区域内地下水水化学背景是CL-SO4-Na型高矿化咸水。受塔里木河的影响，形成了塔河南岸一定范围内河水泛滥区及古河道分布地段的是地下淡水与淡化水带，这些地区内的水化学特征与区域地下水水化学背景的CL-SO4-Na型咸水不同。塔河南岸冲积及河水泛滥区地下水矿化度与距离塔里木河相对位置相关联，距离塔河近的地段地下水矿化度1-3g/L，与塔河河水水质成分相近，但浅层潜水的化学类型和组分稍有变化，地下水的HCO3-占阴离子摩尔总量的百分比明显增高；Na+所占的百分比相应有所降低，而Ca2+、Mg2+的摩尔百分比则有所增高，地下水化学类型为CL-SO4-Na-Mg型及CL-SO4-Na-Ca型水；古河道及淡化带地下水的矿化度一般小于5g/L，水化学类型一般为CL-SO4-HCO3-Na型或HCO3-CL-Na型。而距离塔里木河较远的地段，受强烈蒸发蒸腾作用，地下水矿化多大于10g/L，地下水类型多为CL-SO4-Na型咸水。表3.1-1塔河南岸潜水水化学分带情况表淡化带距河距离（m）矿化度（g/l）pH值水化学类型备注塔河南岸淡化带3001.017.4CL-SO4-Na-Mg井水，井深35m3601.37.4CL-SO4-Na-Ca井水，井深60m5502.417.6CL-SO4-Na-Ca人工浅井10006.937.3CL-SO4-Na-Ca人工浅井16007.947.6CL-SO4-Na-Mg人工浅井175030.287.4CL-SO4-Na人工浅井备注：资料引自《塔克拉玛干沙漠北缘淡水资源》3.1.6土壤顺北区块地处塔里木河以南的冲积平原，土壤发育较差，类型较为简单，区域地面平坦，土地利用方式主要为沙地和疏林地。根据野外实地调查及新疆生物土壤沙漠研究所调查资料，评价区的土壤主要为流动风沙土和漠土化灰色草甸土等。沙雅赛普能源有限公司顺北区块放空气液化项目建设场地由新疆欣怡岩土工程勘察设计有限公司（勘察等级：乙级、证书编号：B265006223）进行勘察（工程编号：XYKC-2018-B001）。根据勘探点揭露，在最大勘探深度25.0m范围内，场地土自上而下主要为第一层粉砂及第二层细砂。场地地层分布及特征分别描述如下：第一层粉砂（Q4eol）：黄褐色，层厚1.0～3.6m。钻具钻进平稳，自然进尺，提钻无阻力，颗粒级配均匀，分选好，主要矿物成分为石英、云母、长石，结构较为松散，局部坍塌。该土层在场地内均有分布。第二层细砂（Q4eol）：青灰色，层顶埋深1.0～3.6m，最大揭露厚度24m。钻具钻进平稳，自然进尺，提钻无阻力，颗粒级配一般，分选好，主要矿物成分为石英、云母、长石，局部夹粉土薄层，标准贯入试验轻微弹锤。该层在场地内连续分布。3.1.7野生动植物依据《新疆植被及其利用》中国植物地理区划划分标准，评价区域属新疆沙漠区，顺北区块及其周边的自然植被主要有2种植被类型，即灌丛植被和森林；2个群系，即灌丛沙丘怪柳灌丛系、胡杨群系。顺北区块生存的野生动物主要有爬行动物叶城沙蜥；哺乳动物有长耳跳鼠、子午沙鼠、沙狐三类；本地鸟类有白尾地鸦、红隼、小沙百灵等。3.2环境质量现状调查与评价本项目环境质量现状监测均由新疆蓝卓越环保科技有限公司进行现状监测，用于说明项目区环境质量现状情况，监测时间为2018年3月30～4月7日。监测项目包括环境空气、地下水和环境噪声。3.2.1大气环境质量现状监测3.2.1.1大气环境质量现状监测1、测点布设本次监测在本项目场址上风向500m及下风向500m处进行监测。2、监测项目测点监测项目包括NO2、SO2、PM10、VOCs、H2S共5项。3、监测时间本次监测：SO2、NO2每天采样1次，监测时间为连续7天（3月30-4-5日），每次采样不得少于20h；PM10每天采样1次，连续监测7天（3月30-4-5日），每天连续采样不低于24h；VOCs、H2S连续监测3天，每天采样4次，每次采样1h。4、监测结果评价区大气监测结果见表3.2-1。表3.2-1评价区大气监测结果统计表单位：mg/Nm3监测点位监测项目采样时间采样天数浓度范围备注项目区上风向500mSO22018.3.30~2018.4.570.009~0.011现场实测NO20.017~0.019PM100.113~0.126VOCs2018.3.30~2018.4.130.50~0.62H2S2018.4.3~2018.4.530.005L项目区下风向500mSO22018.3.30~2018.4.570.011~0.013NO20.020~0.022PM100.124~0.140VOCs2018.3.30~2018.4.130.50~0.60H2S2018.4.3~2018.4.530.005L注：①监测结果低于检出限时，填写该方法检出限，并在其后加L；3.2.1.2环境空气现状评价1、评价标准NO2、SO2、PM10按照环境空气质量现状评价执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。对于其中未作出规定的非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值。H2S参照执行《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值0.01mg/m3的标准。标准见表3.2-2。表3.2-2环境空气质量标准单位：mg/Nm3污染物取值时间二级标准标准来源SO2年平均0.06《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准24h平均0.151h平均0.50NO2年平均0.0424h平均0.081h平均0.2PM10年平均0.0724h平均0.15VOCs一次浓度2.00参考《大气污染物综合排放标准详解》H2S一次浓度0.01《工业企业设计卫生标准》2、评价方法采用标准指数法评价拟建工程区域环境空气质量现状。标准指数Ii计算式如下：式中：Ci——污染因子i的现状监测值，mg/m3；C0i——污染因子i的大气环境质量标准值，mg/m3。3、评价结果拟建工程区域环境空气质量现状评价结果见表3.2-3。表3.2-3环境空气质量现状评价结果监测点位监测项目标准指数范围超标率项目区上风向500mSO20.06~0.0730NO20.212~0.2370PM100.753~0.840VOCs0.25~0.310H2S0.5项目区下风向500mSO20.073~0.0860NO20.25~0.2750PM100.826~0.9330VOCs0.25~0.30H2S0.50由上表知，项目区域内NO2、SO2、PM10标准指数均小于1，能够满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准要求。VOCs标准指数也小于1，能够满足《大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值。H2S标准指数也小于1，满足《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值0.01mg/m3的标准，表明项目区环境空气质量良好。3.2.2水环境质量现状本项目所在区域无地表径流及人工渠系。为说明本项目所在区域水环境质量现状，本次评价对区域内的地下水水源井进行了监测。3.2.2.1地下水环境质量现状监测为了调查本项目区域地下水环境质量情况，本次评价委托新疆蓝卓越环保科技有限公司于2018年4月7日不同时段对项目所在区域地下水环境质量现状进行的监测。监测点位坐标东经：82°53′25.14″，北纬：40°35′54.82″。1、监测因子：pH、氨氮、COD、氟化物、六价铬、汞、高锰酸盐指数、挥发酚、石油类等共20项。2、监测点位设1个地下水监测点位，点位设置情况见表3.2-4。表3.2-4地下水监测点位布设情况断面名称位置地下水井出口东经：82°53′25.14″，北纬40°35′54.82″3、监测时间及监测频率2018年4月7日，不同时段，采样2次。4、采样及分析方法地下水采样按规范执行，分析方法采用《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中有关规定进行。5、评价标准根据《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中地下水分类中可知：本项目区地下水属于“Ⅲ类：地下水化学组分含量中等，以GB5749-2006为依据，主要适用于集中式生活饮用水水源及工农业用水”，故本次环评地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准。石油类参照《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准值。评价标准详见表3.2-5。3.2.2.2地下水环境质量现状评价现状监测数据及评价结果见表3.2-5。表3.2-5地下水水质现状监测及评价结果单位：mg/L（pH无量纲）项目监测日期浓度Ⅲ类标准占标率第一次第二次第一次第二次pH4月7日7.897.996.5~8.50.5930.66氨氮4月7日0.1350.152///溶解氧4月7日8.468.83///高锰酸盐指数4月7日8.618.11///氟化物4月7日1.291.231.01.291.29化学需氧量4月7日711///六价铬4月7日0.004L0.0083.00.0010.002挥发酚4月7日0.0003L0.0003L0.0020.150.15氰化物4月7日0.0580.0690.051.161.38硫化物4月7日0.0560.0440.022.82.2阴离子表面活性剂4月7日0.0230.0600.30.0760.2汞（ug/l）4月7日2.422.580.0012.422.58铜4月7日0.001L0.001L1.00.001L0.001L锌4月7日0.0600.0741.00.060.074铅4月7日0.2570.2570.0125.725.7砷4月7日0.1400.2240.011422.4硒4月7日3.7753.4750.01377347石油类4月7日0.010.010.050.20.2注：①监测结果低于检出限时，填写该方法检出限，并在其后加L。由地下水监测结果表明：监测点中氟化物、氰化物、硫化物、贡、铅、砷、硒均超标，其余各项指标均可达到《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)中Ⅲ类标准要求。石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准值。超标可能是由地下水本身所处的地质与水文地质环境所导致的。3.2.3声环境质量现状3.2.3.1声环境质量现状监测1、监测点布设在本项目区四周厂界外1m处各设置一个监测点，共设置4个噪声监测点。2、监测时间监测2天，分别测定昼间和夜间的环境等效A声级。3、监测方法按《环境监测技术规范（噪声部分）》等有关技术规范要求执行。4、评价标准本项目噪声执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的3类标准，见表3.2-6。表3.2-6环境噪声评价标准单位：dB（A）标准类别等效声级LAeq（dB）昼间夜间365553.2.3.2噪声质量现状评价项目区域声环境监测结果如下表3.2-7所示。表3.2-7噪声监测及评价结果单位：dB（A）监测点位断面位置监测结果达标情况2018年3月30日2018年3月31日昼间夜间昼间夜间昼间夜间1#项目区北侧44.535.543.634.3达标达标2#项目区东侧46.836.945.235.9达标达标3#项目区南侧45.136.144.335.1达标达标4#项目区西侧45.335.444.734.6达标达标根据现场噪声监测数据进行分析，项目区域厂界四周监测值均能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准要求，项目区域声环境质量状况良好。3.2.4生态环境现状调查与评价3.2.4.1生态功能区划根据《新疆生态功能区划》，顺北油田区域属于塔里木盆地中部塔克拉玛干流动沙漠生态亚区，塔克拉玛干东部流动沙漠景观与油田开发生态功能区。本区域主要敏感因子为土壤侵蚀高度敏感，土地沙漠化极度敏感，土壤盐渍化轻度敏感。主要生态服务功能是：沙漠景观、风沙源地、油气资源开发。主要的生态问题是：风沙危胁绿洲和公路以及油田设施、石油开发区环境污染。3.2.4.2生态系统评价（1）天然降水稀少环境水分稀少