玉门油田分公司50万吨年催化柴油加氢改质装置环境影响评价大纲.doc

中国石油股份公司玉门油田分公司50万吨/年催化柴油加氢改质装置环境影响评价大纲1 总则1.1前言中国石油股份公司玉门油田分公司始建于1939年，目前已发展为拥有32套炼油化工装置，可生产9大类、167种“祁连”牌炼油化工产品，原油加工能力为300万吨/年的燃料油润滑油（脂）化工型现代化炼油化工企业。由于原油的品种和性质发生了变化，加工产品质量受到了影响。“十五”期间中国石油股份公司玉门油田分公司每年约生产50万吨催化柴油，催化柴油含有微量的单烯烃和大量的双烯烃等不饱和烃、多环芳烃及硫、氮化合物，油品储存热安定性差，油品颜色易变深，十六烷值较低，远不能满足国家柴油新标准的要求，即使将厂内现有的直馏柴油与催化柴油调合，也仍然满足不了柴油新标准对十六烷值的要求。鉴于此，中国石油股份公司玉门油田分公司决定新建一套对催化柴油进行改质的加氢装置，采用催化柴油加氢精制MCI串联工艺，加氢精制段可进行脱硫、脱氮等反应，达到改善其安定性的目的；MCI段可进行选择性开环和加氢饱和，降低-1-芳烃含量，使其十六烷值提高10个单位以上，其硫含量可小于50ug/g。以此推动公司未来的发展。遵照中华人民共和国环境保护法和建设项目环境保护管理条例，中国石油股份公司玉门油田分公司炼化总厂于2001年6月22日委托酒泉地区环境评价所对50万吨/年催化柴油加氢改质装置项目进行环境影响评价，为项目建设及建成投产后的环境保护管理提供科学依据。我所接受任务后，组织技术力量认真学习项目有关技术文件，调查收集有关现状资料，着手编制环评大纲，为项目环境影响评价工作的开展做前期准备。1.2编制依据 （1）“中国石油股份公司玉门油田分公司50万吨/年催化柴油加氢改质装置”环评委托书；（2）中国石油天然气股份有限公司关于玉门油田分公司汽柴油升级换代方案的批复，油炼销函字2001第72号文；（3）建设项目环境保护管理条例国务院第253号令1998年；（4）环境影响评价技术导则（HJ/T2.12.393）；（5）石油化工建设项目环境影响评价规范（报批稿）；（6）中国石油股份公司玉门油田分公司50万吨/年催化柴油加氢改质装置可行性研究报告，中国石油天然气华东勘察设计-2-研究院；（7）建设工程环境影响评价收费标准的原则与方法（试行）1989年；（8）中华人民共和国水污染防治法1996年；（9）中华人民共和国大气污染防治法2000年；（10）中华人民共和国环境噪声污染防治法1996年（11）中华人民共和国固体废物污染环境防治法1995年；（12）中华人民共和国环境保护法1989年。2 项目依托单位概况2.1玉门炼油化工总厂企业概况玉门炼油化工总厂始建于1939年，是中国第一家天然石油加工厂，经过六十多年的艰苦创业，凭借“八五”、“九五”的良好发展机遇，几经改造扩建，已发展成为拥有32套生产装置、24套辅助生产装置，一次加工能力配套，二次加工手段基本完善，集燃料油润滑油（脂）化工产品为一体的综合性炼油化工企业，炼油配套加工能力300万吨/年，润滑油生产能力15万吨/年，特油生产能力2万吨/年以上，主要生产装置工艺技术先进，产品质量合格，在1999年12月通过了IS09002质量体系认证。目前可生产汽油、化工轻油、煤油、柴油、润滑油、特种油（脂）、添加剂、石蜡、沥青、聚丙烯等11大类一百多种石化产品。玉-3-门炼油化工总厂隶属于中国石油天然气股份公司玉门油田分公司，现有职工2600人，固定资产总额21.8728亿元，年工业产值11.7亿元（90年不变价），年销售收入40亿元。2.1.1主要生产装置及规模炼油化工总厂主要生产装置见下表： 玉门炼油化工总厂主要生产装置一览表序号装置名称生产能力(万吨/年)主要产品投产时间1二套常减压80瓦斯、汽油、溶剂油、灯煤、航煤、柴油、直渣、润滑油基础油、裂化料、二级沥青19882三套常减压250瓦斯、汽油、溶剂油、灯煤、航煤、柴油、直渣、润滑油基础油、裂化料、二级沥青19973一套催化30干气、液态烃、汽油、柴油、油浆19714二套催化50同上19945氧化沥青10道路沥青、建筑沥青、污油19866催化重整30干气、富氢、液态烃、预分馏油、重整汽油19977 糠醛精制20精制轻机油、精制中间机油、精制重机油、中间抽出油、重抽出油1989 8酮苯脱蜡脱油30精制轻机油、精制中间机油、精制重机油、中间抽出油、重抽出油、粗蜡1999 9白土精制8精制轻机油、精制中间机油、精制重机油198110丙烷脱沥青25轻脱油、重脱油、沥青199911聚丙烯1颗粒聚丙烯1992装置平面布置见附图（21）-4-2.1.2主要原料、辅助材料用量来源及主要特性 玉门炼化主要加工吐哈原油、塔里木原油、玉门原油及新开发的青西原油，原油的主要性质及近两年加工的原油比例见下表。玉门炼油化工总厂加工原油组成及来源一览表 原油种类原油加工量（万吨）原油来源备注玉门原油50玉门油田吐哈原油150吐哈油田塔里木原油50塔里木油田玉门炼油化工总厂加工原油的主要性质项 目吐哈原油塔指原油玉门老区原油玉门青西原油2001年一季度原油评价原油属性石蜡基中间基中间基中间石蜡基石蜡基密度，kg/m3819.2847.3865.4865.5829.8硫，%0.050.870.230.210.21酸值，mgKOH/g0.100.460.171.490.30凝固点，-2-12181610残碳，%0.755.274.902.081.95粘度，mm2/s（50）4.737.1915.216.80收率,%HK-180HK-180HK-18050023.4858.3286.4011.7520.2051.173.9824.8814.9243.8764.1731.0514.5339.8667.0731.2320.6653.9781.5817.10注：2001年一季度原油评价数据为全年原油加工量及比例吐哈：塔指：玉门=129：51：40时的数据。-6-燃料气组成情况一览表 组成来源甲烷%乙烷%乙烯%丙烷%丙烯%丁烷%丁烯%戊烷%硫化氢%常顶瓦斯6711.427.561.210.542.280.028催化干气74.1820.420.321.62.031.450.046催化干气48.62360.925.856.771.840.051炼油化工总厂原油加工量及能源消耗情况一览表时间名称1998年1999年2000年原油加工量(万吨)145.1180.6205工业总产值(万元)83155104295121937新鲜水用量(万吨)378.24334.65336.81循环水量(万吨)3203.694244.183986.12软化水量(万吨)32.3637.6329.85加工吨原油新鲜水用量(吨/吨)2.611.851.64万元产值耗用新鲜水量(吨/万元)45.4932.0927.64蒸汽用量(万吨)52.8362.5658.97用电量（万度）9286.41280814037燃料消耗量(万吨)5670063720717572.1.3公用工程及辅助设施概况炼油化工总厂供水、供电、蒸汽均依托玉门石油管理局水电厂，全部由厂外供给，厂内有动力车间、配电车间负责厂区内的分配控制和管理，设施完善，具有较好的保障能力。-7-2.2污染物排放及治理设施概况该厂历来十分重视环境保护工作，在80年代初建成了“老三套”水处理装置，对全厂炼油废水进行处理，并随之建立了环境监测机构，对污染物排放情况进行监测，积极采取各种措施，减少污染物排放量，减少对环境的污染。90年代，厂环保工作持续发展，9495年投资4700万元建设完善了全厂瓦斯集输系统，充分回收利用瓦斯，减少资源浪费，减少废气排放量，2000年8月彻底熄灭了火炬，实现了瓦斯的全部回收利用。98年8月2000年9月投资5400万元，根据省人大、省政府有关要求，本着“以新带老”原则对原有“老三套”水处理装置进行了改扩建，新建了年处理能力300万吨/年的水处理装置，2000年6月全面投入试运行，2000年10月装置全面运行正常，外排污水经甘肃省环境监测总站监测合格，2000年11月，通过了甘肃省政府验收，全面实现了污水达标排放的目标。炼油化工总厂设环境监测中心，负责厂内污染物监测，严格执行国家及行业标准，配备了完善的监测仪器，监测手段齐全，监测人员都已取得甘肃省监测人员资质证，监测中心取得甘肃省环境监测资格。在管理机构上，该厂在80年代中期成立了环保专职机构，制定了环境保护管理制度，90年代，环境保护管理进一步发展，-8-97年组织专人编写了环境保护管理制度，环境保护工作实现了规范化管理。目前，正在积极建立和实施HSE管理体系（健康、安全与环境管理体系），逐步推进清洁生产，将ISO14000与HSE管理体系相结合，以体系化的管理，不断提高企业环境保护水平。2.2.1主要污染物排放情况（1） 废水排放情况玉门炼油化工总厂污水类别为炼油化工废水，主要包括含油污水、含碱污不、含硫污水等，全厂废水分别经含油排污管网和含碱排污管网进入水处理装置进行集中处理，处理达标后排入石油河或回用，排放标准见下表，主要污染物为石油类、COD、硫化物和挥发酚。炼油化工总厂污水排放执行标准执行标准GB897896污水综合排放标准第二类二级标准1998年1月日起建设（包括改、扩建）污染物石油类悬浮物BOD5COD挥发酚氰化物硫化物氨氮PH指标值10150301200.50.51.05069炼油化工总厂污水排放情况一览表项目时间产生量处理量排放量达标率（万吨）%1998268.3567268.3567248.3567801999236.7986236.7986220.7986802000235.7687235.7687235.768787.232001年15月107.7437107.7437104.4437100-9-废水中主要污染物排放情况一览表项目时间石油类COD硫化物挥发酚吨199868.9412.58.39.8199970.339528.76936.2713.317200045.511285.6812.9969.1482001年15月7.461101.550.06280.2049废水中主要污染物排放浓度污染物种类石油类COD硫化物挥发酚排放浓度mg/L49.5401200.0050.020.10.5（2） 废气排放情况炼油化工总厂废气主要为加热炉燃烧过程中排放的烟气、及少量烃类挥发释放气，废气中的主要污染物为二氧化硫、氮氧化物和一氧化碳，经余热回收后排入大气。具体排放情况见下表：炼油化工总厂废气及其排放情况一览表项目时间废气排放量(万标立方米)主要污染物排放量（吨）二氧化硫氮氧化物一氧化碳烟尘2000年112995.624.23122.7546.6456.492001年15月48687.615.3547.1323.4924.27废水中主要污染物排放浓度污染物二氧化硫氮氧化物一氧化碳烟尘排放浓度mg/Nm310100303001020020100（3） 废渣排放情况-10-炼油化工总厂废渣主要为白土渣、酸渣等，年排放量为8000吨左右。2.2.2水处理装置概况全厂水处理装置设施采用新老结合的方式建成，部分设施依托原有老三套污水处理装置，新建部分主要包括酸碱污水调节池、含油污水调节池、SBR生化罐、中和池、二级浮选池等，同时，对老三套部分陈旧和不合理设施进行改造，主要设施情况见下表：污水处理装置主要构筑物及设备一览表序号构筑物或主要设备名称构筑物尺寸(设备规格型号)m数量处理能力m3/h停留时间(h)备注1含油污水调节池50*25*42500102含碱污水调节池10*25*42150103含碱污水中和池19*4.5*3115014隔油池28.6*4.5*373505投药池2*2*126一级浮选池27.5*4.5*3735017二级浮选池9.6*3*3660018曝气池16*4.1425049砂滤池4.25*3.75*4.54250210SBR生化罐22*643501611污油罐500立方米两具200平方米三具5新建污水处理装置设计处理能力300万吨/年，用于处理厂-11-区生产装置及辅助生产装置的生产污水和生活污水（生活污水所占比例较小），处理监测达标后排入石油河，部分回用。一、 工艺流程（一） 老三套污水处理流程该厂老三套水处理装置始建于1980年，采用老三套处理工艺，工艺流程如下：加药（1）含油污水气浮隔 油格 栅含油污水生化曝气外排或回用砂虑含油污水经以上处理流程基本可以达标排放。（2）含碱污水气浮隔油格栅含碱污水外排由于含碱废水PH值不稳定，无法进入生化系统，含碱污水一直未能达标排放。（二） 新建污水处理流程-12-为解决含油污水及含碱污水处理全面达标问题，同时加大污水处理深度，达到回用的目的，新建污水采用二次浮选、SBR生化处理、含碱污水中和调节等措施，可全面实现污水达标排放，并可实现回用，具体工艺流程如下：一级气浮隔油池含油污水调节池格栅含油污水一级气浮隔油池中和池含碱污水调节池格栅含碱废水达标排放或回用砂滤池SBR生化罐二级气浮表面曝光（三） SBR工艺简介该污水处理装置采用了目前较为先进的SBR生化处理技术，SBR生化法废水处理技术，具有装置结构简单，运转灵活，操作方便等特点。A、 工艺原理70年代美国的Robert L.Irvine 博士将老式的充排系统（FiuDraw System）改进并发展成为一种间歇式活性污泥新工艺，成为SBR活性污泥法，首先用于处理生活污水，取得-13-了在处理有机物的同时除磷脱氮的良好效果。SBR按进水、反应、沉降、排水和闲置的顺序周期性运行，以上5个时期（时间段）可按实际省去某1个（如省去闲置期），也可把反应期与进水期合并。SBR系统去除有机污染物的机理，在充氧时与常规好氧活性污泥法相同，不同的是它还包含一个厌氧（或缺氧）过程。SBR的生化反应可简略表示为：有机物+O2 微生物（好氧） CO2+H 2O+能量有机物 产酸细菌（厌氧） 有机物 甲烷细菌 CH4+ CO2+NH3 B、处理流程废水经隔油、酸碱调节和一级、二级气浮后进入SBR生化反应池进行处理。反应过程如下： 进水 循环 沉降 排水 2h 1h 1h 8h 2h 2h 曝气经过二级气浮处理后的污水进入SBR生化罐，并开始循环与活性污泥混合；充分混合进行曝气处理，进行好氧生化反应，去除污水中有机物、氨氮、硫化物、挥发酚等；曝气反应结束后，停止曝气，开始沉降，污泥全部沉降后，利用泌水器排出-14-处理的清水；经过SBR处理后的污水进入后续系统进行处理。炼油废水经过隔油、中和、二级气浮等前处理后，废水中的有机物浓度仍较高，利用SBR生化反应罐可以在同一周期内通过调节曝气量，以改变运行方式，提高有机物的去除率，保证出水达到排放要求。尤其对于一些难以降解的有机物，可以在SBR生化反应罐中通过缺氧好氧或缺氧好氧反应，也有良好的处理效果。C、 特点（1）SBR结构简单，运转灵活，操作管理方便，可根据需要随时调整运行计划。（2）SBR集厌氧（或缺氧）和好氧微生物处理于一体，可以充分发挥各类微生物降解污染物的作用，这些微生物在共生环境中互为调节、相互补充，在同一装置中即进行厌氧消化，又进行好氧分解。（3）SBR降解基质的速率高，且耐高负荷冲击。（4）SBR中的活性污泥不易发生膨胀。因为在SBR中，起始反应和结束反应时基质浓度差异很大，能有效抑制丝状菌的生长。（5）SBR中，反应过程和沉降过程在同一装置中进行，因-15-此不需要设二沉池和回流设备，可大大节省投资并降低运行费用。水处理装置运行正常后，玉门油田分公司于2000年10月10日报请甘肃省环保局进行工程竣工验收监测，省环保局委托省环境监测中心站于2000年10月22日24日对水处理装置进行了72小时连续监测，监测结果如下：炼油化工总厂污水排放执行标准执行标准GB897896污水综合排放标准第二类二级标准1998年1月日起建设（包括改、扩建）污染物石油类悬浮物BOD5COD挥发酚氰化物硫化物氨氮PH指标值10150301200.50.51.05069水处理装置监测结果一览表监测点位监测项目指标石油类COD悬浮物挥发酚PH含油进口样品个数1212121212浓度范围170918153495815761.119.086.5113.34平均值5773052732.578.43含碱进口样品个数1212121212浓度范围8817489422765119018.199.48.9610.65平均值126174111428.79.57总排放口样品个数1212121212浓度范围1.435.3862.491.132690.0020.0167.137.87平均值3.6680.954.80.0077.4-16-污染物去除效率一览表名称石油类挥发酚悬浮物COD进口综合浓度(mg/L)486.87.796241.2592.2总排放口浓度(mg/L)3.660.00754.880.9去除率(%)99.2599.9177.2886.343建设项目概况3.1基本情况3.1.1项目名称、项目组成、建设性质、生产规模项目名称：中国石油股份公司玉门油田分公司50万吨/年催化柴油加氢改质装置。建设性质：装置属于中国石油股份公司批准的新建装置。生产规模：装置生产规模为50万吨/年，年开工时数为8000小时。装置组成：装置由反应（包括新氢压缩机和循环氢压缩机）、分馏、催化剂预硫化三部分组成。3.1.2建设地点和平面布置建设地点拟建在中国石油股份公司玉门油50万吨/年催化柴油加氢改质装置的预留地内。即公司化工路西侧、聚丙烯液态烃贮罐南侧。工艺系统按照生产流程顺序和同类设备适当集中布置相结合的原则进行，并预留一个脱芳烃反应器的位置，充分考虑安全生产、方便操作、维修和施工，设备和建筑物按四条线成长-18-条形布置，装置的占地面积6391m2（83m77m）详见平面布置图。（31）3.2生产装置3.2.1主要原料和辅助材料的来源、用量和性质装置设计满足两种原料情况的要求：a、催化柴油和直馏柴油分别为28万吨/年和22万吨/年的混合原料。b、100%为催化柴油，用量50万吨/年。装置的主要原料为催化柴油、直馏柴油和氢气。催化柴油和直馏柴油均由本厂常减装置及催化裂化装置通过中间原料罐区的原料罐供给，不需外购；所需氢气为重整氢气，由重整装置供给。原料柴油性质见表31全厂氢气平衡见表32催化重整氢气体积组成见表33表31原 料 性 质性质催化柴油直馏柴油密度(20)g/cm20894708358馏程(ASTM D86) IBP/10%122/232278/30630%/50%253/281323/33370%/90%308/334344/36195%/EBP/353369/凝点020含硫量ug/g5000720含氮量ug/g9000十六烷值(实例)3255-19-表32全厂氢气平衡（以纯氢计）名称数量（t/a）重整装置产氢8818.7临氢降凝装置用氢500本装置用氢7562.7(按50万吨/年100%催化柴油为原料计)剩余氢756表33重整氢组成组成H2C1C2C3iC4NC4合计V%83.06.64.83.01.41.2100因此，所需原料和氢气来源有保证。辅助材料主要为催化剂及化学药剂。详见表34表34 催化剂及化学药剂用量及规格表序号 名称型号及规格年用量一次装入理寿命a备注1、催化剂FH9830.6t4实际装入量396333.2t4实际装入量2、保护剂FZC2017.6t4实际装入量3、惰性瓷球23t2实际装入量4、二硫化碳20t预硫化一次用量5、缓蚀剂TS7086t3.2.2产品方案装置主要生产精制柴油，并副产少量石脑油和燃料气，其数量详见表35-20-表35 产品数量表原料方案产品名称数量104t/a100%催化柴油精制柴油48.979石脑油0.910气体3.189催化柴油/直馏柴油28/22混合精制柴油48.451石脑油0.980气体2.856产品主要性质见表36、37表36产品主要性质（100%为催化柴油）远行时期初期未期产品名称石脑油柴油石脑油柴油密度(20),g/cm20.766308659076590.8631馏程IBP/10%40/75172/21139/72170/20730%/50%93/100253/27591/105247/26970%/90%130/154302/330124/150292/329EBP186345184344凝固点, -4-5硫含量,ug/g10501050氮含量,ug/g10501050十六烷值4544-21-表37 产品主要性质（催化柴油/直馏柴油=28/22混合原料）运行时期初期未期产品石脑油柴油石脑油柴油密度(20 ).g/cm20.75600.84550.75510.8461馏程.IBP/10%41/74170/21938/71172/21730%/50%91/113273/29090/109277/29170%/90%129/155312/336126/151314/337EBP183368182369凝固点. 1010硫含量.ug/g530530氧含量.ug/g530530十六烷值50492.2.3拟采用的工艺技术及原则流程该项目拟采用MCI技术，不仅能脱除油品中的硫、氮、氧及金属杂质，改善柴油的颜色和安定性，提高柴油十六烷值，而且柴油收率高。该技术由抚顺石油化工研究院开发，据试验，其柴油收率大于97%，硫含量小于50ug/g，十六烷值可提高十个单位以上。工艺流程（1）反应部分催化柴油自罐区用泵送进装置，在原料油缓冲罐液位控制下，首先通过原料油过滤器除去原料油中大于25微米的颗粒后，再经原料油脱水罐脱除游离水，进入原料油缓冲罐，原料油缓-22-冲罐用氮气封保护。原料油缓冲罐中的原料经反应进料泵升压至10.2Mpa（G）后，经流量控制，与来自新氢压缩机和循环氢压缩机的混合氢混合，首先经混氢原料（I）/反应产物换热器换热，再经混氢原料（）/反应产物换热器后进入反应加热炉，加热至300进入到第一加氢反应器中，该反应器装有精制催化剂，设置两段催化剂床层，床层间设有注急冷氢设施。自第一反应器来的反应产物经冷氢冷却后进入第二加氢反应器，该反应器装有改质催化剂，也设置两段催化剂床层。自第二反应器来的反应产物经反应产物/混氢进料（）换热器、反应产物/低分油换热器、反应产物/混氢进料（I）换热器换热，然后依次经反应产物空冷器，反应产物水冷器冷却至40，进入高压分离器。为了防止反应产物中的铵盐在低温部分结晶，通过脱氧水泵将脱氧水注入到反应产物空冷器或反应产物/混氢进料（I）换热器上游的管道中。冷却后的反应产物在高压分离器中进行油、气、水三相分离。高分气一部分作为废氢排出装置，以保证循环氢浓度；大部分（循环氢）经循环氢压缩机入口分液罐分液后，进入循环氢压缩机升至9.7Mpa（G），然后分三路：两路作为急冷氢进入反应器，一路与来自新氢压缩机的新氢混合，混合氢与原料油混合作为反应进料。含硫、含氨污水自高压分离器底排出，至装置外统一处理。高压分离器油相在液位-23-控制下，经减压调节阀进入低压分离器，低压分离器闪蒸气排出装置统一处理。低分油经低分油/分馏塔底油换热器和低分油/反应产物换热器分别与精制柴油、反应产物换热至266后去分馏塔，入塔温度用旁路调节控制。重整氢经新氢压缩机入口分液罐分液后进入新氢压缩机，经三级升压至9.7Mpa（G）后，再与循环氢压缩机出口的循环氢混合。（2）分馏部分从反应部分来的低分油经换热后进入分馏塔，塔顶油气经分馏塔顶空冷器和分馏塔顶后冷器冷凝冷却至40，进入分馏塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。含油污水送出装置。油相经分馏塔顶回流泵升压后一部分作为塔顶回流，一部分作为石脑油出装置。塔底油分两路，一路经分馏塔底泵增压与低分油换热后进入精制柴油空冷器、精制柴油水冷器冷却至50出装置；另一路经分馏塔底循环泵增压后进塔底重沸炉，加热后返回塔底。 （3）催化剂预硫化部分为了使催化剂具有良好的活性，新鲜的或再生后的催化剂在使用前都必须进行预硫化。本设计采用干法硫化，以二硫化碳为硫化剂。催化剂预硫化前先用催化剂喷射器把二硫化碳从硫化剂桶抽入硫化剂罐中。硫化时，系统内氢气经循环氢压缩-24-机按正常操作流程进行全量循环。加热炉点火升温至反应器入口175，稳定后开始硫化。二硫化碳自硫化剂罐用硫化剂泵压至8.4Mpa（G），输送到反应器入口管线，与氢气混合后通过反应器床层进行预硫化。硫化过程中，需按催化剂预硫化升温曲线进行升温，并严格按照操作规程及时调整二硫化碳的注入量等操作参数。工艺流程详见工艺流程图32、333.3公用工程3.3.1原辅材料、产品的贮运方式和数量本装置加工的原料油罐区管输进入装置，氢气通过全厂管网进入装置。产品均采用管输方式送出装置。其它辅助材料包括催化剂等由供应公司采购，通过铁路、公路运至装置内。装置运输量见表38表38新装置运输量序号货物名称运输量货物形态运输方式备注一运入1原料油50万t/a液态管输2重整氢3.182万t/a气态管输3催化剂63.8t/4a固态铁路4保护剂7.6 t/4a固态铁路5惰性瓷球23 t/2a固态铁路6硫化剂20 t/2a液态铁路7缓蚀剂6 t/2a液态铁路二运出1石脑油0.91液态管输2精制柴油48.979液态管输-25-油品储存：精制柴油产量为62.5t/h，增设精制柴油罐5000 m34=20000m3，储存天数约为10.7天。储罐说明见储存罐一览表39表39 储罐一览表油品名称年周转量104t/a日周转量m3罐容积m3储存天数d备注精制柴油5016855000 410.7新增油品运输：原料油由原罐区经泵送至50104t/a催化柴油加氢改质装置。精制柴油催化剂油加氢改质装置进入精制柴油罐区储存，经过计量、化验合格后由泵送至原装车设施装火车出厂，新增精制柴油泵2台（流量Q约250 m3/h，扬程H约60 m）。3.3.2给排水系统的划分 新鲜水管网 采用生产、生活、消防合一供水管网。主要的装置冲洗地面用水、生活用水等。最大用水量为6.0 m3/h，正常供水压力不小于0.4Mpa。消防时采用临时高压系统，该装置消防用水量为150L/s，消防储备水量按3小时计为1620m3，消防水压力不小于0.6Mpa。装置外采用环状管网确保消防用水。循环冷水管网供装置内冷凝器、冷却器及机泵等的冷却用水。循环水最大用量为1160 m3/h，供水压力不小于0.55 Mpa，水温25。-26-压力循环热水管网从装置内冷凝器、冷却器及机泵等排出的压力循环热水，最大用量为1160 m3/h，压力为0.35 Mpa，水温40。含油污水管网污水来自装置地面冲洗水，洗涤排水，围墙内雨水等均排入本系统。汇入全厂已有含油污水系统，进入污水处理场，处理合格后外排。含硫污水管网由装置排出的含硫污水汇入全厂已有含硫污水系统。3.3.3水、蒸汽、电、风等用量及来源公用工程消耗指标见表310表310装置公用工程消耗指标序号项目单位数量来源备注1软化水t/h5本厂2循环水t/h1000本厂3新鲜水t/h5本厂间断4净化风Nm3/h180本厂5非净化风Nm3/h600本厂间断61.0Mpa蒸汽t/h5本厂7电Kw/h2081.46本厂3.3.4燃料用量、性质及来源 本装置生产过程中两座加热炉燃用燃料气，热值按8000kcal/Nm3-27-计算，用量750 Nm3/h。 燃料气来源于本厂的瓦斯气。3.4主要污染源和主要污染物种类、排放方式、排放浓度、排放量、去向。3.4.1主要污染源和主要污染物 （1）大气污染源和污染物本装置生产过程中新产生的废气主要是加热炉烟气。生产过程中由于设备和管道的泄漏等，也会有少量的挥发性烃类扩散到环境空气中。具体排放量、排放方式见表311表311废气污染物排放情况燃料气用量Nm3/h污染物排放率kg/h烟囱烟气温度SO2NO2烟尘高度m口径m7500.47252.550.2147350.8120（2）废水污染源及污染物 工程在生产过程中产生的废水主要有含硫含氨污水、含油污水及生活污水等。含硫含氨污水来自加氢装置的高低压分离器、分馏塔顶回流罐，这部分废水由全厂统一处理；含油污水主要来自机泵冷却水、地面冲洗水、原料油脱水罐排水及装置围墙内的含油雨水等，送污水处理场处理；生活污水进全厂生活污水管网，送污水处理厂统一处理。废水污染物排放情况见表312。-28-表312废水污染物排放情况序号来源主要污染物浓度污水量1、含油污水机泵冷却水石油类：50250 mg/L1t/h采样冷却器及地面冲洗水石油类：100300 mg/L18t/h2、含硫含氨污水高压分离器硫化物：525 mg/LNH3-N：25mg/L5.132 t/h低压分离器硫化物：210 mg/L分馏塔顶回流罐H2S汽提塔顶回流罐硫化物：210 mg/L0.9 t/h0.94 t/h3、生活污水生活设施COD：400 mg/LSS：250 mg/L1.5 t/h合计10.47217472 t/h （3）固体废物来源及污染物量 固体废物主要为装置排出的废催化剂，另外还产生少量污油等。本项目催化剂寿命为四年，亦即四年排放一次废催化剂，桶装送至催化剂场处理。装置产生少量污油，经污油罐由污油泵升压经污油线送出装置。固体废物排放情况见表313表313固体废物排放情况序号固废名称数量处理方式1废催化剂63.8t/4a送催化剂厂2废瓷球23 t/2a无害化填埋 （4）噪声污染源装置的噪声源主要有：压缩机及其相应的驱动机、机泵、空冷器及加热炉等。噪声源详见表314-29-表314噪声污染源序号噪声源排放强度dB(A)1新氢压缩机972循环氢压缩机923加热炉804鼓风机855机泵80953.5采用的环境保护措施及预期效果3.5.1废气治理措施 （1）装置内安全阀及放空系统的含烃气体均排入密闭的回收系统； （2）高、低压分离器含硫气体送出装置统一处理； （3）设计采用质量可靠的设备、管道、阀门及管路附件，施工时保证质量，生产中建立严格、完善的管理维护措施，尽量减少烃类气体的无组织排放； （4）加热炉烟气通过高烟囱排放，尽量减少污染物的地面浓度。以上措施使装置无组织排放气体烃类排放浓度4.0mg/m3，达到大气污染物综合排放标准GB162971996要求。加热炉烟气污染物排放浓度达到工业炉窑大气污染排放标准GB90781996二级标准。3.5.2废水治理措施（1） 含硫、含氨污水的处理-30-高、低压分离器和分馏塔顶回流罐排出的含硫、含氨污水送至酸碱污水处理场统一处理。 （2）含油污水的处理 原料油缓冲罐、机泵端面冷却、油品采样冷却器及地面冲洗、喷淋水产生的含油污水送出装置外污水处理场进行统一处理。雨水排放实行清污分流，减少向装置外排放的含油污水量，以降低污水处理场的负荷。 （3）生活污水的处理生活污水送至污水处理场处理。据厂污水处理场工程验收监测结果，污染物去除率分别为：石油类99.25%、悬浮物77.28%、COD86.34%。因此依托本厂的污水处理场，本装置所排的污水经处理后，完全可以达到污水综合排放标准GB89781996二时段二级标准。3.5.3固体废物防治措施 （1）装置产生的废催化剂桶装送催化剂厂处理，不会对环境造成危害；（2）装置产生的污油由全厂统一处理。因此，装置所排固体废物全部做到资源化、无害化处理。3.5.4噪声防治措施本装置噪声源主要有压缩机、加热炉、机泵等，本工程采-31-取的噪声控制措施有： （1）机泵尽量选用低噪声防爆电机，空气冷却器选用低转速风机； （2）加热炉的喷嘴选用带有消音装置的喷嘴，使噪声控制在85dB（A）以下； （3）气体放空口等易产生噪声的各排放点均设置消音器； （4）大型电机设有隔音设备； （5）合理选择调节阀，以减少操作过程中由调节阀产生的噪声。采取以上措施，加之厂区绿化、距离削减后，本装置的工业噪声水平可以满足工业企业厂界噪声标准GB123481990类（昼65dB（A）夜55dB（A）。3.5.5 公用工程依托能力分析炼油厂公用工程能力已达到300万吨/年原油加工配套能力，本装置完全可以依托现有公用工程，详见表314。表314 公用工程依托能力分析表依托项目全厂供应能力及富余量本装置需求量循环水富余量3000t/h1160 t/h新鲜水富余量500 t/h6t/h软化水富余量20 t/h6t/h蒸汽电厂供应能力157t/h炼厂目前用量74 t/h5 t/h电富余16000KW2081.46KW燃料气本厂供应750Nm3/h污水处理设施(设计按300万t/a规模设计)处理能力9000m3/d目前处理量7144.5 m3/d富余能力1855.5 m3/d装置废水量419.3 m3/d-32-3.6主要技术经济指标表315主要技术经济指标序号指标名称数值及单位备注1设计规模50104 t/a2（1）（2）(3)(4)(5)(6)(7)(8)消耗指标原料(100%催化柴油)主要辅助材料及催化剂加氢精制催化剂(FH-98)加氢改质催化剂(3963)保护剂(FZC-201)二硫化碳缓蚀剂惰性氧化铝瓷球新鲜水循环冷水脱氧水电蒸汽燃料气50104 t/a30.6 t/4a33.2 t/4a7.6 t/4a20 t/2a6t/a23 t/2a5 t/h1000 t/h5 t/h2081.46kw/h5 t/h750Nm3/h3(1)(2)装置设备台数静设备动设备5839台19台4装置区占地面积6391 m25(1)(2)(3)(4)(5)(6)“三废”排放量含硫含氨污水含油污水安全阀及紧急放空油气加热炉烟气废催化剂废瓷球5.13 t/h8 t/h9.5 t/h63.8 t/4a23 t/2a连续间断(最大量)间断连续6总定员26人7总能耗1061.4MJ/t原料油8总投资17932万元9年均销售收入103660万元10平均投资利税率60.29%11内部收益率14.22%12年均所得税833万元13年均税后利润1692万元14筹资额(含铺底流动资金)17754万元-33-表316 炼油厂本装置及现有装置生产能力统计序号装置名称年加工量(104t/a)1常减压蒸馏装置205.00882催化裂化装置56.13033催化重整装置32.32114氧化沥青装置13.00295丙烷脱沥青装置13.27256糠醛精制装置12.33257酮苯脱蜡装置20.23758白土精制(润滑油)9.41209催化柴油加氢改质装置5010聚丙烯装置4.88174建设项目地区环境概况4.1自然环境概况4.1.1地理位置建设项目位于玉门市市区中部的西侧，西临石油河东岸。玉门市位于甘肃省河西走廊西部的祁连山山前洪积扇平原的顶部，东经96159830，北纬39404100。东与嘉峪关市和金塔县接壤，西与安西县为邻，南北两边与肃北蒙古族自治县毗连，南部东端与肃南裕固族自治县相接。玉门市境内东西长114公里，南北宽112公里，总面积13362.9平方公里；市区面积近13平方公里。见地理位置图414.1.2 地形、地貌-34-玉门市区位于山前洪积扇平原顶部，地形开阔平坦，地势略向北倾，地形坡降30%40%，海拔高度210024