长庆油田分公司第一采气厂新建南51集气站及其附属管线建设工程环评报告

中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂新建南51集气站及其附属管线建设工程环境影响报告表建设单位：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂二一九年十一月建设项目环境影响报告表项目名称:中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂新建南51集气站及其附属管线建设工程建设单位(盖章):中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂编制日期：2019年11月国家生态环境部制建设项目环境影响报告表编制说明建设项目环境影响报告表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。1.项目名称指项目立项批复时的名称，应不超过30个字（两个英文字段作一个汉字）。2.建设地点指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止地点。3.行业类别按国标填写。4.总投资指项目投资总额。5.主要环境保护目标指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距场界距离等。6.结论与建议给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境影响的其它建议。7.预审意见由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项目，可不填。8.审批意见由负责审批本项目的环境保护行政主管部门批复。建设项目基本情况项目名称中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂新建南51集气站及其附属管线建设工程建设单位中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂法人代表王振嘉联系人武光斌通讯地址榆林市靖边县长庆油田分公司第一采气厂联系电政编码718500建设地点延安市安塞县王家湾乡立项审批部门中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司批准文号2019-610624-11-03-050448建设性质新建改扩建技改行业类别及代码石油和天然气开采辅助活动B1120占地面积(m2)永久占地5597m2临时占地102820m2绿化面积(平方米)/总投资(万元)1760其中：环保投资(万元)76.6环保投资占总投资比例4.35%评价经费(万元)/投产日期2020年03月一、工程内容及规模：1、 项目由来为了加快气田的开发建设步伐，适应产能规模逐年增大的需求，进一步完善气田集输系统网络化及弥补递减产能，不断提升质量效益，经长庆油田分公司批准立项，中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂决定新建南51集气站，设计规模为24104m3/d，包括新建50KW发电机撬1台，注醇一体化撬3台，集气一体化集成装置1具，20方甲醇罐1具，30方污水罐2具，0.6方缓蚀剂罐1具，DN150放空火炬1具，同时新建管线包括陕99-2-105H2管线、G42-18/G42-18C/G42-18C1管线、G43-13/G43-13C、G42-16、G43-16、南51南40集气支线（安塞段）等管线建设工程。根据现场勘查，本工程尚未动工建设。2、 项目特点新建南51集气站采用靖边气田常用的常温集输工艺，模式的主要特点是：三多、三简、两小、四集中，其中三多（多井集气、多井注醇、多井加热），三简（简化井口、简化布站、简化计量），两小（小型橇装脱水、小型发电机），四集中（集中净化、集中甲醇回收、集中监控、集中污水处理）。3、 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以及建设项目环境保护管理条例等法律法规的要求，本项目应进行环境影响评价，经查阅建设项目环境影响评价分类管理名录（环境保护部令第44号），本项目属“四十二、石油和天然气开采业-133.天然气、页岩气、砂岩气开采（含净化、液化）其它类”，本项目应编写环境影响报告表。南51集气站是2016年规划新建站，实施过程中因该站地处子长县水源地中山川水库保护区范围导致缓建（中山川水库具体见自然概况以及附图）。因此南51集气站按新建站同时结合井位坐标，重新进行选址建设（具体位置见附图），集气规模不变依然为25104m3/d，工艺不变。故新建南51集气站应根据变更内容重新进行环评等相关手续。中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第一采气厂于2019年8月15日委托我单位对本项目进行环境影响评价（见附件）。接受委托后，我单位立即组织项目参评人员进行了现场踏勘，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。4、 分析判定情况（1）产业政策符合性分析本项目属于产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修正）中规定的鼓励类中“第七类石油、天然气第3条原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设”，因此，项目建设符合国家产业政策。（2）相关规划相符性本项目的建设符合国家和地方的相关规划要求，具体相容性分析见表1。表1 项目与相关规划的相容性分析序号相关规划规划要求（摘录）规划符合情况分析1陕西省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要加大陕北气田和镇巴新区块勘探开发，推进彬长、韩城、吴堡煤层气和延安页岩气勘探开发。项目的实施有利于规划的实现。2榆林市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要重点开发靖安油田、靖边油田、定边油田、新安边油田以及苏里格气田、大牛地气田和靖边、子洲、横山、榆阳、米脂气田。本项目属于靖边气田，符合规划要求。3陕西省主体功能区规划按照“陕北稳油增气、关中陕南加快开发”的思路，加大陕北油气勘探开发力度，推广高效增产技术，提高油气采收率和综合开发水平。完善油气管网体系，实现资源安全、高效输送。本项目为天然气输送工程，符合规划。（3）选址合理性分析集气站项目集气站新增永久占地5597m2，集气站周围200m无敏感目标、自然保护区及村庄，最近的村庄距离集气站位置为下马梁相距798m，并且根据现场调查，无环境遗留问题，选址可行。管线选址可行性分析表2 拟建管线选线可行性分析序号选线原则本项目情况结论1线路宜避开环境敏感区，当路由受限需要通过环境敏感区时，应征得其主管部门同意并采取保护措施拟建管线经过区域地貌类型以黄土梁和沟谷阶地为主，管线选线周围无自然保护区、风景名胜区等其他敏感目标符合2线路应避开军事禁区、飞机场、铁路及汽车客运站、海（河）港码头等区域拟建管线沿线无军事禁区、飞机场、铁路和汽车客运站、海（河）港码头等区域符合3大中型穿（跨）越工程和压气站位置的选择，应符合线路总体走向。局部线路走向应根据大中型穿（跨）越工程和压力站的位置进行调整拟建管线穿越沥青路采用顶管穿越加套管方式，土路采用大开挖加套管方式符合4除为管道工程专门修建的隧道、桥梁外，不应在铁路或公路的道内及桥梁上敷设输气管道。输气管道从铁路或公路桥下交叉通过时，不应改变桥梁下的水文条件拟建管线穿越沥青路采用顶管穿越加套管方式，土路采用大开挖加套管方式符合5线路宜避开城乡规划区，当受条件限制，需要在城乡规划区通过时，应征得城乡规划主管部门的同意，并采取安全保护措施拟建管线不经过城乡规划区符合6线路宜避开高压直流换流站接地极、变电站等强干扰区域拟建管线不经过高压直流换流站接地极、变电站等强干扰区域符合7输气管道应避开滑坡、崩塌、塌陷、泥石流、洪水严重侵蚀等地质灾害地段宜避开矿山采空区及全新世活动断层。当受到条件限制必须通过上述区域时，应选择危害程度较小的位置通过，并采取相应的防护措施。拟建管线不经过滑坡、崩塌、塌陷、泥石流，洪水严重侵蚀等地质灾害地段，无矿山采空区及全新世活动断层。符合8输气管道应设置截断阀室，截断阀位置应选择在交通方便地形开阔地势较高的地方，管道沿线相邻截断阀室之间距离应符合以下规定：以一级地区为主的管段不宜大于32km；以二级地区为主的管段不宜大于24km；以三级地区为主的管段不宜大于16km；以四级地区为主的管段不宜大于8km；拟建管线通过地区按地区等级划分为二级地区，管线长度小于二级地区设置截断阀室要求符合由表1-4可知，拟建管线选线符合国家相关设计规范。综合考虑，工程布设在满足生产要求的前提下，考虑地形、地质因素以及风险事故因素，避开了可能塌方和被洪水冲浸的地段。工程管线沿途人口分布稀少，距最近村庄的距离符合输气管道工程设计规范（GB50251-2012）要求；管线沿途土地类型主要为草地和林地和河道内部分耕地，工程不穿越自然保护区、风景名胜区、文物保护单位等环境敏感保护区，项目选址选线合理。（4）与环境敏感区符合性分析拟建管线用地类型主要为草地、林地，均为临时用地，选址不占用基本农田、不在自然保护区、饮用水源保护区、文物保护区和其他需要特殊保护的区域内。评价对本项目管线施工提出以下要求：管线施工与居民点或独立人群密集房屋的距离不宜小于15m；管线施工与道路平行敷设时，与道路用地范围边界的距离大于10m；与建（构）筑物、工厂的距离大于20m；应尽量少占林地，对于拟占用的林地应办理有关审批手续，明确补偿方案措施；管线穿越道路需征得相关部门同意后方可开工建设，施工采取大开挖穿越方式，要求施工过程中不得影响生态环境，并应提前向相关部门申请施工许可，做好防范措施。在此前提下，拟建管线选线基本可行。5、 关注的主要环境问题及环境影响根据本项目建设工程施工和运行特点，结合集气站周围及管道沿线的环境特征及敏感保护目标情况，确定以施工期生态环境影响评价及运行期大气、噪声、环境风险评价为重点。根据分析与评价结论，重点论述施工期和运营期环境保护措施，并提出施工期和运营期环境管理方案与监督计划。6、 环境影响评价的主要结论本项目建设符合国家及地方有关产业政策，选址合理。在采取有效的污染控制措施后，能确保废气、废水和噪声达标排放，固体废物得到妥善处置，对区域生态环境影响较小。项目建成投入运行后能满足项目所在区域环境功能区划的要求，在严格落实设计及环评报告表中提出的各项污染防治措施后，从满足环境质量目标考虑，该项目建设是可行的。二、地理位置南51集气站位于延安市安塞县王家湾乡，地理坐标为北纬371613.12，东经1091216.30,，海拔高度1410.0m。项目地理位置图见图1。三、项目概况1、集气站工程（1）集气站规模本项目建成后集气规模见表3所示。表3 本项目建成后集气站规模项目集气规模104m3/d南51集气站24（2）集气站组成及建设内容集气站设计规模24104m3/d，天然气外输至第三净化厂，项目组成及主要设备见表4。表4 南51集气站工程组成及主要建设内容一览表序号工程类别工程名称建设内容备注1主体工程南51集气站占地面积5597m2，长宽97m57.7m，设集气一体化集成装置1套采用重力沉降分离部分采出污水甲醇罐采用地上式储罐，20m3共1具，并设置能容纳所有甲醇的围堰20m3共1具污水罐30m3共2具/包括生产分离区，甲醇罐区、采出水罐区、辅助生产用房区、进站、外输截断区、清管区、预留地/管线工程南51集气站至南40集气站集输支线6.8km6.8km陕99-2-105H2管线6.29kmG42-18/G42-18C/G42-18C1管线4.95kmG43-13管线5.1kmG43-13C管线7.5kmG42-16管线3.3kmG43-16管线7.5km2辅助工程放空放空区100m2/设污水收集罐放空火炬DN250 H=15m1具带旋风分液供电柱上变电站100kVA 10/0.4kV1座/燃气发电机120kW1台备用电源供水水窖/1口5m3消防消防器材柜/6具干粉灭火器阻火器平台1座/道路站内道路4m宽120m混凝土预制块进站道路4m宽100m支线道路标准3环保工程废水施工生活污水利用当地居民生活设施；注醇管线清洗废水和试压废水依托第三天然气净化厂处理废气密闭技术系统，事故废气经20m高火炬系统排放；固废污水罐污泥属于危险废物，交有资质单位统一回收噪声压缩机基础减振、设备间隔声；污水泵基础减振（3）主要设备清单项目主要设备清单见表5。表5 项目主要设备清单序号名称或者规格数量单位备注1进站干管2条/2发电机橇1台/3电控一体化装置1套含空气压缩机系统4集气一体化集成装置1套CTEC-SG-GG-100/6.8-1501套5PN40 DN200清管器接收筒1具/6PN40 DN300清管器接收筒1具/7PN40 DN2000高效分离器3具/8PN25 DN2000闪蒸罐1具/9PN25 DN2000分液罐1具/10PN40 DN400清管器接收筒1台/11天然气注醇一体化集成装置2套CTEC-SG-AI-2.5/27-1013甲醇罐20m3具1/14玻璃钢采出液储罐30m3具2/16阻火器平台座2/17放空火炬DN250H=20m高1具带旋风分液，年运行330天184m宽进站道路105m支线道路标准194m宽站内道路183m混凝土预制块（3）总平面布局根据功能设置，厂区分为辅助生产区、生产区，放空区。主体工程区包括：集气一体化集成装置区、采出水储罐区、阻火器区。辅助工程区包括：备用发电机房、机柜间、配电间、放空区等。放空区包括：放空区位于站外地势较高处，全站最小频率风向的上风向，距集气站的围墙外不小于90m，用铁栅栏围成一个独立区域，大小为10m10m。平面布局符合原油和天然气工程设计防火规范要求。2、附属管线工程（1）建设内容本项目新建管线包括陕99-2-105H2管线、G42-18/G42-18C/G42-18C1管线、G43-13/G43-13C、G42-16、G43-16、南51南40集气支线（安塞段）等管线建设工程。表6 新建管线坐标一览表管线规格长度起点坐标终点坐标东经北纬东经北纬陕99-2-105H2766/76.29km1091316.4371634.621091216.3371613.1注醇管线L245NS-2746.29kmG42-18G42-18CG42-18C1766/74.95km109148.8371619.491091216.3371613.1注醇管线L245NS-2744.95kmG43-13606/75.1km109813.7371541.981091216.3371613.1注醇管线L245NS-2745.1kmG43-13C766/77.5km109813.7371541.981091216.3371613.1注醇管线L245NS-2747.5kmG42-16606/73.3km1091049.4371624.631091216.3371613.1注醇管线L245NS-2743.3kmG43-16766/77.5km1091029.9371530.971091216.3371613.1注醇管线L245NS-2747.5km南51南40集气支线（安塞段）2196/76.8km1091024.1371945.96东经1091216.3北纬371613.1注醇管线L245NS-2746.8km（2）穿越工程本项目穿越土路是采用大开挖方式，穿越沥青路面时采用顶管施工工艺；本项目管线穿越工程见下表所示。表7 管线穿越工程管线管线规格管沟开挖长度（km）穿越类型次数穿越方式陕99-2-105H2766/76.29km土路1处大开挖G42-18G42-18CG42-18C1766/74.95km土路1处大开挖G43-13G43-13C606/75.1km土路2处大开挖沥青路2处顶管穿越G42-16606/73.3km土路1处大开挖沥青路1处顶管穿越G43-16766/77.5km土路2处大开挖沥青路1处顶管穿越南51南40集气支线（安塞段）2196/76.8km土路4处大开挖沥青路2处顶管穿越合计/33.94km/土路10处沥青路6处/3、天然气质组分和采出液组分根据建设单位提供资料，本开采区域属于下古层，下古区域天然气组分分析见表8。表8 区域气藏天然气组分分析表层位CH4C2H6C3H8CO2N2H2S(mg/m3)相对密度下古93.7300.3610.0355.6500.167201.200.7371四、工程占地及土石方平衡工程占地项目占地包括永久性占地和临时性占地。永久占地包括集气站等永久征地，占地面积为5597m2，主要占地类型为荒地。临时占地主要包括管线敷设过程中堆管场及管线开挖沿线的施工临时作业带占地。临时作业带为保证管道施工材料及施工人员正常施工需要。临时作业带沿管线走向布置，临时作业带宽度3.0m。本项目集气站和采气管线占地情况见表9所示。表9 工程占地情况一览表工程名称占地面积(m2)占地类型(m2)合计永久占地临时占地林地草地耕地荒地道路集气站65975597100000055970集输支线临时施工作业带101820010182023020610000128005000合计108417559710282023020610000183975000土石方平衡本项目工程建设主要为集气站站场建设和采气管线施工作业带开挖，施工方式见工程分析内容，管沟开挖宽度3m，由于评价区地貌多为黄土高原丘陵沟壑区，施工结束后土方全部回填，无弃方，土石方估算见表10。表10 土石方汇总表序号名称挖方量m3填方量m3净方量m31采气管线3967653967650五、公用工程供电采用双电源供电模式，集气站附近有可利用的10kV线路，供电以外接电源为主供电，站内设1台120kW天然气发电机作为备用电源供电。给水集气站为无人值守站，站内用水采用水窖进行供水，供站内生产。排水：集气站无人值守站。生产污水：收集后用罐车拉至第三处理厂进行处理。雨水：站内不设雨水管网系统，雨水排放采用场地坡度自然排放。消防站内不设给水消防，配置一定数量的移动式干粉灭火器材。放空集气站放空火炬年排放时间330天。六、劳动定员与工作制度年工作330d，24h工作，无值守人员。七、施工周期本项目施工定员约30人，施工周期3个月。八、项目投资本项目总投资1760万元，其中环保投资76.6万元，约占总投资的4.35%。九、依托工程本项目天然气通过集气支线直接输送至第三天然气净化厂及化子坪联合站，集气站含醇采出水依托第三天然气净化厂处理、不含醇采出水及生产废水依托第四采油厂联合站（化子坪联合站）处理。本项目为弥补递减产能建设项目，天然气净化厂处理能力满足需求。第三净化厂生产废水处理能力为240m3/d、生活污水处理能力为72m3/d、含醇采出水设计处理能力为55m3/d，实际现状负荷41m3/d，第四采油厂联合站（化子坪联合站）采出水设计处理能力为850m3/d，实际现状负荷368m3/d，达标后回注地层，不外排。第三天然气净化厂已履行相关环保手续，污染物排放可达到相应排放标准，第三天然气净化厂（与第四采油厂联合站一起验收）环境保护竣工验收由延安市环境保护局以环验【2006】004号文批复。依托可行。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：本项目属于新建项目，不存在原有污染问题。- 47 -项目所在地自然环境简况自然环境简况（地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等）：1、地貌特征安塞区属陕北黄土高原丘陵沟壑区，地貌复杂多样，境内沟壑纵横、川道狭长、梁峁遍布，由南向北呈梁、峁、塌、湾、坪、川等地貌，特点是山高、坡陡、沟深，相对高度约200米至300米。有4条大川道，1千米以上的沟道1802条。其中积水面积在100平方千米以上的大沟5条；50至100平方千米的沟11条；10至50平方千米的沟69条；1至10平方千米的支沟439条；沟长1至2千米的支毛沟1278条。沟壑密度为4.7万条/平方千米。有大小峁3169个，平均海拔1371.9米，最高海拔为1731.1米（镰刀湾乡高峁山），最低海拔为1012米（沿河湾镇罗家沟），平均海拔为1371.9米，城区海拔为1061米。地势除王家湾乡南高北底外，其它地区多由西北向东南倾斜。主要山丘有高峁山、雅行山、白猪山、天泽山、玉皇庙岭、神岭山等。2、 地形、地貌、地质安塞区在地质构造上属于鄂尔多斯地台的一部分。鄂尔多斯地台亦称陕北构造盆地是一个古老的地台区。地台基底为前震旦系，中生代时期发展成为一个大型的内陆盆地， 其上为沉积深厚的中生代陆相碎屑物。白垩纪末的燕山运动，使盆地全面的抬升，地层未受到明显的断裂和褶皱构造的影响，地层均显水平状或微倾斜，岩层稳定。到了新第三纪末第四纪初的喜马拉雅运动在陕北盆地表现明显，使之再次抬升，三趾马红土部分地受到侵蚀剥蚀。3、气候项目地属北温带干旱、半干旱内陆性季风气候。多年气象观测统计资料见表11。表11 安塞区多年气象要素统计表气象要素单位数值平均气压hPa895.9气温年平均8.9极端最高37.3极端最低-24.3平均相对湿度%54年平均降水量mm506.6年平均蒸发量mm1935.5风速平均m/s2.6最大m/s24.0主导风向S地面温度平均10.4极端最高68.4极端最低-37.1霜日数d104.5平均日照时h2395.6大风日数d21.0雷暴日数d29.1最大积雪深度cm14冻土深度标准冻深cm80.9最大冻深cm113.04、河流水系项目所在区域地下水主要为黄土含水岩组和白垩系碎屑含水岩组。黄土含水层各向异性明显，垂直方向渗透系数平均为0.285m/d，水平方向渗透系数平均为 0.0025 m/d。黄土层表层的马兰黄土，结构疏松，厚度不大（多小于 20m）。由于黄土层下伏第三系泥岩隔水层，地下水不易下渗补给基岩，地下水在塬、梁、峁地区接受大气降水入渗补给后，向地形相对低洼的地区径流，以泉的形式排泄于塬、梁、峁侧，并构成完整而相对独立的局部水流系统。由于沟谷切割，地形破碎，含水层分布不稳定，水量一般较贫乏。项目周边最主要的含水层属白垩系碎屑岩孔隙裂隙含水层系统。白垩系含水岩系依据含水系统的沉积相和地质特征，主要为洛河含水岩组。洛河组地层区域分布比较稳定， 含水层岩性主要为沙漠相砂岩，主要岩石类型包括石英砂岩、长石石英砂岩、钙质砂岩、含砾砂岩、砾岩和紫红色泥岩及泥质粉砂岩，大型交错层理发育。砂岩结构疏松，孔隙发育，孔隙度一般1520%，是地下水赋存与富集的良好层位。中山川水库建于七十年代，横跨子长、安塞两县，控制流域面积143km2，其中子长62km2，安塞81km2。水库总容量为1700104m3，有效库容量为400104m3，年供水能力为323104m3。陕西省人民政府于2007年以陕西省人民政府关于我省地表饮用水水源保护区划分和调整方案的批复(陕政函2007125号)同意宝鸡市嘉-清水源地、延安市子长县中山川水库、子长县红石峁沟水源地、等22个水源地作为我省第四批地表饮用水水源保护区。中山川水库水源地划分为一级保护区和二级保护区，具体划分如下：一级保护区水域范围(面积7.4km2)：取水口上游8.5km（乔家岔）处水域及左岸一级支流2.2km（驮巷至李家砭）和左岸二级支流2.1km（碑儿坪至庙咀）段水域；陆域范围：沿岸长度上游与一级保护区水域相同，下游至坝顶防浪墙角范围内的陆域，沿岸纵深与河岸水平距离各200m的陆域。二级保护区水域范围(面积75.15km2)：一级保护区水域以外整个流域内的水域，即：A：从乔家岔右至上游5.1km处水域，左至上游3.5km处水域；B：左岸一级支流李家砭右至上游5.5km，左至上游4.8km处。陆域范围：一级区陆域和二级区水域边界分别向外延伸至流域分水岭内的所有陆域。中山川水库水源地只划分一、二级保护区，最外边界为该流域分水岭，无三级保护区及准保护区。根据饮用水水源保护区划分技术规范(HJ338-2018)，饮用水水源保护区分为一级保护区和二级保护区，必要时可在保护区外划分准保护区。水源保护区无三级保护区这一说法。分水岭为各级保护区边界的最外延，水源地划分不会超过分水岭。5、生态环境项目位于陕北黄土高原中部，属于黄土梁峁沟壑区。根据陕西省生态功能区划， 项目所在地属于黄土高原农牧生态区中的黄土峁状丘陵沟壑水土流失敏感区。生态系统以草地和树木生态系统为主，土壤肥力属中等偏下，生态环境脆弱，水土侵蚀以风蚀为主，水土流失较严重，生态环境较为脆弱。安塞区土壤类型有7个土类、14个亚类、24个土属、71个土种。主要土类黄土性土，包括黄绵土、绵沙土、灰绵土3个亚类。环境质量现状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）：根据天然气开发建设项目的污染特点及评价区的环境特征，评价对项目所在区域的环境空气、环境噪声进行了环境质量现状调查。一、区域环境空气质量达标情况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根据环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）的要求，评价引用陕西省环保厅发布的全省2018年环保快报中，延安市安塞区2018年1-12月环境质量状况统计结果见表12。表12 延安市安塞区2018年1-12月环境质量状况统计结果序号评价因子年均浓度二级标准达标情况1PM10均值（ug/m3）7970超标0.1285倍2PM2.5均值（ug/m3）3035达标3SO2均值（ug/m3）1860达标4NO2均值（ug/m3）3740达标5CO第95百分位浓度（mg/m3）1.6（日均）4达标6O3第90百分位浓度（ug/m3）153（8小时平均）160达标由上表可知，2018年延安市安塞区主要大气污染物中，PM2.5、SO2、NO2、CO、O3浓度满足环境空气质量标准（GB3095-2012）中二级标准限值要求，仅PM10浓度值均有所超标。3 补充监测内容本次环境补充监测委托陕西正盛环境检测有限公司2019年9月5日9月11日对项目南51集气站和下马梁设2个监测点位。对附近的环境空气质量现状进行了监测。监测结果见表13，监测点位见附图4。表13 监测结果统计一览表点位监测项目总烃mg/m3H2Smg/m3监测日期1小时值1小时值南51集气站9.53.864.100.0029.63.814.050.0029.73.864.040.0039.83.383.720.0039.93.974.080.0039.104.484.560.0029.113.704.230.002下马梁9.53.523.790.0019.63.344.000.0019.73.573.830.0019.83.123.440.0019.93.203.290.0019.101.481.560.0019.111.441.480.001二级标准5.00.01超标率%00最大超标倍数00根据表9可知，总烃参考以色列环境空气质量标准中总烃一小时平均值5.0mg/m3，根据监测结果，总烃符合相关标准要求；H2S的1小时值浓度均符合环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）中附录D标准值。二、噪声环境现状2019年9月5日至9月6号，陕西正盛环境检测有限公司管道沿线布设点位，并对声环境现状进行了监测，监测结果见下表14。表14 噪声监测结果序号点位名称9月5日9月6日标准昼间dB夜间dB昼间dB夜间dB昼间：60dB（A）夜间：50dB（A）1#南51集气站东44.541.043.641.42#南51集气站南42.540.944.942.23#南51集气站西45.542.145.042.64#南51集气站北47.24.2246.544.25#南40集气站45.443.342.639.66#新窑村43.037.243.440.27#曹家洼村44.943.041.439.68#G44-18井场处47.041.741.439.39#统76井场处45.340.545.242.510#G44-19C井场处43.541.346.841.611#G44-20井场处45.943.546.642.9由上表14的噪声监测结果可知，项目地噪声符合声环境质量标准（GB3096-2008）二类区标准，项目地声环境质量状况良好。主要环境保护目标（列出名单及保护级别）：根据现状调查，工程环境保护目标详见表15、表16。南51集气站厂界周围环境保护目标环境要素名称坐标保护对象保护内容环境功能区相对集气站方位相对距离/mE经度N纬度环境空气下马梁1091246.837169.34居民人群健康环境空气二类区W798表16 管道沿线主要环境保护目标一览表环境要素名称坐标保护对象保护内容环境功能区相对管线方位相对管线距离/m东经北纬环境空气新窑村109832.4371541.3居民人群健康环境空气二类区W87曹家洼村1091114.371725.01NE69下马梁1091246.837169.34S185西洼界村109851.5371526.1S90尖山湾1091026.01371527.18SW154城隍梁109112.39,371642.93N629井道峁109929.36371543.78N218环境噪声南51集气站场界南51集气站场界周边200m及输气管线两侧200m生态环境管道沿线及其两侧各500m的生态环境补偿生物量损失，临时占地及时恢复或重建；灌木林地、草地，尽量减少占用，减少植被破坏；减少水土流失评价适用标准环境质量标准1、 环境空气执行环境空气质量标准(GB3095-2012)中的二级标准，总烃参考以色列环境空气质量标准，硫化氢和甲醇参照环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）中附录D标准值；2、 环境噪声执行声环境质量标准（GB3096-2008）中的2类标准；3、 地表水执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）中III类标准；4、 地下水执行地下水质量标准（GB/T14848-2017)III类标准。5、 土壤环境质量执行土壤环境质量 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）；运营期废气执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）表2中的相关标准限值；2、 项目所产生的污水综合利用，不外排；3、 施工期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，运营期集气站厂界噪声执行工业企业厂界噪声排放标准(GB12348-2008)2类标准；4、 一般固体废物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；危险废物排放执行危险废物贮存污染控制标准（GB18597-2001）及2013年修改单中相关规定。5、 其他排放标准按照国家规定标准执行。总量控制指标本项目为无人值守站，废气主要是放空火炬燃烧天然气产生的废气，产生量为SO2为0.0317t/a，NOX为0.146t/a；建设项目工程分析工艺流程简述（图示）本项目为新建南51集气站和采气输气管线建设工程，施工期主要是新建集气站和采气输气管线管沟开挖铺设等，运营期主要是集气站集气工艺、放空、排污等。一、施工期工艺流程1、 集气站建设施工工艺流程集气站施工期工艺流程及产污环节图见下图1。图1 集气站建设施工期主要工艺流程图2、 采气输气管线施工工艺流程图2 管线工程施工流程和产污环节示意图采气输气管线施工主要进行管沟开挖，以及土路穿跨越等基础性工作，然后再按照施工规范，将运到现场的管道进行预处理（焊接、补口、接口防腐等）后，下到开挖好的管沟内。以上施工过程完成后，需要对管道进行试压，试压合格后，再覆土回填，清理作业现场，恢复地貌。采气输气管线工程施工流程和产污环节见图2。管沟开挖具体施工流程：（1） 清理场地：每段管沟开挖前，应首先对地下电缆、管线进行检查，确认没有地下电缆、管道后，管沟开始开挖；管道施工前，首先要对施工作业带进行清理和平整，以便施工人员、车辆和机械通行、作业。在施工带清理过程中，施工带范围内的土壤和植被都可能受到扰动和破坏，不过其造成的影响仅局限在施工带宽度的范围内。（2） 开挖管沟：管道全线采用沟埋方式，管道施工采取分层开挖、分层堆放、分层回填的方式，把原有表土回填到开挖区表层，以利于恢复植被的生长。施工结束后，对管道沿线开挖处进行平整、恢复地貌，并进行植被恢复。复植的绿色植物应优先选择当地物种，并加强养护，提高成活率。管道沿线恢复植被时应限制选用深根植物，以防止植物根茎穿破管线防护层。一般管道敷设作业带横断面布置见图3。图3 施工作业带横断面布置图开挖管沟是建设施工期对生态环境构成影响的最主要活动。本管道主要采用沟埋方式敷设，施工中整个施工带范围内的土壤和植被都可能受到扰动和破坏，尤其是在开挖管沟约13m的范围内，植被破坏严重，开挖管沟造成的土体扰动将使土壤的结构、组成及理化特性等发生变化，进而影响土壤的侵蚀状况、植被的恢复、农作物的生长发育等。 管沟横断面示意图见图4。图4 管沟横断面示意图1 单根管线管沟底宽为“管外径+0.7（0.5）m”，多管同沟敷设时，沟底宽度应在单管沟底宽度的基础上，每增加一根管，沟底宽度应增加该管管径再加400mm；2 管线埋深不小于1.4m（安塞区），管沟底层为岩石时，必须比管底设计标高深挖200mm，然后用松散土把深挖部分填平；3 管道在下沟前，必须认真检查，发现有折弯或压瘪等缺陷，应割除更换，管道在下沟过程中，避免损坏防腐层或保温层，当管沟弯曲半径不够时，应及时处理好管沟，严禁憋管下沟；4 管线在改变方向或适应地形变化时，采用弹性敷设或加弯头，优先采用弹性敷设。弹性弯曲的曲率半径不得小于管线外直径的1000倍；热煨弯管的曲率半径R=6D(外径)，执行油气输送用钢制感应加热弯管SY/T5257-2012。当管线平面和竖向同时发生转向时，不允许采用弹性敷设。管沟开挖采用人工和机械施工相结合的方法，管沟挖深应保证管顶埋深；5 有地下障碍物时，障碍物两侧各3m范围内应采用人工开挖。6 管沟开挖时，应将挖出的土石方堆放在与施工便道相反一侧，距沟边不小于3m。同时在开挖管沟时，土方应分层堆放，表层土应靠边界线堆放，下层土应靠近管沟堆放。7 管沟回填：应先用细土回填至管顶以上0.3m，再用土、砂或粒径小于100mm的碎石回填并压实。管沟回填土高度应高出地面0.3m。当管沟纵坡较大时，应根据土壤性质，防止回填土下滑措施。在沼泽、水网地区的管道，当覆土层不足以克服管子浮力时，应采取稳管措施。（3） 管道焊接与检验：管道的焊接及验收严格执行钢质管道焊接及验收（SY/T4103-1995）、油气田集输管道工程施工及验收规范（SY4204-2007）中的有关规定。管线对接时及所有与热煨弯管连接的管道焊接应进行焊前预热和硬度检查，焊缝焊前应将焊口打磨干净，焊接接头的焊前预热与焊后热处理，应根据焊接工艺评定实验确定。焊接工艺评定应规定预热和焊后热处理的加热方法、温度、温度控制方法以及需要预热和焊后热处理的环境温度范围。硬度值应符合HVl0248（HRC22）。管道焊缝应进行外观检查，按油气田集输管道工程施工及验收规范（SY4204-2007）标准执行。焊缝射线照相探伤和超声波探伤检验按石油天然气钢质管道无损检测（SY/T4109-2005）标准执行，均达到II级为合格，且不允许有未熔合、未焊透缺陷。焊接过程中将会产生少量焊接烟气，主要污染因子是NOx、O3及MnO2、Fe2O3。由于焊接烟气分散于各个焊接点，在区域扩散条件下，焊接烟气对大气环境的影响小。此外，管道焊接会产生少量废焊条，焊渣属于一般固体废物，统一收集后进行处理。本项目不涉及管道探伤部分，应另做评价（4） 管道试压：本工程管道组装完毕，经焊缝质量检验合格后，且吹扫干净后，应对管道进行试压。试压作业包括两个方面：管道严密性试验和管道强度试验。之后需要进行试压，试压一般采用清水为试压介质。试压管段按地区等级并结合地形分段，一般不超过35km，本项目管线总长度33.94km，但是分为陕99-2-105H2管线、G42-18C/G42-18C1管线、G42-18管线、G43-13、G42-16、G43-16、G43-13C、南51南40集气支线（安塞段），各段管线均不超过35km，故可不进行分段。试压合格后，应将管段内积水清扫干净。清扫出的污物应排放到规定区域。清扫以不再排出游离水为合格。试压废水由企业用罐车收集后运走统一处理，现场不排放。（5） 防腐工程项目集气管线外防腐层为普通级环氧粉末，厚度不小于350m；环氧粉末涂料的性能、技术指标以及施工、检验按照埋地钢质管道熔结环氧粉末外防腐层技术标准(SY/T0315-2005)的规定的要求执行。本项目使用的采气输气管道及其外防腐层均购买成品管，不涉及施工管材生产与加工。3、 穿越工程施工（1） 大开挖施工项目集气管线穿越土路10次，采用大开挖施工工艺。（5）沥青路顶管施工项目集气管线穿越6处沥青路，穿越时采用顶管施工工艺，顶管穿越长度8m，其中包括沥青路两端各2m过渡带以及沥青路面长度4m。顶管施工技术是国内外比较成熟的一项非开挖敷设管线的施工技术，该技术分为泥水平衡法、土压平衡法和人工掘土顶进法。目前国内采用较多的是采用大推力的千斤顶直接将预制套管压入土层中，再在管内采用人工或机械掏挖土石、清除余土而成管的施工方法。主要分为测量放线、开挖工作坑、铺设导向轨道、安装液压千斤顶、吊放混凝土预制管、挖土、顶管、再挖土、再顶管、竣工验收等工序。顶管施工开挖面小