刘家塬LNG撬装站项目

1、刘家塬LNG撬装站项目环境影响报告表西安元从环保科技有限公司二二年九月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、规模和距厂界距离等。6. 结论与建议给出本项目清洁生产、达标排放的总量控制的分析结论，确定污染防

2、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他建议。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该项目的环境保护行政主管部门批复。目 录TOC o 1-3 h u HYPERLINK l _Toc7031 1 建设项目基本情况 1 建设项目基本情况项目名称刘家塬LNG撬装站项目建设单位延川县绿色能源油气技术服务有限责任公司法人代表刘恩绪联系人刘磊帮通讯地址延川县延水关镇刘家塬村联系电 真/邮政编码717504建设地点延川县延水关镇刘家塬村立项审批部门延川县行政审批服

3、务局项目代码2020-610622-45-03-051510建设性质新建R 改扩建 技改行业类别及代码B451燃气生产和供应业占地面积（平方米）40000绿化面积（平方米）1200总投资（万元）6000其中：环保投资（万元）75环保投资占总投资比例（%）1.25评价经费（万元）/预期投产日期2021年2月1.1工程内容及规模1.1.1项目背景（1）项目由来我国能源日趋紧张，为此国家提出调整能源结构的战略目标。使用天然气燃料可降低对石油燃料的依赖，缓解燃油供应紧张状态。发展LNG项目，是贯彻国家能源政策，统筹兼顾能源的综合利用，能够实现经济和社会的可持续发展。延川县绿色能源油气技术服务有限责任公

4、司拟投资6000万元，建设一座LNG撬装站，对延安能源化工（集团）有限责任公司供给的天然气进行液化工作，购置天然气液化撬装设备、液化气低温储罐、装车鹤管、变压器等设施，建设日处理天然气五十万方生产及相关配套设施。根据中华人民共和国环境影响评价法和建设项目环境影响评价分类管理名录（2018.4.28），本项目属于“四十二、石油和天然气开采业”中的“133 天然气、页岩气、砂岩气开采（含净化、液化）”中的“其他”，因此需要编制环境影响报告表。接受委托后，我单位开展了详细的现场踏勘、技术资料收集等工作，在对本项目有关环境现状和可能造成的环境影响进行分析后，编制了本环境影响报告表。项目分为两期进行建设

5、，一期计划建设日处理二十万方天然气液化撬装生产线，二期建设日处理三十万方天然气液化撬装生产线。1.1.2项目建设特点及分析判定情况（1）项目与产业政策本项目属于中华人民共和国国家发展和改革委员会令第29号产业结构调整指导目录（2019 年本）的第七条第三项“液化天然气技术、装备开发与应用”，为鼓励类。本项目已取得延川县行政审批服务局对本项目的备案确认书（项目编码：2020-610622-45-03-051510），符合国家和地方产业政策。（2）项目建设与相关政策符合性分析表1-1 项目建设与相关政策相符性分析一览表相关政策规划内容本项目情况符合性分析“十三五”挥发性有机物污染防治工作方案（环大

6、气2017121号）加强无组织废气排放控制，含 VOCs 物料的储存、输送、投料、卸料，涉及 VOCs 物料的生产及含 VOCs 产品分装等过程应密闭操作本项目物料存储为槽车和压力罐，物料的输送投料卸料都通过密闭管道进行符合重点行业挥发性有机物综合治理方案（环大气201953号）重点对含VOCs物料（包括含VOCs原辅材料、含VOCs产品、含VOCs废料以及有机聚合物材料等）储存、转移和输送、设备与管线组件泄漏、敞开液面逸散以及工艺过程等五类排放源实施管控，通过采取设备与场所密闭、工艺改进、废气有效收集等措施，削减VOCs无组织排放符合推进使用先进生产工艺。通过采用全密闭、连续化、自动化等生产

7、技术，以及高效工艺与设备等，减少工艺过程无组织排放。本项目物料存全过程都通过密闭压力容器或管道进行。符合（3）选址合理性项目位于延川县延水关镇刘家塬村，项目地四周均为荒地，北侧400m处为刘家塬村，东侧紧邻沿黄观光路，管线工程本次设计管线全线位于延川县延水关镇刘家塬村，选址不涉及基本农田、自然保护区、饮用水源地等环境敏感区，采取措施后，污染物可达标排放，对周围环境影响较小，从环保角度考虑，选址基本合理。1.1.3地理位置与交通本项目位于延川县延水关镇刘家塬村，项目北侧400m处为刘家塬村，东侧紧邻沿黄观光路，交通便利，项目地理坐标为东经110.370471，北纬36.788421。建设项目地理

8、位置图见附图1。1.1.4工程概况项目名称：刘家塬LNG撬装站项目。建设性质：新建。建设单位：延川县绿色能源油气技术服务有限责任公司。建设地点：延川县延水关镇刘家塬村，地理坐标为东经110.370471，北纬36.788421，项目地理位置见附图1。总占地面积：厂区总占地面积40000m2。生产规模：购置天然气液化撬装设备、液化气低温储罐、装车鹤管、变压器等设施，最终建成日处理五十万方天然气的撬装站。项目总投资：6000万元，所需资金由企业自筹。生产班制及定员：项目年工作日333天，生产系统采用四班三运制转班制连续生产，每班工作时间8小时。劳动定员70人，其中管理人员4人。项目建设时长：6个月

9、本项目主要由主体生产工程、辅助工程、公用工程、环保工程、储运工程五部分组成，具体见表1-2。表1-2 项目工程组成一览表工程类型名称主要建设内容备注主体生产工程工艺设备区一期10万方天然气液化撬装生产线（包括脱酸、脱水、预冷、冷箱、主冷设施）2套，占地面积1400m2新建二期10万方天然气液化撬装生产线（包括脱酸、脱水、预冷、冷箱、主冷设施）3套，占地面积1827m2罐区一期站内设置一处罐区，2台低温LNG卧式储罐200m3 LNG新建二期站内设置一处罐区，3台低温LNG卧式储罐200m3 LNG装车区包括LNG密闭低温装车鹤管4套，EAG空温式加热器1台，30t地磅1台，计量室门岗2间，装车

10、用抽气机1台新建辅助工程控制室占地面积为162m2，一层框架结构新建高低压配电室占地面积为108m2，一层框架结构新建柴油发电机室占地面积为54m2，一层框架结构新建消防泵房占地面积为221.4m2，一层框架结构新建循环水泵房占地面积为166.32m2，一层框架结构新建空压机室占地面积为108m2，一层框架结构新建固废间占地面积为120m2，一层框架结构新建制氮机房占地面积为114m2，一层框架结构新建发电机配电室占地面积为442.8m2，一层框架结构新建发电机室占地面积为776.4m2，一层框架结构新建锅炉房占地面积为297.5m2，一层框架结构新建倒班宿舍倒班宿舍设置在站区外东侧约200米

11、外的山体上，设置倒班宿舍20间，厨房2间，餐厅3间，热水间1间，洗澡间2间，占地面积为450m2，2层砖混结构新建公用工程供电系统项目用电引自延川县供电局35kV高压专线，经室外5台S11-35/0.4-3150油变为站内设备供电，设置20台500kW燃气发电机作为备用生产电源。另站内设置1台40kW柴油发电机作为二级负荷的备用电源新建消防系统新建消防泵房、消防水泵、消防管网、消防水池、消防原液罐新建给水系统项目拟新建水井，供生产、生活用水新建排水系统凝液经收集罐收集后定期运送到延川县污水处理站处理；生活污水设防渗化粪池贮存，定期拉运至延川县污水处理站处理；循环冷却水用于厂区洒水新建环保工程废

12、水处理系统新建化粪池10m3、隔油池1m3新建固废处理系统新建危险废物暂存间、生活垃圾收集桶，一般生产固废送原供应厂商处理，危废送有资质单位处理，生活垃圾由环卫部门处置新建废气处理系统无组织烃类气体，密闭集输；发电机尾气，经三元催化器处理后通过2.5m高排气筒排放；胺液再生脱酸废气通过22m排气筒排放；设2个放空系统；2台导热油炉（其中一期工程建设1台）废气经过15m高排气筒进行排放新建隔声选用低噪声设备，减振防噪、吸音隔声处理，加装消声设备等/（2）输气管线建设内容项目输气管线采用：本工程采用无缝钢管。线路所用弯管，均采用无缝钢管进行煨制。铺设管道总长11.76公里。表1-3 管道铺设建设内

13、容一览表序号项目名称单位工程量备注一线路长度km11.76单管二管道组装焊接1L245NS-D88.98.8 无缝钢管km7.06GB/T 9711-2017 PSL2 级2L245NS-D60.37.1 无缝钢管km4.70GB/T 9711-2017 PSL2 级三管材附件1热煨弯头 L245NS-D88.99.5-6D 无缝钢管个110两段各带 0.5m 直管段2热煨弯头 L245NS-D60.37.1-6D 无缝钢管个54两段各带 0.5m 直管段3绝缘接头 PN250 DN80个2SY/T 0516-2016四焊接及无损检测1D88.9 焊口、超声波检测、射线检测道8002D60.3

14、 焊口、超声波检测、射线检测道550五土方工程1土方开挖104m32.52石方开挖104m323原土回填104m32.54细土回填104m32六穿（跨）越工程1沿黄旅游观光公路穿越m/处32/2顶管2砂石（土）路穿越m/处72/9开挖加钢套管七线路附属工程1里程桩个122标志桩个603转角桩个803警示牌个104警示带（宽度：0.4m）km11.765DRCP10002000/B 型钢承口管节16八水工保护工程1浆砌截水墙m3/道150/342浆砌石挡土墙m3/道390/73草袋素截水墙m3/道780/146九占地及拆迁赔偿1施工临时占地104m212施工作业带宽度 10m2永久性占地m216

15、2十清管、试压、干燥1D88.9 一般线路段清管、试压、干燥km7.062D60.3 一般线路段清管、试压、干燥km4.7管线走向本工程共包含2条集气干线和3条采气支线。郝3、郝5、郝6井场集气干线起点位于石佛村北部，沿黄旅游观光公路西侧，管线沿黄河西侧山地向西北方向敷设，经过张家圪崂继续向西北方向敷设，到达新建 LNG 撬装站围墙外，管线沿途穿越沿黄旅游观光公路1次。郝6井场采气支线自井场向被敷设，经过井场北部耕地后向西北方向敷设，穿过石佛村汇入集气干线。郝3井场采气支线自井场沿钻前道路向北敷设再向东敷设，汇入集气干线。郝5井场采气支线自井场沿钻前道路向东敷设，汇入集气干线。郝8井场集气干线

16、起点位于郝8井场外，管线沿钻前道路向西北方向敷设然后穿越一处冲沟，继续向西敷设，到达新建 LNG 撬装站围墙外，管线沿途穿越沿黄旅游观光公路1次。郝8井场至 LNG 撬装站采气干线在出郝8井场后预留采气支线接口，在预留支线接口上设线路截断阀2道，便于后期附近新打气井接入。采气支线与采气干线采用清管三通连接。输气管线具体走向见附图。穿越工程：本段管道冲沟穿越1处；沿黄旅游观光公路穿越2处；砂石（土）路穿越9处。管道敷设：管道敷设采用沟埋敷设方式，考虑到本项目管道位于农田及已建道路旁，确定本项目管顶覆土深度为1.6m。在地形条件允许的地区管道尽量采用弹性敷设，若条件所限而不能采取弹性敷设时，则首先

17、考虑用 R40D的冷弯弯管，其次选用6D的热煨弯头。当管道采取弹性敷设时，与相邻的反向弹性敷设管道之间、弹性弯曲管段和人工弯管之间，应采用直管段连接；直管段长度不应小于管子外径值，且不应小于500mm。弹性敷设管道的曲率半径不得小于钢管外径的1200倍。项目均为输气管线，管线施工作业带宽度为6m。施工方式:管道施工以机械施工为主，局部地段采用人工施工。（2）原、辅材料来源根据建设单位提供资料，本项目气源为延安能源化工集团有限公司，通过管道进行输送。本项目生产辅助原料主要为MDEA、分子筛、活性炭等市场上常见的化工产品，均可向专业厂家购买，来源有保证。（3）原、辅材料消耗项目原、辅材料消耗见表1

18、-2。表1-2 一期项目原辅材料消耗表一期工程原辅材料消耗序号项目单位数量备注1原料伴生气Nm3/d20104来自延安能源化工集团有限公司24A分子筛t/a1.0外购3MDEA脱碳剂t/a1.0每年补充，外购4混合制冷剂乙烯t/a0.4外购异丁烷t/a0.4丙烷t0.1一次量，自生产装置净化后补充氮气t0.06一次量，自空压制氮撬5仪表风Nm3/a100104自空压制氮撬6氮气Nm3/a601047活性炭t/a0.5外购8机油t/a0.2外购表1-3 二期项目原辅材料消耗表二期工程原辅材料消耗序号项目单位数量备注1原料伴生气Nm3/d30104来自延安能源化工集团有限公司24A分子筛t/a2.

19、0外购3MDEA脱碳剂t/a2.0每年补充，外购4混合制冷剂乙烯t/a0.4外购异丁烷t/a0.4丙烷t0.1一次量，自生产装置净化后补充氮气t0.06一次量，自空压制氮撬5仪表风Nm3/a140104自空压制氮撬6氮气Nm3/a901047活性炭t/a1.2外购8机油t/a0.3外购（4）原、辅材料成分原料本项目的原料伴生气的主要成分为甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、氮气、硫化氢和二氧化碳。表1-4 原料伴生气组成一览表组分甲烷乙烷丙烷氮气正丁烷异丁烷二氧化碳正戊烷异戊烷硫化氢（mol%）93.720.4690.1240.5530.0060.0073.7780.0020.001/辅料MDE

20、A即N-甲基二乙醇胺，是无色或微黄色粘性液体，易与水、乙醇、乙醚混溶，分子式为CH3-N（CH2CH2OH）2，分子量119.2，沸点246248，闪点260，凝固点-21，汽化潜热519.16KJ/Kg。在一定条件下，对二氧化碳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，无毒不降解，因此主要用于酸性气体净化，特别是石化企业炼厂气尾气、天然气脱硫，化肥厂脱碳。4A分子筛是指A型晶体结构，是一种碱金属硅铝酸盐，分子式为Na2OAl2O32SiO29/2H2O。（5）产品方案本项目产品为LNG（液化天然气）。表1-5 项目产品方案一览表序号产品名称数量相态1LNG（液化天然

21、气）一期工程141.9t/d液态二期工程212.87t/d产品及副产品规格如下：产品-LNG（液化天然气）经过净化后的伴生气产品质量达到国标GB17820-2012天然气一类气或二类气的要求。（6）总平面布置及主要建设内容本项目拟规划用地约40000m2，根据功能需要，将本站场设为LNG储罐区、生产装置区、辅助生产区。本站场原有地形为山地，平整后南高北低，站区东侧设置8米大门一座，生产线及储罐设置在站区西侧，并在生产线及储罐东侧邻近位置设置消防水池和消防泵房，中控室、配电室及仪表间布置在厂区南侧。项目总平面布置具体详见附图2。LNG储罐区本项目储罐区面积约1158.464平方米，拟一期新建2个

22、200立方LNG储罐，二期新建3个200立方米LNG储罐，罐区周围部分设有围堰，高约0.6米，围堰内容积约700立方。储罐距生产设施15米。新建装卸区位于储罐的南侧。生产装置区本项目新建装置区位于整个厂区中部，在拟新建的LNG罐区南面，占地面积约为3227平方米，一期工程新建2套天然气处理量为10万Nm3/d的LNG撬装设备以及一些设备钢平台和设备基础等，二期工程新建3套天然气处理量为10万Nm3/d的LNG撬装设备。生产装置区包括原料气压缩系统、预处理系统（包括脱碳工艺系统、脱水脱汞系统）、天然气液化系统等。辅助生产区辅助生产区位于主厂区南部，主要包括中控室、空压制氮装置区、配电室、中控室、

23、变压器、消防回车场、消防泵房、循环水泵房等。（8）主体生产工程本项目的主要生产设备详见表1-6。表1-6 项目主要生产设备一览表序号设备名称规格或型号数量（台）备注1导热油炉YY（Q）W-4100Y（Q）1台2YY（Q）W-2100Y（Q）1台备用3脱酸塔材质：Q345R，设计压力：5.5MPa5台其中一期2台，二期3台4再生塔材质：Q345R，设计压力：5.5Mpa5台其中一期2台，二期3台5贫液泵3LP60-12/5.5，N=30kW10台其中一期4台，二期6台6贫液冷却器换热面积：32.6m2 ，材质：Q345R5台其中一期2台，二期3台7吸收塔液位罐DN750X1923mm，材质：Q3

24、45R5台其中一期2台，二期3台8干燥塔材质：Q345R，设计压力：5.5MPa；硅酸铝分子筛填充5台其中一期2台，二期3台9再生塔材质：Q345R，设计压力：5.5MPa；硅酸铝分子筛填充5台其中一期2台，二期3台10分液罐材质：Q345R，设计压力：5.5MPa；10台其中一期4台，二期6台11粉尘过滤器材质：Q345R，设计压力：5.5MPa；不锈钢丝滤网5台其中一期2台，二期3台12氨压缩机N=350kW；介质：液氨，螺杆压缩；电制：3P/380V/50Hz20台其中一期8台，二期12台13电机强冷风机N=3kW；20台其中一期8台，二期12台14油泵N=4kW；2ZH转子柱塞泵，流量

25、：13m3/h；20台其中一期8台，二期12台15贮液器V=0.9m3，材质：Q345R，20台其中一期8台，二期12台16油分电加热器N=5kW20台其中一期8台，二期12台17压缩机N=350kW；防护等级：IP54；启动方式：变频；电制：3P/380V/50HZ80台其中一期32台，二期48台18油泵N=3kW80台其中一期32台，二期48台19储气罐V=3m3，材质：Q345R80台其中一期32台，二期48台20冷箱材质：不锈钢铝；设计压力：5.5MPa；设计温度：-19660台其中一期24台，二期36台21BOG压缩机N=110kW5台其中一期2台，二期3台22LNG储罐卧式，V=2

26、00m，设计温度：-196；设计压力：0.8/-0.1Mpa；膨胀珍珠岩真空保冷5台其中一期2台，二期3台23LNG装车泵LYLB 100-230型；流量：80m3/h；扬程：140米。1套24LNG卸车鹤管密闭装车；材质：S30408：设计温度：-196；设计压力：2.5MPa；4套25EAG空温式加热器材质：S30408：设计温度：-196；设计压力：2.5MPa；3具26EAG分液罐材质：S30408：设计温度：-196；设计压力：2.5MPa；1具27柴油发电机N=40kW1台28仪表风压缩机N=30kW2台29消防水泵N=250kW；电泵2台，柴油泵1台。3台30量水塔1200m31

27、台31凝液收集罐/ 1台32循环水缓冲罐/1台33脱汞罐=500 mmH=6000 mmV=0.337 m3 Pd=5.5MPa1台（9）辅助工程供热系统本工程建设2台导热油炉（一用一备），使低温位导热油变为高温位导热油，高温位导热油（160）为工艺装置提供热量。 空压制氮站本项目新建制氮站，制氮设备两套（一用一备），规模为300Nm3/h，以满足装置氮气需求。仪表风项目自建一套仪表风系统，两台空压机，一备一用，以满足项目需要。（10）公用工程给水本项目拟新建水井（需要在水资源管理部门办理相关手续），供生产、生活用水。生活用水：本工程建成后员工70人，根据陕西省行业用水定额（2020修订版）相

28、关规定可知，职工生活用水定额取65L/人日，则项目生活用水量4.55m3/d，1515.15m3/a。废水按用水量的80%计，则生活污水量约3.64m3/d，1212.12m3/a，排入化粪池，由附近农民清掏化粪池，用于农田施肥。生活污水中主要污染物为COD、BOD5、SS和NH3-N等。循环冷却补给水：本项目建成投产后，生产装置区采用闭式循环冷却系统，用于冷却压缩机出口伴生气、干燥塔再生干气等，全厂循环冷却水用量为300m3/h。闭式循环系统补充水量约占循环水量的1.4%，补充水量约为4.2m3/h，即100.8m3/d。排水本项目实施清、污分流制。生产过程排放的凝液经收集罐收集后定期运送到

29、延川县污水处理厂处理；生活污水设防渗化粪池贮存，之后由周边农户外运做农肥。本项目用水排水情况见表1-7，项目水平衡图见图2。表1-7 项目用水排水情况一览表 单位：m3/d序号用水项目规模用水标准新鲜水量损失水量排水量排水去向备注1生活用水70人，333天65L/（人d）4.550.913.64经化粪池处理后定期清掏肥田排污系数0.82循环冷却补给水300t/h的循环量/100.8100.80/蒸发损失合计105.35101.713.64/新鲜水生活用水循环水化粪池3.643.64外运肥田4.55100.8105.35100.80.91图1 项目水平衡图 SHAPE * MERGEFORMAT

30、 供电电源来自延川县供电局为本项目敷设的35kV专线。站内设置3150kVA的变压器5台，设置备用500kW燃气发电机20台，专线故障时，启动发电机。仪表自控系统、火灾自动报警系统设置UPS不间断电源，配电室、控制室内设置应急照明，应急照明采用自带蓄电池的照明灯具，应急时间不小于90min。本项目供电采用放射式与树干式相结合的方式，由低压配电室向各用电设备供电。接地系统采用TN-S形式。消防水给水系统根据石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）8.6.1 规定，本项目属于五级站，设置消防给水系统。本项目消防用水量最大处为储罐区，消防设计用水量为 6450.57L/min，火灾延续

31、时间6h计，一次火灾最大消防用水量2322m，消防用水来自站区内2座1500m3消防水罐。（11）储运工程本项目建成投产后，预计共生产LNG产品354.77吨/天（其中一期产量141.9t/d，二期产量212.87t/d）。厂内LNG储存设200m3 LNG卧式储罐5台（其中一期2台，二期3台）。本项目主要储运介质为液化天然气LNG。各种产品均采用槽车外运。（12）维修、维护生产技术人员负责日常巡视保养、维护、小、中修任务，项目中修、大修依托外界。PAGE 162建设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、地理位置延川县位于陕西省北部，

32、延安地区东北部，地处东经10936201102644，北纬363715375 55。东临黄河与山西省永和县隔河相望，北与本省榆林市清涧县接壤，西北与子长县毗邻，西接宝塔区，南靠延长县。总面积1941km2，辖14个乡镇，人口19万。本项目位于延川县延水关镇刘家塬村，项目具体地理位置见附图1。2、地形地貌延川县属陕北黄土高原丘陵沟壑区的白于山脉东端，地形地貌组合，从东向西具有明显差异和过渡特征，依次可分为4个区域：东部土石梁峁区、中部残塬梁峁区、西北部川台梁峁区、西南部峁梁沟谷区。永坪川属于西北部川台梁峁区，该区域谷坡、沟坡崩塌、滑坡较普遍。以冲沟、切沟为主的支毛沟仍有扩展趋势，但相对切割深度较

33、小，沟壁面积小，地势相对缓和。 3、地质概况延川属华北陆台鄂尔多斯地台（亦称陕北构造盆地）的一部分，在构造上是一个台向斜，本县处于台向斜的单斜翘曲地带。地质构造相对稳定，岩层构造简单，无大型褶皱和断裂。据中国地震烈度区划图划分，规划区地震烈度为6度。4、水文概况（1）地表水延川县境内河流属黄河水系。全县有2公里以上的流水沟道347条，其中一级支流21条，二级支流69条，三级支流138条，四级支流110条，四级以下支流8条。以清涧河为骨干，形成纵横交错的树枝状水系网。除黄河和清涧河外，流域面积大于100平方公里的河流有6条，即永平川河、贺家渠川河、马家湾沟河、青平川河、文安驿川河、拓家川河。（2

34、）地下水延川县地下水主要有第四纪松散层孔隙水、裂隙孔洞潜水和三叠纪层状碎屑岩裂隙水、承压水。据调查，延水关黄河古道和川道地区地下水补给条件较好，潜层地下水较丰富，易开采，地下水埋深13.321.5米，含水层厚度为19.521.5米，单井出水量每日144.4吨。丘陵、残塬地下水埋深100米左右，含水层厚度4050米，单井出水量每日7.33吨，西部梁峁地区地下水埋深50100米，单井出水量每日8.64吨，补给条件较差，水量贫乏，开发利用难度大。5、气候与气象本县属温带大陆性季风气候。冬季受来自西伯利亚的大陆气团影响，常为势力强大的蒙古高压所控制，寒冷干燥；夏季受东南季风影响，气候炎热，降雨集中，多

35、雷雨；春季极地大陆气团消弱，热带暖气团增强，气温回升快、降水少；秋季气温迅速降低，冷暖气团交锋，多阴雨天气。6、植被、生物多样性全县林业用地24.11万亩，其中有林地19.89万亩，疏林地1.965亩，灌木林地1.91万亩，未成林造林地2.09万亩，森林覆盖率为8.45%。用材林树种槐树，俗称土槐、旱槐，境内广布，土岗、杨家圪台、禹居等乡尤多。经济林树种主要有核桃树，为乡土树种；枣树，乡土树种，分为长枣和圆枣两个大类17个品种；庭院观赏树种有银杏、水杉、松柏、刺柏等。动物种类多为常见种类，如野兔、黄鼠、山雀等，珍稀保护动物较少。项目建设场地四周无珍稀保护动植物，生态结构较为简单。7、特殊敏感区

36、据调查，本项目占地为建设用地，项目占地及周围无文物保护单位、风景名胜保护区、自然保护区等需要特殊保护的敏感点。PAGE 403环境质量状况3.1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、地面水、地下水、声环境、生态环境等）3.1.1环境空气1、区域环境质量达标情况本项目位于延川县，本次评价基本污染物环境质量现状采用陕西省环境保护厅办公室于2020年1月23日发布的2019年12月及112月全省环境空气质量状况环保快报中延安市延川县数据及结论。（1）常规因子环境质量现状监测结果2019年延安市延川县空气质量状况统计表见表3-1。表3-1 2019年延安市延川县空气质量状况统计数据一

37、览表监控指标监测结果（g/m3）标准值（g/m3）占标率%达标情况超标倍数超标率SO2均值116018.33达标/NO2均值344085达标/PM10均值637090达标/PM2.5均值333594.28达标/CO第95百分位浓度1.8mg/m34mg/m345达标/O3第90百分位浓度14616091.25达标/优良天数（d）303优良率83重度及以上污染天数（d）1空气质量综合指数4.23空气质量综合指数排序12（2）监测结果判断分析根据HJ2.2-2018环境影响评价技术导则 大气环境中6.4.1区域达标判断，项目区域环境空气质量满足GB3095-2012环境空气质量标准中二级标准限值要

38、求，本项目所在区域属达标区。（3）其他污染物环境质量现状数据本项目NH3、非甲烷总烃的现状监测委托陕西华境检测技术服务有限公司完成，监测报告详见附件4。监测点布设监测点位于厂界内，具体监测点位详见附图。监测因子项目涉及区域内2个监测因子：NH3、非甲烷总烃。监测时间和频率NH3、非甲烷总烃连续监测7天，每天4次。监测结果根据监测，区域内环境空气质量现状监测结果见下表。表3-2 NH3、非甲烷总烃监测结果表 （mg/m3）点位时间非甲烷总烃氨厂界内2020.09.080.57-0.720.07-0.092020.09.090.60-0.720.07-0.092020.09.100.60-0.71

39、0.08-0.102020.09.110.56-0.730.08-0.102020.09.120.56-0.700.08-0.102020.09.130.60-0.700.07-0.092020.09.140.64-0.700.07-0.10根据上表监测结果可知，NH3的1 h平均标准值均满足环境影响评价技术导则 大气环境（HJ 2.2-2018）附录D中的参考限值（NH3的1 h平均标准值200g/m3），非甲烷总烃1 h平均标准值满足大气污染物综合排放标准详解一次值2.0 mg/m3。说明项目所在地空气质量状况良好。3.1.2声环境为了解项目所在地的声环境质量现状，陕西华境检测技术服务有限

40、公司于2020年9月89日对项目场界噪声现状进行监测，现状环境噪声监测结果见表3-3，监测点位见附图5。表3-3 环境噪声监测结果统计表监测点位监测结果标准值dB(A)达标情况2020年9月8日2020年9月9日昼间夜间昼间夜间东厂界57475646昼：60夜：50达标南厂界56455545达标西厂界55485447达标北厂界57465645达标由表3-3可知，项目厂界噪声满足声环境质量标准中二级标准要求。3.2主要环境保护目标本项目主要环境保护目标见表3.5，四邻关系图见附图3。表3.5 主要环境保护目标表环境要素保护对象相对场址方位相对距离（km）保护内容保护目标环境空气刘家塬N0.46人

41、群健康GB3095-2012环境空气质量标准中的二级标准冯家塬EN2.1周家窑N2.46郭家坬W1下刘源村W2.1杨家畔村S2.1伏寺村ES2.2高家圪图E2.0地下水厂区及周边站场周围地下水环境GB14848-2017地下水质量标准中的类标准地表水黄河E3.7地表水环境地表水环境质量标准中的类标准声环境区域环境/区域环境声环境质量标准（GB3096-2008）中2类生态生态环境站址周围生态环境减少生态破坏保护生态环境4评价适用标准环境质量标准环境空气：GB3095-2012环境空气质量标准二级标准，非甲烷总烃参考大气污染物综合排放标准详解一次值2.0 mg/m3和挥发性有机物无组织排放控制标

42、准(GB27822-2019)中附录A中无组织排放限值10mg/m3（监控点处1h平均浓度值），氨执行环境影响评价技术导则 大气环境（HJ 2.2-2018）中附录D的浓度标准值；环境噪声：执行GB3096-2008声环境质量标准中的2类标准；地下水：GB14848-2017地下水质量标准中的类标准。地表水执行GB3838-2002地表水环境质量标准类标准；污染物排放标准废气排放：施工期扬尘执行DB61/1078-2017施工场界扬尘排放限值；运营期燃气发电机烟气执行车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法(中国、阶段)（GB17691-2005）中第五阶段排放标准；

43、运营期导热油炉烟气执行陕西省锅炉大气污染物排放标准(DB61/1226-2018)中新建燃气锅炉排放标准；VOCs 无组织排放执行挥发性有机物无组织排放控制标准(GB37822-2019)表 A.1 中的限值；其他废气排放执行大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)表 2 中的二级标准；项目废水经处理后回用或综合利用，不外排；噪声排放：施工期执行GB12523-2011建筑施工场界环境噪声排放标准；运营期执行GB12348-2008工业企业厂界环境噪声排放标准2类标准；固体废物：执行GB18599-2001一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准及其修改单中相关规定及GB18597-

44、2001危险废物贮存污染控制标准及其修改单中相关规定。总量控制指标根据原环境保护部提出的总量控制因子，结合项目的工艺特征和排污特点，项目具体污染物排放总量控制建议指标如下：表4-1 项目总量控制指标表项目排放量（t/a）建议指标（t/a）废气SO20.2980.298NOX2.0792.0795建设项目工程分析5.1主要污染工序5.1.1施工期污染情况施工期的主要污染物是施工过程中产生的扬尘、施工车辆尾气、废水、固体废物(包括建筑垃圾和施工人员生活垃圾)、噪声等。项目施工期工艺流程及产物环节如图2、图3 所示。废气、废水、噪声废气、废水、噪声、固废基础工程主体工程装饰工程设备安装工程验收废气、

45、废水、噪声、建筑垃圾噪声图2 施工期站场产污节点图图3 管线工程产污节点图（1）清理场地管道施工前，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。本项目主要采用定向钻穿越、顶管穿越、跨越方式铺设，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

46、、植被的恢复等。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。（3）管道焊接、补口、补伤、防腐本工程管道外防腐层全线采用聚乙烯三层加强级防腐涂层，要求聚乙烯防腐层总厚度3.2mm。定向钻穿越部分采用定向钻专用防腐层和补口、补伤材料。本工程开挖埋地段管道焊缝进行100%的超声波检验和15%的X射线照相检验。跨越及定向钻穿越段管道采用 10

47、0%的超声波检验采用超声波检验的焊缝，其内部质量应符合承压设备无损检测第3部分：超声检测NB/T47013.3-2015中的级质量要求。超声波检测不得低于B级。（4）清管、试压管道在试压之前必须进行清管，并且不少于2次，以除去管线施工时遗留在其中的焊渣等渣物，本工程燃气管道清管采用清管球进行清扫。管道清管扫线时，设临时清管器收发设施和放空口。管道在投产之前，要进行干燥清管。管道清管吹扫压力不得大于管道的设计压力，且不得大于0.3MPa。管道应分段进行强度及严密性试压，管道下沟并回填后方可进行分段试压，长度以不大于5km为宜。穿跨越河流、公路的管段应单独进行试压。强度试压压力为1.5倍管道设计压

48、力，严密性试压压力为管道设计压力的1.15倍。强度试压介质及严密性试验介质为干燥的空气。强度试验稳压1小时后，观察压力计不应少于30min，无压力降为合格；严密性试验试压的持续稳压时间不应小于24小时。试压时，压降应符合城镇燃气输配工程施工及验收CJJ33-2005的规定。对于试压不合格的管段，必须进行修补，修补后再次进行试压，直至合格。（1）施工期废水施工期产生的废水主要为施工作业污水和生活污水两部分。生活污水本项目施工期预计进场工人约 20 人，施工期 5 个月，施工人员住宿不在厂区内。施工期产生的污水水质参照同类型项目指标，工人用水定额按50L/(人d) 计，其污水排放系数取1.0，则项

49、目施工期日排放污水量1m3/d。施工期间排放的污水水质及污染物产生量情况列于表5-1。表5-1 施工期间排放的污水水质及污染物产生量一览表项目CODCrBOD5SSNH3-N产生浓度（mg/L）30018020030日产生量（kg/d）0.150.090.10.015施工废水施工期间主要的施工水污染源为冲洗骨料、灌浆、混凝土养护过程中产生的施工废水等。施工废水主要污染物为SS，浓度约6000mg/L2000mg/L。因此，施工区必须设置沉淀池，将施工废水澄清后回用，避免污染水环境。（2）施工期噪声本项目建筑施工量少，施工期短，不需要使用大型施工机械设备。施工期噪声主要包括施工场地各类机械设备噪

50、声、施工作业产生的噪声以及运输车辆造成的交通噪声等。施工期的主要噪声源及噪声级见表5-2。表5-2 施工中各阶段主要噪声源统计表序号噪声源声级 dB（A）1挖土机78952平土机80903电锯85954电焊机90955空压机75856混凝土搅拌机80907卡车8085由噪声源分析可知，施工场地的噪声源主要为各类高噪声施工机械及运输车辆，单台设备的声级一般均在 80dB(A)以上。（3）施工期废气扬尘建设施工期间由于平整土地及建设施工产生扬尘，该区域大气中悬浮物浓度有所升高。施工期扬尘主要来自以下几方面：a.土方挖掘扬尘及现场堆放工程土产生扬尘；b.施工垃圾的清理及堆放产生扬尘；c.车辆及施工机

51、械往来造成的道路扬尘。施工扬尘的浓度与施工现场条件、施工管理水平、施工机械化程度及施工季节、建设地区土质及天气等诸多因素有关。本评价采用类比法对施工过程可能产生的扬尘情况进行分析。距施工场地不同距离处空气中 TSP 浓度值见表5.3。表5-3 施工近场大气中 TSP 浓度变化表距离（m）2050100200浓度（mg/m3）2.891.150.790.47由上表可知，预计距离施工地点 20 米处 TSP 浓度约 2.89mg/m3，超出环境空气质量标准(GB3095-2012)二级标准日平均浓度限值（0.30mg/m3），超标倍数达 8.63；50 米处 TSP 浓度约 1.15mg/m3，超

52、标倍数达2.83；100 米处约0.79mg/m3，超标倍数达 1.63；200米处约 0.47mg/m3，超标倍数达 0.57；施工扬尘对项目周边的敏感点将会产生一定的影响，对 500 米以外的环境空气影响很小。机械废气施工机械和各种运输车辆运行时将产生燃油废气，废气中所含的有害物质主要有一氧化碳、氮氧化物、碳氢化合物等，将对该区域的大气环境造成短期的不良影响。预计距离施工地点50 米处一氧化碳1 小时、日平均浓度分别为0.2mg/m3、0.13mg/m3，小于环境空气质量标准(GB3095-2012)二级标准 1 小时、日平均浓度限值（分别为 10mg/m3、4mg/m3）；二氧化氮 1

53、小时、日平均浓度分别为0.13mg/m3、0.06mg/m3，小于环境空气质量标准(GB3095-2012)二级标准 1 小时、日平均浓度限值（分别为 0.20mg/m3、0.08mg/m3）。综上所述，机械尾气影响范围不超过 50 米，且影响时间较短。（4）施工期固体废弃物土石方数量及平衡本项目土石方工程量主要来自场地平整、建筑物基础挖填等，项目总挖方量为1200m3，总填方量为1200m3，挖、填平衡，无弃方。建筑垃圾土建及装修过程中的建筑垃圾主要为残砖、断瓦、废弃混凝土以及废弃的装修材料等，本项目只有罐区、水池和LNG设备区等建筑采用钢筋混凝土框架结构， 压缩机房和制冷剂压缩机房等为钢结

54、构，钢材重量轻，地基要求较低，需要挖掘的土方较少。经与工业企业施工期固废排放情况类比，钢筋混凝土结构施工过程中建筑垃圾产生量按 30 kg/m2 计算，本项目该部分建筑面积为4200 m2，则建筑垃圾产生量约为126 t。施工生活垃圾施工期工地平均每天施工人数约20 人，生活垃圾产生量以0.5kg/人d 计算， 生活垃圾产生量 5kg/d，施工期约为 5 个月，产生的生活垃圾约1.5t。5.2运营期工艺流程简述5.2.1 运营期工艺流程一般的原料伴生气不能满足液化天然气的质量要求，在液化前要进行处理，即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如 CO2、H2O、Hg 和芳香烃等，以免它们在低温下冻

55、结而堵塞、腐蚀设备和管道。本工程以延安能源化工集团有限公司输送过来的天然气为原料，通过甲基二乙醇胺（MDEA）脱酸（脱 CO2）、 4A 分子筛吸附脱水、活性炭吸附脱汞和混合制冷剂制冷液化等工艺制取液化天然气。生产工艺流程及产污节点总图见图3。图3 生产工艺流程及产污节点总图（1）原料气过滤、压缩单元单元功能：原料气管线可能存在施工过程中残留诸如铁锈、焊渣类的机械杂质，这些杂质会损害装置，因此需要除去。液化过程的液化压力直接关系到液化温度，提高原料伴生气的压力，可以节省压缩原料伴生气和制冷的总功率。单元排污：废弃的滤芯，共约 0.05t/a。原料气脱酸单元原料气中含有 CO2，它们的存在会造成

56、金属腐蚀、污染环境，并在低温环境下产生冰冻而堵塞管道和设备。因此，必须严格控制伴生气中酸性组分的含量，以达到工艺和 LNG 产品质量的要求。本单元采用 MDEA 水溶液脱除二氧化碳等酸性气体。该工艺会产生：再生塔回流罐排放的酸性气体、溶液过滤器产生的废弃活性炭和废胺液。（3）原料气脱汞、脱水单元尽管原料气中汞的含量极微，但在伴生气制冷过程中，金属汞会在铝材质（多为铝合金板翅式换热器、铝管路等）表面上生成铝汞齐（类似长毛），随后形成粉末状腐蚀产物，加快腐蚀进度，进而造成金属脆化，出现裂缝，出现气体泄漏。因此，必须进行脱除。水分与天然气在一定条件下形成水合物阻塞管路影响冷却液化过程，同时由于天然气

57、液化温度低，水的存在还会导致设备冻堵，故必须脱水。由于液化温度较低，要求脱水深度较高，因此本单元采用 4A 分子筛作为脱水吸附剂来吸附脱水。单元排污：再生气分离器排出的冷凝水、废弃的分子筛和废弃的脱汞活性炭。（4）液化冷箱单元净化气进入工艺冷区，冷区包含预冷板式换热和集中在一个壳体的几个热交换器和容器。来自后置粉尘过滤器的原料气首先在预冷段冷却到-30，在进入深冷段进一步降温，并经过串级节流冷却到-162，形成液化天然气进入LNG储罐。液化天然气节流阀采用阀前温度和流量串级调节，来保证节 LNG的液化率和产量。主液化撬预冷段天然气与R717（氨）进行换热（预冷段进气温度35，出气温度-15），

58、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。预冷板式换热器由冷水机组提供的循环冷水制冷；冷箱深冷和液化段混合冷剂由氮、甲烷、乙烯、异丁烷组成，冷量是通过封闭的混合制冷循环提供的。（5）MRC 压缩制冷单元单元功能：本制冷单元的混合冷剂由氮气、甲烷、乙烯、异丁烷、丙烷组成。利用蒸汽压缩制冷循环的原理，为天然气液化提供各种温度等级的制冷量，制冷系统运行过程中会有制冷剂无组织排放非甲烷总烃。（6）制冷剂贮存与 MRC 配比单元为了补充冷剂损失，设置了冷

59、剂的贮存及配送系统。混合冷剂的日常补充量根据冷剂组成分析的数据、板式换热器各点温度分布来确定的，经计量后加入系统。在生产过程中，随时调整和补充混合冷剂的相关组分，使混合冷剂进行100%负荷的制冷循环。氮气是装置公用工程PSA制氮装置自产的，其纯度为99.99%，露点-70。自产氮气在环境温度下由管道输送到MRC冷剂缓冲罐。甲烷从原料气经干燥后输送至冷箱出口冷剂线。商品乙烯、丙烷、异丁烷分别在各自储罐中贮存，由储罐出口连接至管线输送至MRC冷剂缓冲罐。为了能够在较低温度下保持填充压力，储罐有伴热设施。（7）LNG贮存及充装系统单元工艺流程：从液化单元冷箱底部来的LNG（液化天然气）经进料管送到L

60、NG储罐，分上下两个进料口，正常时从底部进料，如果LNG的比重差较大时，可以选择从顶部进料。贮罐配备了液位，压力测量仪表。贮罐的保护系统、安全控制系统与PLC相连接，当贮罐内液位和压力高的时候，进口阀门就自动关闭。贮罐配备有排放到放空系统的压力控制阀和安全阀，同时安装有真空爆破板，作为贮罐的负压保护。液化天然气装置运行期间，将LNG连续输送至LNG储罐。灌装站定时运行LNG装车泵将LNG装入汽车槽车中。汽车槽车在称量空车重量之后到达灌装点，然后手工将灌装软管与汽车槽车连接。LNG开始进入热的槽车就蒸发，产生的闪蒸气经气相线返回到LNG贮罐内。经过冷却后，装车速度增加到最快。观察罐车液位显示表停