新疆天圣新宏环保科技有限公司危废处置报告书

III表3.1-2建设项目工程组成表工程名称建设内容备注预处理装置干料破碎机3台、干料分选机3台，占地面积24m2新建原料输送系统不锈钢进料仓6m3×6，套皮带输送机（12t×6）新建调质离心撬功率100kW×6新建热脱附撬占地面积180m2，功率40kW×3新建喷淋处理撬占地面积84m2，功率15kW×6，喷淋循环水量198m³/h新建油水分离撬占地面积99m2功率90kW×6容积22m³×6新建冷却水撬总换热面积3074m²×6，占地面积20m2×6，功率30kW×6新建中央控制室占地面积36m2，远程控制系统，数据采集系统、监控系统、配电柜、集装箱等组成新建油泥堆场占地面积50000m2，容积15万m3，为油田公司原有油泥堆场，待处置量约175万吨。依托撬装化验室建筑面积30m2，钢结构新建供电系统油田作业区配电站（2400kW•h）新建供水系统依据所在区域情况，采用管道引水或水车拉运方式供水新建供热生活采暖为电加热新建供气就近由气源地供气新建废气防治废气排放烟囱（ф0.8m）15m×3新建废水治理装置处理规模27m3/h新建设备车间内布置、设基础减震，并采取隔声、消音等降噪措施新建热解后达标还原土排入临时堆渣场地，定期由油田公司拉运至各井场作为铺垫井场用新建表3.1-3项目设备一览表序号名称数量单位单位功率(Kw)尺寸（L×W×H）1预处理撬3套508600×2200×2600mm2大块异物堆放场3--4200×2500mm3调质处理撬3套15φ=2100,H=60004药剂添加撬3套7.53000×2438×2600mm5一级离心撬3套1006096×2438×2896mm6供气配电撬3套253962×2438×2590mm7二级离心撬3套656058×2438×2896mm8水处理装置撬3套1512192×2438×2896mm9储油罐6套-4500×2250×2500mm10储水罐6套-4500×2250×2500mm11预处理产物中转料仓3套35000×5000×4000mm12热解脱附定量供给机3套10.41300×4600×2200mm13热解脱附设备3套40.415000×4000×5500mm14水处理设备1套1415000×2500×2900mm15氮气保护设备3套166900×2340×2700mm16电器及自动控制3套206000×3000×3000mm17制氮机空压机1套干燥机1制氮机118实验室实验仪器1套组织结构及生产制度（1）生产班制由于该工程属于连续性生产，生产车间、辅助生产车间人员均实行四班三运转连续工作制，每班日工作24小时，每年工作日300天，其余为大、中检修时间。管理人员实行日班制，配值班制度。（2）劳动定员本工程从提高生产操作人员素质，实行一专多能角度考虑，在提高自动化水平的同时减少现场操作人员，生产岗位人员实行“三班两倒、一轮休”工作制度，技术员由站长兼任、安全员由操作工人员中选任，新增劳动定员30人。人员来源主要由总公司指派人员和对外公开招聘人员组成。对管理人员、技术人员及部分骨干有计划的派往高等学校进修学习，掌握先进的管理经验和运行规范及技术，其余人员也应定期进行技术和岗位培训。采取考核上岗，动态管理，确保设备安全运行和产品质量。公用工程供排水给水项目新鲜水由邻近的石化园区罐车拉运。生产用水主要为调质离心装置洗涤补充水（43.5t/h）及不凝气冷却喷淋循环水（198t/h），均为一次补充，待装置运行后，全部由自产废水补充。排水本项目生产工艺废水部分回用于冷却喷淋系统及预处理系统，剩余废水全部排入自建污水处理装置处理。供电本项目供电可依托当地现有供电线路，接入一条380伏的电源线即可本项目本项目用电需求。天然气供应由油田作业区现有天然气管线供应，本项目年用气量1050万m3，能够得到充足保证。采暖厂内冬季生活采暖采用电暖气加热，不新增采暖热源。主要设备选型及参数总体性能参数本项目核心设备有六个撬装化模块组成，分别为预处理撬、调质离心撬、油水分离撬、循环水冷却撬以及污水处理装置。表3.3-1热相分离处理受浸泥土设备综合参数表设备型号T80SO处理能力10万吨/年处理能力燃烧器型式天然气燃烧器型式燃料消耗350燃料消耗电力消耗≈500万kWh电力消耗装机功率600kW装机功率环境温度正常-10~45℃；通过采取局部保温、伴热等措施，可在-20~45℃温度内使用环境温度相对湿度≤85相对湿度处理后固相中TPH＜1%处理后固相中TPH处理后固相温度＜80℃处理后固相温度回收油中BS&W＜5%回收油中BS&W适用范围油基钻井岩屑、油基泥浆、原油污染土壤、成品油污染土壤、其它有机污染土壤等适用范围表3.3-2污水处理设备综合参数表设备型号SCL5处理能力6万吨/年电力消耗≈40kW·h装机功率50kW环境温度正常-10~45℃相对湿度≤85处理后水中含油20ppm处理后水中TSS400ppm适用范围含油污水进料输送橇进料输送橇主要由缓存料斗，计量皮带、震动筛、上料皮带等组成。物料由喂料端喂入，落在转动的传送带上，依靠输送带摩擦，将物料输送到卸料端卸出。具有提升倾角大、输送距离长、运量大、连续运输等优点，而且运行平稳、可靠，可以实现全自动控制，节省人力物力。表3.3-3进料输送撬设备参数型号FCS40装机功率，kW10输送量，t/h20，变频控制料仓有效容积，m³20总重量，kg11000外形尺寸，mm长度16200宽度3200高度5000预处理装置调质离心撬调质离心装置主要由调质罐、搅拌输送装置、三相分离装置、橇架结构等组成，采用橇装结构设计，运输、安装便捷。通过添加一定量的表面活性剂、破乳剂及絮凝剂等药剂，通过物化方式对含油污泥进行调质。调质结束后的污泥通过三相分离机，实现油-固-水的三相分离。调质离心装置热脱附橇热脱附橇主要由热脱附腔体，燃烧系统，搅拌输送装置，出料系统，橇架结构等组成，采用橇装结构设计，运输、安装便捷。采用燃料燃烧产生的高温烟气对热脱附腔体加热，间接加热物料，使物料中的水分和有机物汽化，实现固相和有机物的分离。热脱附腔有非常好的气密性，热脱附过程中持续通入氮气，热脱附橇配置有紧急灭火系统，性能安全，可靠。热脱附处理后的固相经喷淋降温、除尘后由出料系统排出，燃烧系统全自动控制。表3.3-4热脱附撬设备主要参数型号TES40C总功率，kW40最大处理量，t/h15总重量，kg42000外形尺寸，mm长度12980宽度3200高度3236热脱附装置氮气保护装置喷淋处理橇喷淋处理橇通过高压风机将热脱附腔内产生的热脱附气抽入提取罐，循环冷却后的喷淋水通过喷嘴雾化来冲洗冷却热脱附气，喷淋后产生的油水混合物直接进入油水分离橇进行油水分离。没有被凝结的不凝气依次进入一级不凝气处理器、二级不凝气处理器分别进行进行气液分离，除去气液混合相中的液相，并将不凝气中的细微颗粒物去除，净化后的不凝气进入燃烧室燃烧。表3.3-5喷淋处理撬设备参数型号QTS40C总功率，kW15喷淋水量，m³/h66总重量，kg5500外形尺寸，mm长度7624宽度3200高度2896油水分离橇油水分离橇主要由油水分离系统，冷却水循环系统，橇架结构等组成，采用橇装结构设计，运输、安装便捷。通过油水分离器将冷凝的油水混合物进行沉降分离，分离后的水进入缓冲水罐，分离后的油进入油罐。缓冲水罐中的水在冷却水泵的作用下输送至冷却水橇冷却后继续用于喷淋处理，循环使用。表3.3-6油水分离撬设备参数型号OWS80C总功率，kW90油水分离器处理量，m³/h80油水分离罐容积，m³22总重量，kg19000外形尺寸，mm长度10500宽度2750高度3236油水分离装置冷却水橇冷却水橇主要由大风量冷却风机，散热器，橇架结构等组成，采用橇装结构设计，运输、安装便捷。冷却水橇主要以空气作为冷却介质，依靠翅片管扩展传热面积来强化管外传热，借空气横掠翅片管后的空气温升带走热量，达到冷却管内热流体的目的。冷却水橇的工作由中央控制系统根据循环水的温度进行全自动控制。表3.3-7冷却水撬设备参数型号WCS40C总功率，kW30总换热面积，m²3074进出水温度，℃65/45（环境温度低于30℃时，环境温度过高，出水温度会相应升高）总重量，kg11500外形尺寸，mm长度8600宽度2300高度2550中央控制橇中央控制橇是整个热脱附成套设备控制系统的控制终端。由远程控制系统，数据采集系统、监控系统、配电柜、集装箱等组成，采用集装箱式结构设计，运输、安装便捷。控制系统主要由中央控制室操作站和现场控制站以及工业通讯网络等组成，实现系统实时数据通讯及远程控制。可实时显示操作数据曲线，具备自定义显示数据及历史数据查询功能。污水处理系统隔油池橇隔油池橇由隔油池、浮油收集系统、底泥排出系统等组成。通过重力的沉降作用及内部的特殊结构，能够对含油污水中的油实现初步的分离，降低污水中的含油率。设备为自动化控制，可以实现自动进液、自动收集浮油的功能，大大降低了人员的劳动强度。表3.3-8隔油池橇设备参数型号GYC-20总功率，kW3容积，m²20总重量，kg5000外形尺寸，mm长度6058宽度2438高度259气浮橇气浮橇由溶气发生器、气浮池、浮油收集系统、水收集及排放系统等组成。通过溶气的气浮及重力的分离作用，能够对含油污水中的油和悬浮物进行进一步的分离，降低污水中的含油率及悬浮物含量。设备为自动化控制，可以实现自动进液、自动收集浮油的功能，大大降低了人员的劳动强度。表3.3-9隔油池橇设备参数型号QFC-5总功率，kW12处理能力，m3/h10总重量，kg5000外形尺寸，mm长度6058宽度2438高度259多介质过滤橇过滤橇由石英砂过滤器、核桃壳过滤器、纤维球过滤器、袋式过滤器及提升泵、缓存罐等组成。通过多介质的吸附及过滤，能够去除水中的油及悬浮物含量，经过处理后水满足项目设计的要求。过滤器具有报警及反冲洗功能，可以实现自动化连续处理，大大降低了人员的劳动强度及填料的更换时间。表3.3-10多介质过滤橇设备参数型号GLC-5总功率，kW10处理能力，m3/h10总重量，kg5000外形尺寸，mm长度6058宽度2438高度2591撬装化装置工艺平面布置见图3.3-1。图3.3-1撬装化工艺平面布置示意图原辅材料供应原辅料消耗本项目原辅材料消耗统计见表3.4-1。表3.4-1项目原材料消耗表序号项目单位用量备注一原材料1含油污泥t/a300000来自装置邻近污泥堆场2助剂t/a900市场采购三能源动力1天然气万m3/a1050热相分离燃烧器2循环水一次补充m3/a1440030油水分离生产废水回用调质一次补充洗涤水m3/a315120调质离心生产废水回用3电万kW·h/a1500机械动力、冬季供暖等原料供应本项目作为污油泥及钻井泥浆处置工程，采用橇装移动式设备，根据油田需要至污油泥或钻井泥浆池附近进行处理，原料来源有保障。含油污泥及废矿物油来源目前701泵站附近油泥坑堆存了约175万吨含油污泥急需处置，项目原料来源有保证。该废油泥堆场含油污泥成分见表3.4-3。油泥危险性鉴别根据《国家危险废物名录》，对本项目处理原料污油泥的来源及危险特性进行鉴别，见表3.4-2。表3.4-2废矿物油和污油泥危险特性鉴别鉴别依据废物类别行业来源废物代码危险废物危险特性《国家危险废物名录》HW08废矿物油天然原油和天然气开采071-001-08石油开采和炼制产生的油泥和油脚T，I071-002-08废弃钻井液处理产生的污泥T精炼石油产品制造251-001-08清洗油罐（池）或油件过程中产生的油水和烃/水混合物T251-002-08石油初炼过程中产生的废水处理污泥，以及储存设施、油-水-固态物质分离器、积水槽、沟渠及其他输送管道、污水池、雨水收集管道产生的污泥T251-003-08石油炼制过程中API分离器产生的污泥，以及汽油提炼工艺废水和冷却废水处理污泥T251-004-08石油炼制过程中容器浮选法产生的浮渣T，I251-005-08石油炼制过程中溢出废油或乳剂T，I251-006-08石油炼制过程中换热管束清洗污泥T251-007-08石油炼制过程中隔油设施污泥T251-008-08石油炼制过程中储存设施底部的沉渣T，I251-009-08石油炼制过程中原油储存设施的沉积物T，I251-010-08石油炼制过程中储存设施底部的沉渣T，I251-011-08石油炼制过程中进油管路过滤或分离庄主产生的残渣T，I251-012-08石油炼制过程中产生的废气过滤黏土T根据表3.4-2的鉴别，本项目处理的废油属于HW08废矿物油，主要为071-001-08，具有毒性（Toxicity，T）、易燃性（Ignitability,I），需按照危险废物处置的法律法规进行收集处理。表3.4-3污油泥主要性质（实测）项目含量含油含土含水最大值25%25%65%最小值15%15%55%平均经验计算取值20%20%60%能源供应本项目所需配备的能源为水、电、天然气，均依托油田作业区内已建设施，可满足项目的能源、燃料动力供应来源。含油污泥处理现状及工艺方案选择从80年代中期开始，美国、日本、德国、前苏联等发达国家开始研究高效低耗处理油泥的方法和工艺。现今国内外处理含油污泥的方法一般有：焚烧法、生物处理法、热洗涤法、溶剂萃取法、化学破乳法、固液分离法等。尽管处理的方法很多，但都因针对性不强、处理成本高等缺点没有推广。对含油污泥进行无害化、清洁化并回收其中资源的综合处理，成为国内外环境保护和石油工业的重点之一。国外含油污泥处理技术现状据有关资料所累统计，目前美国计的干污泥总量已达1000万吨，欧洲各国总计达660万吨，日本为240万吨左右。美国、英国、日本等国主要采取的处理方法为土地填埋或焚烧。欧盟国家也有45%的污泥用这种处置方法。国外采用了很多针对单一油泥的处理技术，但目前还没有发现有效及适合中国国情的处理技术报道。对落地原油处理，美国、德国、日本、加拿大等国多采用清洗的方法，以非极性有机化合物为溶剂，以盐水为分离助剂，将煤油、汽油、乙醚等有机溶剂加热，与油泥混合后，利用矿物油在有机溶剂中的溶解性，通过萃取作用，分离混合矿物油；或通过乳化作用，在盐水基质中将油泥制成泥浆，然后通过混凝技术，采用沉降、气浮等工艺，分离出原油。含油污泥国内处理技术现状国内对油泥处理的理论研究起步较晚，在含油污泥的综合处理技术和水平上与发达国家有一定差距。最初曾利用油泥中原油的热值，将油泥与其它物质掺混，制成工业型煤。但由于产品灰份高、热值低、燃烧污染等缺点，实践应用较少。对于落地油泥和罐底泥，目前应用的工艺多为清洗工艺，基本上参照国外常规技术路线，即在油泥中加入水基分离液后，通过加热对原油进行抽提，该技术以回收原油为目的。但由于各种因素的制约，工业应用范围很小，且基本上未考虑环境指标。我国绝大多数炼油厂都建有污泥焚烧装置，采用焚烧处理含油污泥，如湖北荆门石化厂、长岭石化厂采用的顺流式回转焚烧炉；燕山石化采用的流化床焚烧炉。含油污泥在经焚烧处理后，多种有害物质几乎全部除去，效果良好。但是，仍然存在热量回收率较低，处理成本高，投资大，空气二次污染严重，装置的利用率低等问题。新疆油田含油污泥处理现状新疆油田从2007年就开始着手解决这个问题，分别进行过含油污泥离心脱水机现场试验、固化、萃取处理、生物处理、热洗处理及焚烧处理等研究，并分别上了“石油泥渣层燃螺旋炉排焚烧”工程、萃取处理试验工程、“筛分+三级热洗+离心脱水”工程，为新疆油田含油污泥处理积累了一定工程经验。筛分+三级热洗+离心脱水处理含油污泥技术应用克拉玛依市博达生态环保科技有限责任公司，于2006年2月立项委托新疆化工设计研究院对油田落地油泥及清罐油泥回收治理项目进行可行性研究，2006年3月通过了立项审查，采用筛分+三级热洗+离心脱水法在石化工业园区建设一座处理规模为200m3/d(约350t/d)的油泥处理厂，于2006年10月10日正式投入运行。处理后污泥达《农用污泥中污染物控制的标准》（GB4284-84）含量≤3000mg/kg(3石化浓缩含油污泥高温高压热解技术应用克拉玛依石化公司三泥综合处理工程为股份公司炼化板块2007年确立的环保示范工程之一，2007年完成克拉玛依石化公司三泥综合处理工程工程建设，现已投产。流程简述：压泥机压滤后滤饼含水约70%左右，排入泥斗，经过铲车直接送至新建污泥储存场。自然干化后，污泥含水率降低到30%以下，然后由上料系统提升进入污泥进料器的进料斗，采用无轴螺旋输送装置将含油污泥输送至至蒸汽喷射处理装置进行处理，在高温高速蒸汽的作用下使含油污泥中油、水、污泥完全三相分离，最终处理物中粉末状残渣达标(干污泥的含油率3000－800mg/kg)排放。蒸汽喷射装置排放的污水通过泵直接入污水厂的污水回收池，分离出的油类物质进储油池，通过提升泵装车外运利用。石油泥渣层燃螺旋炉排焚烧技术应用新疆油田含油污泥焚烧厂厂址选定在新疆油田重油开发公司所属九区92号原油处理站北侧，项目建设规模为JFI04-A型石油泥渣层燃螺旋炉排焚烧炉系统1台，额定焚烧量3.3t/h，年最大焚烧处理量为30000t/台•a；每台焚烧炉配套余热锅炉出力为5t/h。工艺简述：油泥运送到储料仓，通过抓斗行车将油泥提升至上料平台的备用料仓，经辊齿加料器均匀撒落在带式布料器上，然后根据燃烧条件变频操作布料器把油泥送入炉膛焚烧，产生的烟气进入二次燃烧室燃尽，其中烟气余热通过锅炉换热产生蒸汽用于生产、生活使用，低温烟气经除酸除尘后安全环保排入大气。燃剩的固体残渣经过检验合格后用于铺路或填埋等。生产过程中产生的微量污水通过管道进入厂区污水处理厂系统。该项目采取蓄热焚烧技术，对石油泥渣进行环保处理的同时，利用其热能生产蒸汽用于原油生产，这样不仅能够使石油泥渣实现减量化、无害化与资源化，而且可以节省部分天然气资源，实现环境保护与节能双赢，环境效益与经济效益并举。新疆油田井下作业废水及油泥处理试验工程井下作业废水与油泥项目2005年油田公司开题立项研究，2006～2007年在现场北京格林菲德公司提供设备，石油大学(华东)提供技术支持，2008年1月通过项目验收。该项目萃取剂在完成萃取后和原油、泥质、悬浮物、聚合物和水混合在一起组成萃取液，萃取液切向进入萃取液罐时先经旋流分离器，再重力沉降。萃取液罐底部分离的污油泥由污泥泵送到双卧轴剪切搅拌萃取器进行处理。上部的溶液则送到真空减压蒸馏装置进行蒸馏。气态的萃取剂分为两路：一路经真空减压蒸馏装置配制的冷凝器冷凝后进入萃取剂罐；一路进入流幕式喷淋萃取装置。原油和水则用泵送到(DN50管道)油罐。回收的萃取剂循环使用，损耗不足部分靠新溶剂补充。国内外污油泥处理工艺路线简介目前主要的污油泥处理工艺路线包括焚烧法、生物处理法、热洗涤法、溶剂萃取法、化学破乳法、固液分离法等。焚烧法法国、德国的石化企业多采用焚烧的方式，污泥先经过调制和脱水预处理，浓缩后的污泥再经设备脱水干燥，将泥饼送至焚烧炉进行焚烧，灰渣用于修路或埋入指定的灰渣填埋场，焚烧产生的热能用于供热发电。焚烧的处理对象主要是含油量在5-10%的油泥，焚烧温度一般控制在800-1000℃，焚烧时间控制在0.5一1.5h，采用50-100%过量空气。我国绝大多数炼油厂都建有污泥焚烧装置，如湖北荆门石化厂、长岭石化厂采用的顺流式回转焚烧炉；燕山石化采用的流化床焚烧炉。含油污泥在经焚烧处理后，多种有害物质几乎全部除去，效果良好。但其投资大，成本高，常需加入助燃燃料，焚烧过程中伴有严重的空气污染，而且不能回收原油，所以在我国焚烧装置的实际利用率较低。热化学洗涤法热水洗涤法是美国环保局处理含油污泥优先采用的方法，主要用于含泥沙多颗粒大的含油污泥的处理。一般以热碱水溶液反复洗涤，再通过气浮实现固液分离。洗涤温度多控制在70℃左右，液固比2:l，洗涤时间20min，能将含油量为30%落地油泥洗至残油率l%以下。混合碱可由廉价的无机碱和无机盐组成。该方法能量消耗低，费用不高，是我国目前研究较多、较普遍采用的含油污泥处理方法。溶剂萃取法溶剂萃取是一种用以处理泥沙多颗粒小含油1O%～2O%的含油污泥的有效技术。该工艺利用萃取剂将含油污泥溶解，经搅拌和离心后，大部分有机物和油从泥中被萃取剂抽提出来；然后回收萃取液迸行蒸馏把溶剂从混合物中分离出来循环使用，回收油则用于回炼。溶剂萃取一般在室温下进行，溶剂比越大萃取效果越好，但溶剂比大萃取设备的负荷变大，能耗相对较大。经过萃取后的含油污泥再经蒸馏处理，能有效地脱出含油污泥中的重油，脱油率可达90%以上。由于成本高，萃取法还没有实际应用于炼厂含油污泥处理，开发出性能价格比高的萃取剂成为此项技术发展的关键。土壤气相抽提法土壤气体抽提技术是通过在不饱和土壤层中布置提取井，利用真空泵产生负压驱使空气流通过污染土壤的孔隙，解吸并夹带污染物流向抽取井，最终在地上进行污染尾气处理，从而使污染土壤得到净化的方法。多数情况下，污染土壤中需要安装若干空气注射井，通过真空泵引入可调节气流。此技术可操作性强，处理污染物范围宽，可由标准设备操作，不破坏土壤结构以及对回收利用废物有潜在价值。但土壤理化特性（有机质，温度和土壤空气渗透性等）对土壤气体抽提修复技术的处理效果有较大影响。地下水位太高（地下1~2m）会降低土壤气体抽提的效果。排出的气体需要进行进一步的处理。粘土、腐殖质含量较高或本身极其干燥的土壤，由于其本身对挥发性有机物的吸附性很强，采用原位土壤气体抽提技术时，污染物的去除效率很低。因此该技术主要用来处理挥发性污染物，通常对于轻质、易挥发石油产品污染土壤的修复最为理想，而对于原油、柴油、燃料油等污染土壤的修复效果则表现不稳定，可处理的污染土壤同时应具有质地均一、渗透力强、孔隙度大、湿度小和地下水位较深的特点。低渗透性的土壤难以采用该技术修复。电动力学修复技术电动力学修复技术利用插入土壤中的两个电极在污染土壤两端加上低压直流电场，在低强度直流电的作用下，水溶的或者吸附在土壤颗粒表层的污染物根据各自所带电荷的不同而向不同的电极方向运动：阳极附近的酸开始向介质的毛细孔移动，打破污染物与介质的结合键，此时大量的水以电渗析方式在介质中流动，土壤等介质毛细孔中的液体被带到阳极附近，这样就将溶解到介质溶液中的污染物吸收至土壤表层得以去除。通过电化学和电动力学的复合作用，土壤中的带电颗粒在电场内定向移动，土壤污染物在电极附近富集或者被收集回收。污染物去除主要涉及电迁移、电渗析、电泳和酸性迁移4种电动力学过程。电极需要采用惰性物质，如碳、石墨、铂等，避免金属电极电解过程中溶解和腐蚀作用。电动力学修复技术对现有景观和建筑的影响较小，污染土壤本身的结构不会遭到破坏，处理过程不需要引入新的物质，但土壤含水量，污染物的溶解性和脱附能力对处理效果有较大影响，如土壤中含水量<10%时，处理效果将大大降低，埋藏的金属或绝缘物质、地质的均一性、地下水位均会影响土壤中电流的变化，从而影响处理效率。热相分离修复技术热相分离技术是指通过直接或间接热交换，将污染介质及其所含的污染物加热到足够的温度，以使污染物从污染介质上得以挥发或分离的过程。热相分离过程中发生蒸发、蒸馏、沸腾、氧化和热解等作用，通过调节温度可以选择性的移除不同的污染物。土壤中的部分有机物在高温下分解，最终在地面处理设施中彻底消除。热相分离修复技术具有工艺简单、技术成熟等优点，在现场通常可由移动单元完成。间接加热式技术利用高温烟气加热热解腔体，在无氧的情况下通过热传导对物料间接加热，蒸发出的水分和油分被喷淋冷凝后进入油水处理系统回收油相，充分燃烧后的烟气无异味，无二次污染，是最有前景的原油污染土壤修复技术。化学氧化技术化学氧化技术是指通过向石油污染土壤中喷洒或注入化学氧化剂，使其与污染物质发生化学反应来实现净化土壤的目的。采用合适的氧化剂是本技术的关键，常用的化学氧化剂有过氧化氢、高锰酸钾、过硫酸盐、二氧化氯及芬顿试剂等。影响化学氧化技术修复效果的关键技术参数包括：污染物的性质、浓度、药剂投加比、土壤渗透性、土壤活性还原性物质总量或土壤氧化剂耗量、氧化还原电位、pH、含水率和其它土壤地质化学条件。可能限制本方法适用性和有效性的因素包括：对于含重质成分的原油污染土壤出现不完全氧化，修复不彻底；同时该方法经济性差，需要使用大量氧化剂，有残留且无法回收；易破环土壤结构。生物修复法（1）微生物降解微生物降解是利用原有或接种微生物（即真菌、细菌其他微生物）降解（代谢）土壤中污染物，并将污染物转化为无害的末端产品的过程。生物修复的修复效率受污染物性质、土壤微生物生态结构、土壤性质等多种因素的影响，且对土壤中的营养条件要求较高。如果土壤介质抑制污染物微生物，则可能无法清除目标。需要控制场地的温度、pH值、营养元素量等使之符合微生物的生存环境条件。生物降解在低温下进程缓慢，修复时间长，通常需要几年。该技术对能量的消耗较低，可以修复面积较大的污染场地，但受环境因素的影响较大，不能降解所有进入环境的污染物，特定微生物只降解特定污染物。（2）植物修复植物修复主要是利用特定植物的吸收、转化、清楚或降解土壤中的污染物，从而实现土壤净化、生态效应恢复的治理技术。植物修复主要通过三种方式进行污染土壤的修复，包括：植物对污染物的直接吸收及对污染物的超累积作用；植物根部分泌的酶来降解有机污染物；根际与微生物的联合代谢作用，从而吸收、转化和降解污染物。植物修复技术具有成本低、效率高、无二次污染、不破坏植物生长所需的土壤环境等特点，非常易于就地处理污染物，操作方便。但植物修复技术的中间代谢产物复杂，代谢产物的转化难以观测，有些污染物在降解的过程中会转化成有毒的代谢产物。修复植物对环境的选择性强，很难在特定的环境中利用特定的植物种；气候或是季节条件会影响植物生长，减缓修复效果，延长修复期；修复技术的应用需要大的表面区域；一些有毒物质对植物生长有抑制作用，因此植物修复多只用于低污染水平的区域。有毒或有害化合物可能会通过植物进入食物链，所以要控制修复后植物的利用。污染深度不能超过植物根之所及。技术方案的研究及确定通过对多种工艺方法的选择比较，凭借业主的自身实力，依托我公司多年从事含油固体废弃物治理开发及设计的技术优势，结合多项固废处理工程项目中总结出来的经验教训，选定调质离心+热相分离技术对受浸土壤进行处理。热相分离技术采用间接加热的方式，对含油污染物进行加热，将其中的油、水等成分汽化，热相分离排出的气相喷淋冷凝后进入分离装置，分离回收的油可作为燃料利用，分离后的水可以循环使用，热相分离产生的不凝气体经净化处理可作为燃料燃烧，整个系统最终排放的只有处理后固相和烟气，经处理后，控制固相含油率达到0.3-2%；废气排放满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）排放限值的要求。热相分离技术已经取得了较多的工业应用，该工艺适用于多种不同性质的油田污泥处理。处理后的污油泥经第三方检测机构检测，处理效果达到国家环保要求，实践证明该工艺技术成熟，能够满足油田污油泥处理要求，达到油田环境保护的目的。生产工艺流程简介物料的预处理首先利用筛分破碎装置对物料进行预处理，主要去除物料中较大的杂物，防止对后续处理系统的影响。对于软性的杂物，用剪切破碎机进行处理。具体预处理工艺如图3.6-1所示：图3.6-1物料预处理工艺流程图调质离心经过粗分选及预处理细分选、预热、均质后的浆态含油污泥送入调质反应系统，利用载热介质对含油污泥进一步加热，确保浆态含油污泥温度控制在60~90℃范围内，并添加一定量的表面活性剂、破乳剂及絮凝剂等药剂，通过物化方式对含油污泥进行调质。调质结束后的污泥通过三相分离机，实现油-固-水的三相分离，分离出来的油纯度高送入储油罐回收；经过初级水处理设备处理后部分水回用，其余水排放至污水水处理系统处理后达标外排；固相含固率在30~35%以上，仍含有部分油，送入离心污泥中转料仓，待进一步深度无害化处理。油品分离与回收经过预处理的物料，用工程车辆将物料运送到进料撬，通过输送进入核心热相分离设备，通过高温加热反应，使物料中的液相气化，经过冷凝液化收集，得到的油水混合物进行油水分离，油相进入油品储存箱暂存，水相进入水缓存箱，用作循环冷却水，固相排入还原土临时堆场，定期进行回填处理。1）热相分离单元经过预处理后的物料通过进料系统进入到热相分离单元进行深度分离处理，实现固液两相的彻底分离，分离出的油水混合气进入到冷凝收集单元；处理后的固体物料通过螺旋被输送至出料口，通过降温处理和喷淋除尘后被输送至出料存储区进行存储。2）冷凝收集单元从热相分离单元中分离出油水混合气在冷凝单元内进行冷凝收集，冷凝后的液相与未冷凝的气体在气液分离器中进行分离，分离后的液相进入到油水分离单元，不凝气经气体净化单元处理后作为辅助燃料进入热相分离单元的高温区燃烧处理。3）油水分离单元从冷凝收集单元中收集到的油水混合物在油水分离单元中通过隔板及聚结板的作用，使水聚结沉降达到油、水沉降分离的效果。分离出的油相进行定期输送并储存在80m³油罐中，由采油厂收集运输；水相除部分回用外，其余部分全部送至污水处理单元内进行处理。本项目的工艺流程图3.6-2。图3.6-2拟建项目工艺流程简图污水处理系统污水处理单元包含隔油、气浮、多介质过滤三个单元。依次通过重力及过滤的作用，去除污水中的油及悬浮物，最终处理后的水指标满足相关的标准，可以进行回注或送至联合站进行最终处置。（1）隔油单元污水的初始含油率较高，为了降低后续设备的处理负荷，设置隔油单元对污水中的含油进行初步的分离。隔油单元通过重力作用及内部的特殊结构，实现对水中油品的初步分离。经过隔油单元处理后，产生的浮油被收集至指定的罐内进行后续处理，底泥进行收集后统一处置，污水进入后续单元处置。（2）气浮单元经过隔油单元的处置后，污水中的含油已经大大降低。气浮单元通过絮凝及气浮的作用，对污水中的油及悬浮物进行进一步分离。分离后的浮油收集至指定罐内储存，底泥进行收集后统一处置，污水进入后续单元处置。（3）多介质过滤单元多介质过滤单元含油不同介质的过滤器，通过石英砂、核桃壳、纤维球及滤袋的作用去除水中的油及悬浮物进行过滤，最终处理后的水满足相应的指标。污水处理工艺流程图见图3.6-3。图3.6-3拟建项目污水处理工艺流程简图物料平衡原料成分拟建项目年处理原料油泥30万吨，原料中含水60%（平均值）、含油20%（平均值），克拉玛依地区的原油为低硫原油，含硫率为0.03-0.07%。经检测重金属的含量未超过《危险废物鉴别标准-浸出毒性鉴别》（GB5085.1-3-1996）标准限值，不存在重金属污染，含油污泥的具体组成情况见表3.3-1。表3.3-1原料组成成分项目单位实测值标准值含水率%30-含油率%10-含硫率%0.05-重金属（浸出毒性）总银mg/L未检出-钡mg/L0.08100铍mg/L＜0.0050.1镉mg/L＜0.0010.3总铬mg/L＜0.00510铜mg/L＜0.0150汞mg/L＜0.0050.05镍mg/L0.00510铅mg/L＜0.0053锌mg/L＜0.0550全物料平衡项目年处理原料油泥30万吨，原料中含水60%（平均值）、含油20%（平均值），经调质离心处理，分理处部分油和水后，剩余部分进入经热相分离装置，进一步热脱附处理后原料中油水混合气进入下一步工艺流程中进行喷淋冷凝及油水分离，其中的不凝气返回热相分离单元掺烧，分离出的原油罐车拉运至联合站，分离水部分返回喷淋冷凝单元用作喷淋水，剩余部分全部送入拟建污水处理装置处理。全厂物料平衡计算情况见表3.7-1及图3.7-1。图3.7-1油泥处理物料平衡流程图油平衡本项目建成后，全厂油平衡见表3.7-2。表3.7-2全厂废矿物油平衡单位：t/a投入产出名称数量含油率含油量名称数量含油率含油量污油泥30000020%60000调质离心回收原油5445098.62%53700热脱附回收原油583598.46%5745还原土602100.8%480排水1804050.04%75合计60000合计60000水平衡由于污油泥洗净及热脱附冷却需要一次加入生产用新水1455120m3/a，站内不设生活区，无生活用水量。工程建成后，全厂水平衡计算见表3.7-3。表3.7-3全装置水平衡单位：t/a投入产出名称数量含水率含水量名称数量污油泥30000060%180000调质离心分离水450000其中：外排135000回用315000污油泥洗涤水315000产品油含水660液态助剂900热脱附排水1485240其中：外排45240回用1440000热脱附冷却循环1440000合计1935900合计1935900产污环节分析（1）调质离心单元污油泥进入调质离心单元后，利用载热介质对含油污泥进一步加热，确保浆态含油污泥温度控制在60~90℃范围内，并添加一定量的表面活性剂、破乳剂及絮凝剂等药剂，通过物化方式对含油污泥进行调质。调质结束后的污泥通过三相分离机，实现油-固-水的三相分离，分离出来的油纯度高送入储油罐回收；经过初级水处理设备处理后部分水回用，其余水（W1）排放至污水水处理系统处理达标后外排。（2）油泥热相分离单元污油泥进入热相分离单元后，污油泥在热相分离单元中受热裂解、缩合，产生的气相物质通过喷淋冷凝分离为油以及含油废水（W2），不凝气返回热相分离单元掺烧产生废气（G1），热相分离单元采用天然气加热，燃烧产生的废气（G2），污油泥处理后还原土（S1）输出至厂内渣土堆场。（3）油水分离单元经油水分离单元分离产生的含油废水（W2），经冷却后大部分返回喷淋单元用于喷淋气相物质，其余废水进入拟建污水处理装置处理达标后回用于还原土堆场喷洒降尘。（4）罐区和装卸栈区本项目配套一座80m3原油计量罐，储罐在产品原油储运过程中由于转运操作等工作损失和泄压阀及溢流管等呼吸损失产生无组织有机废气排放；储罐区在生产过程中“大小呼吸”会产生形成废气排放（G3）。（5）其他产生污染物环节污油泥堆场及渣土堆场在大风天气可能产生扬尘（G4）。本项目工艺过程排污节点分析见表3.8-1。产污环节流程图见图3.8-1。表3.8-1项目工艺过程排污节点分析表类型污染源名称节点污染物污染物去向治理措施废气热相分离单元冷凝分离的不凝气燃烧废气G1非甲烷总烃废气返回热相分离单元掺烧低氮燃烧器，15m高空排放烟尘、SO2、NOx燃烧废气G2烟尘、SO2、NOx罐区“大小呼吸”有机气G3非甲烷总烃废气无组织低空排放渣土堆场扬尘G4TSP晒水、遮盖废水调质离心单元离心含油废水W1石油类经自建污水装置处理达标后回用油水分离单元凝结含油废水W2石油类固废热相分离单元热相分离S1渣土输送至厂内渣土场污水装置污泥S2石油类送固废场填埋废弃滤料S3石油类厂家回收图3.8-1污油泥处理产污流程图表3.7-1全装置物料平衡表单位：t/a①②③④⑤⑥⑦总质量300000615120900616020101160514860450240含水18000060%49500080.47%900100%49590080.50%3900038.55%45690088.74%45000099.95%含油6000020%600609.76%00600609.75%51605.10%5490010.66%1200.03%含固6000020%600609.76%00600609.75%5700056.35%30600.59%1200.03%⑧⑨⑩⑪⑫⑬总质量315120135120544501017011133060210含水31500099.96%13500099.92%6001.10%630061.95%4530040.69%00%含油600.02%600.04%5370098.62%108010.62%62405.60%4800.80%含固600.02%600.04%1500.28%279027.43%5979053.71%5979099.20%⑭⑮⑯⑰⑱⑲总质量51120149115058351485315144003045285含水4530088.62%148530099.61%601.03%1485240100%1440000100%4524099.90%含油576011.27%57750.39%574598.46%300%150%150.03%含固600.12%750.01%300.51%450%150%300.07%主要污染源及污染物分析废气污染物治理及排放本项目营运期产生的废气包括热相分离单元的气相物质通过油水分离装置的不凝气返回热相分离单元掺烧产生废气（G1），热相分离单元加热燃烧废气（G2），计量罐在生产过程中“大小呼吸”会产生废气（G3），污油泥堆场及渣土堆场在大风天气可能产生扬尘（G4）。（1）热相分离单元加热燃烧废气①不凝气焚烧废气（G1）送入热相分离单元的污油泥在高温热析解下，固液分离为固相和气相，气相在喷淋单元冷凝后进入油水分离单元，依据厂家生产经验及热析解设备运行参数，产生不凝气约为气相组分的0.6%，主要为甲烷、硫化氢等小分子气相物质，项目污油泥沙杂质热析解后不凝气约为306.6t/a（密度2.35kg/m3，约13.05万m3/a），不凝气返回热相分离单元掺烧。不凝气通过密闭管道返回热相分离单元，炉膛温度700℃以上，不凝气燃烧效率99.9%，其燃烧产物主要是CO2、NOx、S2。不凝气在加热炉燃烧烟气中污染物的产生量和产生浓度，二氧化硫和氮氧化物结合参照《第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册（第十册）》第4430工业锅炉（热力生产和供应行业）产排污系数表-燃气工业锅炉中石油液化气产污系数以及设备参数对燃烧对废气情况进行计算，结果见表3.9-1所示。③热相分离单元天然气燃烧废气（G2）污油泥热相分离单元加热用热源采用天然气加热热析解反应釜，天然气用量1458.3m3/h，年工作日300天，平均每天使用24小时，年工作7200h，用量1050万m3/a。热相分离单元加热炉燃烧过程中会产生少量的SO2、NOX。根据《第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册（第十册）》第4430工业锅炉（热力生产和供应行业）产排污系数表-燃气工业锅炉产污系数以及设备参数对燃烧废气情况进行计算，结果见表3.9-1。热相分离单元加热炉产排情况具体如表3.9-2。表3.9-1项目热相分离单元加热炉燃烧废气污染物产生量 污染物名称SO2氮氧化物烟气量产污系数4kg/万m3原料18.71kg/万m3原料13.6万m3/万m3原料不凝气掺烧废气量t/a0.05220.243177.48万m3天然气燃烧废气t/a4.219.6514280万m3合计4.252219.89314457.48万m3表3.9-2项目热脱附装置燃烧废气污染物产排情况污染源产生情况拟采取的处理方式排放情况排放源参数名称废气量浓度g/)排放速率(gh)产生量a)浓度g/排放速率(gh)排放量a)高度)直径)温度℃)二氧化硫20079.929.40.5914.2522低氮燃烧器，15m高排气筒排放29.40.5914.2522150.8210氮氧化物137.52.7619.893137.52.7619.893颗粒物100.2011.44100.2011.44由上表可知，废气中颗粒物、NOX、SO2排放满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表3的大气污染物特别排放限值（工艺加热炉），可达标排放。（2）计量罐无组织挥发废气（G3）项目装置区设置6个计量储油罐，总容积为180m3。回收污油在储罐储存过程中会有废气排放，其主要污染物为非甲烷总烃。根据资料调查和对国内同类企业油品储罐的呼吸过程损失量的类比调查，确定了罐区污油大、小呼吸过程非甲烷总烃(NMHC)排放系数约0.084kg/t，污油年产生量为59445t，按照储油罐满负荷运行时，本项目油品储存过程中非甲烷总烃的最大的排放量为1.65t/a。（3）污油泥堆场及渣土堆场扬尘（G4）由热分离装置处理后的还原土约为59790t/a。堆场产尘量与堆场面积、渣土的粒度、密度以及风速等因素有关。有关资料显示，当风速大于5m/s时堆场起尘高度可达20~50m，在风力四级以上时，其扬尘影响范围在下风向可达180m。根据《堆场扬尘计算和防风效率的几个问题》（环境影响评价/2014.03）中推荐公式确定本工程起尘量计算公式为：式中：—颗粒的年起尘量，kg/a；Ui—堆料高度处平均风速，取8m/s，U>8的概率为1%U0—某种粒径颗粒的起尘风速，取3.2m/s；S—堆场面积，200m2a.系数，取1.0项目建成投产后，渣土堆场面积200m2，堆高4m，堆角60°，最大堆积量66t/d，渣土堆场产生扬尘约0.2t/a。不采取防控措施，堆场每年产生扬尘约0.2t/a，0.03kg/h。对堆场扬尘采取主要措施为洒水、表面覆盖防风抑尘网、及时清运等。渣土在堆场内堆放，应推平压实，并采取洒水、覆盖防风抑尘网以控制扬尘，降尘效率为80%，扬尘排放量约为0.04t/a，0.006kg/h。（4）项目废气污染物排放情况总汇拟建项目废气的产生、排放情况见表3.9-3。表3.9-3生产废气污染物排放特征一览表类别污染源废气量Nm3/h主要污染物污染物排放情况排放标准(mg/m3)产生浓度(mg/m3)排放浓度(mg/m3)排放量标准限值使用标准(kg/h)（t/a）有组织废气烟囱6693.3SO2NOx颗粒物29.4137.51029.4137.5100.5912.760.2014.252219.8931.4410015020GB31570-2015无组织废气储罐0.0751.654.0GB31570-2015废水污染物治理及排放本项目废水主要包括含油污泥处理过程中产生的含油废水以及冷凝水，撬装化装置现场不设置生活区，工作人员起居依托当地生活服务业。（1）生产废水生产过程中，废油泥砂（半固态）脱水过程产生的废水约为287.4m3/h，这部分废水大部分返回喷淋冷却模块回用外，其余废水（约27.9m3/h）全部排入拟建污水处理系统处理。含油废水排放参数见表3.9-4。表3.9-4废水排放参数统计单位：mg/L污染指标pHCODCrSSNH3-N石油类出水出水浓度6～850012030300排出量(t/a)6～890.1221.635.454.06污水综排二级标准——1501502510（2）冷凝水生产过程中，调质离心装置需要加入一定量水调质含油污泥，喷淋冷却装置需要冷凝水使气相物质冷凝为液相物质。这两部分新水初次加入量约为243.9吨，密闭循环使用，不外排。废渣本项目建成后，每年产生还原土59790t/a，还原土含油率≤1%，小于《新疆维吾尔自治区油气田勘探开采行业废弃物污染防治技术规范》中关于铺路、井场铺垫关于含油率小于2%的要求，由油田公司统一安排拉运至指定点垫井场。噪声源本项目主要噪声源有燃气炉火嘴、各类机泵等，噪声强度在90～95dB（A）之间。拟建项目主要噪声设备声级及治理情况见表3.9-5。表3.9-5拟建工程主要噪声源及治理情况一览表序号噪声源名称数量源强（dB(A)）治理方法1燃烧火嘴690低噪声火嘴并局部加隔声罩2循环水泵690设隔声罩、基础减震3进料系统380设隔声罩、基础减震4出料系统380设隔声罩、基础减震5高压风机690设隔声罩、基础减震6破碎机3100设隔声罩、基础减震“三废”及污染物排放统计拟建项目全厂“三废”及污染物排放量统计见表3.10-1。表3.10-1拟建项目全厂“三废”排放一览表类别污染物产生量(t/a)削减量(t/a)排放量(t/a)废水污染物废水量56938.1m3/aCODCr90.1263.0927.03NH3-N石油类54.0652.261.8废气污染物废气量（m3/a）14457.48×104(Nm3/a)SO24.252204.2522NOx19.893019.893烟尘1.4401.44VOC（非甲烷总烃）1.6501.65固废一般废物59790597900本项目建设后，将新疆油田无法处置的废污油泥变废为宝，实现资源回收的基础上削减危险废物30万t/a，项目产生的还原土含油率≤1%，产生量为59790t/a，经测算，本项目产生的还原土的含油率小于≤1%，小于《新疆维吾尔自治区油气田勘探开采行业废弃物污染防治技术规范》中关于铺路、井场铺垫关于含油率小于2%的要求，还原土全部用于采油作业区铺垫井场，符合一般固体废物的处置要求。清洁生产水平原料清洁生产水平本项目的原料为新疆油田受浸含油泥土，是采油过程中产生的落地油泥、联合站排污管线泄漏产生的落地油泥等，主要成份为沙、土、石油类，并含有金属离子等，如不进行有效处理而直接排放将对环境造成污染。含油污泥属于《国家危险废物名录》中HW08废矿物油类，该类含油污泥的直接排放不仅严重污染环境，而且还会占用大量土地，并造成极大的浪费。本项目变废为宝，利用废弃矿物油泥生产原油，符合清洁生产要求。生产工艺与装备要求通过对多种工艺方法的选择比较，凭借业主的自身实力，杰瑞公司多年从事含油固体废弃物治理开发及设计的技术优势，结合多项固废处理工程项目中总结出来的经验教训，选定调质离心+热相分离技术对受浸土壤进行处理。热相分离技术采用间接加热的方式，对含油污染物进行加热，将其中的油、水等成分汽化，热相分离排出的气相喷淋冷凝后进入分离装置，分离回收的油可作为燃料利用，分离后的水可以循环使用，热相分离产生的不凝气体经净化处理可作为燃料燃烧，整个系统最终排放的只有处理后固相和烟气，经处理后，控制固相含油率达到0.3-1%；废气排放满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表3的大气污染物特别排放限值（工艺加热炉）。热相分离技术已经取得了较多的工业应用，该工艺适用于多种不同性质的油田污泥处理。物耗、能耗、新水耗量、废水排放量分析1、本项目从受浸含油污泥中回收油，属于资源回收，年回收油59445吨，节约能源符合清净生产要求。2、本项目生产中物料带入水经污水处理系统处理达标后回用，生产工艺新鲜水为一次补充，补水量很小，整体工艺用水符合清洁生产要求。3、本项目加热燃料为天然气，属于清洁能源，所排放污染物明显减少，对环境影响较轻，符合清洁生产要求。4、受浸含油污泥经热析解装置处理，回收油后的还原土含油≤1%，能达到一般废物要求，由油田公司统一用于铺垫井场，整体工艺也属于将危险废物变为一般固废，因此对环境有益，符合清洁生产要求。产品指标本项目生产的污油泥处理-回收矿物油属于对危险废物的资源化利用，矿物油回收后交联合站进入原油处理系统。污染物产生指标本项目生产工艺简单，燃料使用清洁能源，废气可直接达标排放，生产废水除部分循环使用外，均可做到达标后回注地层。不排放固体废物，项目建设可减少区域危险废物存量30万t/a，处置过程做到按规范贮存、处置去向明确不产生二次污染，污染物产生指标清洁生产水平处于同行业领先水平。污染物减量化措施采取积极的污染治理，使污染物的排放均能达到国家和地方环保标准，是清洁生产不可缺少的重要环节。1、废水治理项目热解分离后产生的含油废水排入拟建污水处理系统处理达标后回用；厂区设备设施地面采取硬化防渗措施，可防止污水对地下水的影响。2、废气治理热析解加热炉排放废气中NOX、SO2满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表3的大气污染物特别排放限值（工艺加热炉），可达标排放。储罐区无组织废气采取加强密封管理；划定卫生防护距离，可有效减低无组织废气对环境的影响。储罐区无组织有机废气采取加强密封管理、堆场粉尘进行围挡晒水等抑尘措施，划定卫生防护距离，可有效减低无组织废气对环境的影响，无组织排放浓度能满足满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表5中无组织排放监控浓度限制要求。3、噪声控制选用低噪声的设备，采取消声、减振等降噪措施，通过利用距离衰减和厂区外绿化带阻隔，可使厂界噪声贡献值满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准要求。4、固废控制含油污泥热析解处理后，还原土由油田公司统一送至各井场用于铺垫井场。节能降耗措施1、工艺本项目选用国产设备，工艺流程完善，各项环境指标均达到国家有关规范规定的要求，并合理地进行设备布置，按照物料流向，减少物料往返运输次数，以达到节能效果，同时也考虑到了生产、检修方便。2、总图布置在总图布置上充分考虑了布置的合理性，力求紧凑，避免二次倒运。3、节水热解分离后产生的含油废水排入拟建污水处理系统处理达标后回用，减少回注新水的用量；厂内设备、管道、阀门等按规范采购安装，最大限度地减少跑冒滴漏。经采取以上系列措施后，使得全厂物耗及能耗得到进一步降低。废物回收利用指标本项目对污油泥进行热解分离后，对原先作为废物处理的污油泥做原料，生产工序中的废水实现回用于生产，产生的还原土用于油田区土壤修复，生产工艺过程中的废物回收利用指标较高。小结综上所述，建设方在各个分项目设计、生产中始终非常重视节水、节能、环境保护、资源综合利用等环节。在污油泥回收中采用了自有专利技术，工艺技术可靠，项目生产从源头上控制了污染，原材料利用率和水、电的综合利用率较高，对各污染源均采取了先进有效的治理措施。在整个生产过程直至到产品完成的过程中，完全符合清洁生产的要求，目前该技术已在新疆当地获得应用，且通过环保验收，技术设备获得国家多个部门的证书认可，其综合清洁生产可以达到国内清洁生产的先进水平。产业政策符合性(1)本项目为危险废物处理处置的专业企业，其建设符合《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《中华人民共和国清洁生产促进法》、《中华人民共和国循环经济促进法》等法律鼓励发展的产业和企业类型；(2)根据《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013年修订），本项目符合目录鼓励类“三十八、环境保护与资源节约综合利用”中“15、“三废”综合利用及治理工程”产业类别，符合国家相关的产业政策；(3)本项目符合《“十二五”危险废物污染防治规划》、《废弃危险化学品污染环境防治办法》“国家鼓励、支持采取有利于废弃危险化学品回收利用活动的经济、技术政策和措施，对废弃危险化学品实行充分回收和安全合理利用”的要求。(4)本项目处置工艺方案符合《危险废物污染防治技术政策》(环发【2001』199号)、《废矿物油回收利用污染控制技术规范》（HJ607-2011）、《新疆维吾尔自治区危险废物处置利用行业环保准入条件·废矿物油》中的工艺方案要求。总量指标项目所在地区环境质量及环境功能区划环境功能区划本项目处于油田作业区，周边为工业企业，按《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中环境空气质量功能区的分类，项目所处区域环境空气质量功能区属二类区。环境质量达标分析通过对本项目大气污染物排污影响估算，本工程投入运行后，项目排放的废气污染物很小，对环境空气质量影响极微。满足环境空气污染控制目标。污染物达标排放加热炉燃用洁净能源天然气，由于使用的是清洁能源，烟气中SO2、NOX产生浓度满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表3的大气污染物特别排放限值（工艺加热炉），直接排放，可以满足达标排放的要求。本项目生产废水经管网排入拟建污水装置处理达标后回用。总量指标确定本项目的废气、废水污染物总量控制指标见表3.11-1。表3.11-1本项目总量控制指标单位：t/a名称指标废气废水固废SO2NOxVOCCODcrNH3-N排放量4.252219.8931.6527.034.50

环境质量现状调查与评价自然环境概况地理位置克拉玛依市位于天山北坡准噶尔盆地西北缘，加依尔山南麓，新欧亚大陆桥中国段西部。东北与和布克赛尔蒙古自治县相邻，东南与沙湾县相接，西部与托里县和乌苏县毗连。南北最长处240km，东西最宽处110km，呈斜条状，东西窄，西北高，东南低，总面积7733.91km2，海拔高度介于250-500m之间。最低点在艾里克湖，海拔250m左右。市区西部有加依尔山、青克斯山，北边有阿拉特山，中部、东部地形开阔平坦，向准噶尔盆地中心倾斜。白碱滩区位于克拉玛依区东北部约30km处，东北邻接乌尔禾区，西南邻接克拉玛依市区。经纬度坐标范围：东经84°57′～85°15′，北纬45°34′～45°43′。装置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市白碱滩区油田作业区内，701泵站东南侧0.44km处，项目中心地理坐标为：北纬45°37'29.89"，东经85°04'36.64"。地形地貌克拉玛依市位于天山—阿尔泰地槽褶皱系大型山间凹陷中西北边缘断裂带上，自西北向东南呈阶梯状下降，其基底为加里东期及华力西中期以前的沉积构造，海拔高度200～500m之间。区域地貌特征为开阔平坦的戈壁滩，西北高、东南低，由北向南、由西向东坡度均为2‰。西北缘为南北走向的扎依尔山脉，海拔高度600～800m。白碱滩区位于准噶尔盆地西北缘，西北方向紧邻扎依尔山，东南接玛纳斯河下游冲积/湖积平原，分为构造剥蚀地貌、堆积地貌两类。构造剥蚀地貌分布于217国道西北侧，由中新生代地层组成，海拔280～500m，地势向东南平缓倾斜，上覆第四系堆积物，“V”形冲沟发育，走向近东南-北西向，切割深度2～20m；堆积地貌分布在217国道东南侧，由冲洪积平原和湖积平原两个地貌单元构成。项目所在区域位于扎依尔山麓的洪积扇前缘，西北方向是起伏的扎依尔山，山南坡较为平缓。地势呈西北向东南倾斜，平均坡降为2.2%，平均海拔310m。北面为山前坡地，南面为洼地，东西两侧为山前丘陵地。北部高程约为350m，南部约为265m。北部山脊最高点在西端的青克斯峰，海拔1100m，向东北延伸逐渐降低，最东端海拔700m。山南部较为平缓，从山脊到山脚平均每千米下降20-22m，逐次以每千米10-13m的坡度逐渐倾没于戈壁之中。气象条件克拉玛依市地处沙漠边缘，深居欧亚大陆腹地，远离海洋。因高山阻隔，海洋季风的湿润水汽很难到达本地上空，属大陆性干旱气候。夏季酷热，冬季严寒，冬夏两季气温回升快且时间漫长，而春秋季时间短且极不稳定。气温日变化及年变化均较大，全年平均气温8.6℃，一月最冷，平均-16.7℃，七月最热，平均27.4℃，年较差44℃。日照时间长，光照充足，年均日照时数2716.4h，历年平均蒸发量3445.2mm，是降水量的32.7倍。克拉玛依风多且大，活动频繁。大风春季最多，秋季次之，夏季由于冷空气势力减弱，大风很少。冬季由于冷空气下沉，存在较强的逆温层，所以冬季大风也很少。一月称无风季。全年主导风向为西北风，年平均风速2.54m/s。降水和干湿度：区域气候十分干燥，全年少雨，多年平均降水量为105.7mm，主要集中在6-8月，冬季无稳定积雪。气象数据表明，二十世纪八十年代前降水量只有100mm左右；进入二十世纪九十年代以后，降水量有所增加，1991-1995年平均降水量约130.4mm左右；近年又有微量增加，2000-2004年平均降水量约180mm左右。历年平均蒸发量3445.2mm。相对湿度较低，4-10月相对湿度最低，可达20%左右，11-3月相对湿度较高，可达80%。气温：多年平均气温为8.6℃。其中，七月为最热月，月平均气温28℃，极端最高气温可达42.7℃；一月为最冷月，月平均气温-15.3℃，极端最低气温为-34.3℃。日照与积温：全年晴天日数约220天，≥10℃积温约4300℃，平均无霜期190天，日照时间长，全年日照时数2455.3小时，平均冻土厚度163.4cm。气象资料见表4.1-1。表4.1-1评价区域气象资料序号项目单位数值1最热月平均气温(7月)℃27.42最冷月平均气温(1月)℃-16.73极端最高气温℃43.84极端最低气温℃-40.25年平均气温℃8.46年平均大风日天76.07最大风速m/s30.38冬季平均风速m/s1.59年平均风速m/s2.5410风向－NW11年平均降水量mm96.412历年最大降水量mm227.313历年平均蒸发量mm3445.214年降水量天数平均值日68.015年降水极值天数日101.016最大积雪厚度mm250.017冻土深度cm180.4项目区内气象的最大特点是四季多风，属于典型的大陆型干旱、半干旱气候。夏季炎热，冬季严寒，春秋季多风，降水稀少，蒸发量大，空气干燥，光照丰富。据统计，每年大小风要刮300多次，占年度天数的86.5%。7～8级以上的大风每年不少于40次。工程地质根据国家地震局地球物理研究所，新疆维吾尔自治区地震局联合所作《新疆石油管理局克拉玛依等场地地震安全性评价报告》阐述：在构造位置上，克拉玛依场区位于准噶尔凹陷西北部，西准噶尔褶皱带与准噶尔地块的交界部位。准噶尔凹陷位于阿尔泰山与天山褶皱带之间，凹陷本身呈—西宽东窄的三角盆地。其南界在天山北麓，东界在北塔山山麓，凹陷四周是华力西期的褶皱带。距工程场地较近的断裂有两条：克—乌断裂及达尔布特断裂。本工程场地揭露地层主要为第四系松散堆积层。第四系地层为粉质粘土层，白垩系地层为砂岩。根据钻孔揭露，拟建工程场地地层自上而下依次为：素填土、粉砂、粉质黏土、粉细砂、黏土。现分层描述如下：=1\*GB3①素填土（Q4ml）：褐黄色，以粉质黏土、粉砂为主，干，松散，分布不连续，仅出露于K01、K11、K12、K19、K20、K21、K25、K34、K38、K39、K45。堆积于地表，厚度0.3~1.6m。②粉质（Q4al+pl）：灰褐-黄褐色，硬塑-坚硬，无摇振反应，切面有光泽，干强度中等，韧性中等，夹薄层粉砂。分布不连续，除K06、K19、K45孔未见出露外，其余各孔均有分布，埋深0.0~0.8m，厚度0.4~2.5m。③粉砂（Q4al+pl）：灰褐-褐黄色，颗粒成分以石英、长石质为主，颗粒形状呈浑圆状，级配不良，干，中密，夹薄层粉土。分布连续，埋深0.0~2.5m，厚度0.6~2.3m。④粉质黏土（Q4al+pl）：灰褐色，可塑－硬塑状态，切面有光泽，无摇振反应，干强度中等，韧性中等，夹薄层粉砂。分布不连续，埋深2.0~3.9m，厚度0.7~2.4m。⑤粉细砂（Q4al+pl）：灰褐—褐黄色，颗粒成分以石英、长石质为主，颗粒形状呈浑圆状，级配不良，湿-饱和，稍-中密。分布连续，埋深4.1~5.2m，厚度3.8~5.1m。⑥黏土（Q4al+pl）：（Q4al+pl）：灰褐-褐黄色，可塑－硬塑，切面有光泽，无摇振反应，干强度中等，韧性中等。夹薄层粉砂。分布不连续，埋深8.4~9.4m，未揭穿，最大可见厚度6.6m。水文及水文地质（1）区域地表水状况克拉玛依市境内全属内流河与内陆湖。河流为流程短、水量小的季节河。主要河流有白杨河、达尔布特河、玛纳斯河，独山子有奎屯河。湖泊有艾里克湖。由于地理、地貌、大气环境诸多因素的影响，形成了克拉玛依特殊的环境水文特征。根据干旱指数的衡量，除独山子区靠近天山山区，属半干旱地区外，其余均属极干旱地区。白杨河发源于额敏县境内，经托里县、和丰县，流入克拉玛依境内，最后注入艾里克湖。河流全长160km，流域面积约6256km2，白杨河多年平均年径流量2.450×108m3。河流水量主要集中在4～6月。年径流最大四个月发生在3～6月或4～7月，占年径流量的74.1%～91.7%，春季水量多于夏季和秋季，冬季水量最小。达布尔特河发源于扎依尔山南麓，河流全长140km，该河年径流量0.15×108m3，最大流量为106m3/s，散流于百口泉一带，是一条季节性河流。玛纳斯河发源于北天山中段依连哈比尔尕山乌代肯尼河的43号冰川，流经玛纳斯县、沙湾县、石河子市、克拉玛依市，最后注入玛纳斯湖，全长420km，年径流量12.6×109m3，流域面积10744km2。玛纳斯河主要支流有芦草沟、大白杨沟、呼斯台郭勒、哈熊沟和清水河，汇水面积5156km2，灌溉面积为2060km2。奎屯河位于天山北麓。发源于新疆乌苏市境内的依连哈比尔尕山。流经独山子后向北，经奎屯大桥、九间楼、皇宫、车排子、苏兴滩，与四棵树河汇合。从甘家湖牧场出乌苏县境，流入艾比湖。奎屯河全长220km，年径流量6.307×109m3。艾里克湖位于新疆克拉玛依乌尔禾区魔鬼城风景区东南16km处，总面积约70km2，容水量2.5×108m3，由发源于准噶尔西部山地的乌尔喀什尔山白杨河水汇集而成。克拉玛依市水资源严重缺乏，上世纪90年代实施调水工程，目前克拉玛依区已建成的引水工程主要有：白～克明渠、黄羊泉水库引洪干渠和风～克干渠等，总引水能力为82m3/s；克拉玛依区白杨河上有白杨河水库、白碱滩水库和黄羊泉水库。为配套克拉玛依引水工程，在克拉玛依市又建成风城、三坪和西郊三座水库，克拉玛依区蓄水工程总调节库容达到25379.9×104m3。三坪水库位于克拉玛依市三平镇西北5km，距克拉玛依市约15km，水库总库容为3300×104m3。三坪水库通过已建成的风～克干渠和风城高库取用引额济克工程的水。三坪水库功能为：满足白杨河引洪蓄洪，200km2农田灌溉及日产10×104m3第四净化水厂供水。三坪水库调节库容2800×104m3，冬季风克干渠停水，这期间三坪水库用于城市工业、居民生活等出库水量为1800×104m3，富裕水量950×104m3。区域地下水状况克拉玛依市区附近地下水资源很少，位于中心城区东北60km外的百口泉，地下水较为丰富，面积为565km2，静储量15×108m3，水质较好。本项目位于园区边界，与园区位于同一水文地质单元内，根据中国国际工程咨询有限公司2012年8月编制的《国电克拉玛依2×300MW热电联产工程环境影响报告书报告》可知，本工程所在区域的水文地质单元可分为：潜水为第四系松散岩类水，承压水为白垩系碎屑岩类裂隙水。项目所在区域位于准噶尔盆地的西缘的冲洪积倾斜平原区，区域为单一结构孔隙含水层，地下水类型为第四系松散岩类孔隙潜水，含水层岩性主要以亚砂土为主。勘测期间，厂址附近地下水埋深7~11m属潜水，富水性极弱。区域地下水水质较差、水化学类型较为单一。①潜水厂区潜水为埋深7~11m，为第四系松散岩类孔隙水，含水层岩性主要为粉质粘土，厚度28～35m左右，局部有薄粉砂、粉土层，厚度较小，一般为0.5～1.5m，以透镜体的形式存在。含水层颗粒较小，粒径一般小于0.075mm，黄褐色或深灰色，切面光滑，水平层理，岩性较均匀。②承压水本工程所在的区域承压水为白垩系碎屑岩类裂隙水，白垩系空隙裂隙水承压含水层共三层，顶板到底板埋深分别为：53.5～58.5m和63~71m，77～89.13总厚度31.50m，渗透系数为1.57~2.03m/d之间。潜水含水层与承压含水层之间由隔水的与半隔水的粘性土和亚粘性土层相分隔，水力联系微弱。本工程区域水文地质图见图4.1-1。图4.1-1区域水文地质图土壤、植被克拉玛依市全境大部分地区为戈壁荒漠，从南到北土壤分布依次为棕钙土、荒漠灰钙土和灰棕色荒漠土。土质低劣，遍地砂砾，不少地方土壤含盐量高。因缺雨水冲刷，盐分板结在土壤表层上，形成严重的土壤盐碱化。境内“白碱滩区”就是因遍地白茫茫的盐碱而得名。由于具有干旱、少雨、多风、温差大等特征，植被一般比较稀少、矮小，