中國石油化工股份有限公司茂名分公司產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目

國環(huán)評證乙字第2809號國環(huán)評證乙字第2809號中國石油化工股份有限公司茂名分公司產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目環(huán)境影響報告書（報批稿）建設單位：中國石油化工股份有限公司茂名分公司環(huán)評單位：廣東環(huán)科技術(shù)咨詢有限公司編制日期：二〇一八年九月項目名稱：中國石油化工股份有限公司茂名分公司產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目文件類型：環(huán)境影響報告書適用的評價范圍：化工石化醫(yī)藥法定代表人：（簽章）主持編制機構(gòu)：廣東環(huán)科技術(shù)咨詢有限公司（簽章）項目回顧性評價2.1原環(huán)評階段工程基本情況2.1.1項目名稱中國石油化工股份有限公司茂名分公司產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目。2.1.2建設性質(zhì)新建。2.1.3裝置設計規(guī)模設計規(guī)模：新鮮原料油進料量260萬噸/年，年開工8400小時，裝置操作彈性60%～110%。2.1.4項目組成項目組成詳見表2.1-1。項目主要設備見表2.1-2。表2.1-1項目組成類別名稱主要工程內(nèi)容主體工程漿態(tài)床渣油加氫裝置裝置規(guī)模：260×104t/a年開工時數(shù)：8400小時。配套工程公用工程及輔助生產(chǎn)設施裝置泵棚、供配電設施、給排水、消防、系統(tǒng)工藝及熱力管道、外系統(tǒng)管道、自控、電氣電信施等配套設施。2.1.5建設地點和平面布置本項目生產(chǎn)裝置位于中國石油化工股份有限公司茂名分公司煉油分部廠內(nèi)，無須新征土地，裝置東西長164米，南北寬188米，占地面積28880平方米。裝置擬布置在煉油廠中部，配電間布置在加氫裂化聯(lián)合裝置西北角。260萬噸/年漿態(tài)床渣油加氫裝置擬布置在煉油廠中部。位于6號路以西，7號路以南交界處，西側(cè)為高硫焦代油鍋爐、空分裝置，東側(cè)為常減壓裝置和擬建的芳烴抽提裝置，北側(cè)為延遲焦化裝置，南側(cè)為加氫裂化聯(lián)合裝置。裝置紅線范圍內(nèi)及鄰近處的建筑、構(gòu)筑物、儲罐、管道、設備等全部需要進行拆除，原有蒸汽管道需向西移位。渣油加氫裝置外系統(tǒng)配套包括2個泵棚，位于渣油罐區(qū)區(qū)域及北山球罐區(qū)，一個泵棚位于渣油罐區(qū)204號罐北面，另一個位于北山球罐區(qū)。渣油加氫裝置的配電間占地面積為750平方米，布置在加氫裂化聯(lián)合裝置西北角，南側(cè)為加氫裂化聯(lián)合裝置機柜間，西側(cè)加氫裂化裝置設備，東側(cè)為蠟油加氫裝置控制室，北側(cè)為廠區(qū)7號路。渣油加氫裝置的機柜間利用蠟油加氫裝置控制室改造。項目區(qū)域位置如圖2.1-1，本項目地理位置圖見圖2.1-2，項目四至圖見圖2.1-3。新建的漿態(tài)床渣油加氫裝置平面按照“流程順暢、緊湊布置”的原則，采用流程式布置方式。該裝置的主管廊東西向布置，主管廊在裝置西側(cè)與系統(tǒng)管廊相接，原料、產(chǎn)品及公用工程管道均從此處進出裝置。壓縮機采用半敞開式廠房布置，機泵采用露天布置。裝置平面布置符合《石油化工企業(yè)設計防火規(guī)范》（GB50160-2008）等現(xiàn)行有關規(guī)范的規(guī)定，可以滿足消防﹑施工﹑檢修等安全生產(chǎn)的要求。裝置平面布置如圖2.1-4。表2.1-2渣油加氫裝置主要設備（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。﹫D2.1-1項目區(qū)域位置圖（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。﹫D2.1-2項目地理位置圖（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲取）圖2.1-3原環(huán)評階段項目四至圖（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。?.1-4原環(huán)評階段渣油加氫裝置平面布置圖2.1.6項目儲運工程產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目擬建設一套260萬噸/年漿態(tài)床渣油加氫裝置，該裝置系統(tǒng)配套部分儲運專業(yè)設計內(nèi)容主要包括外系統(tǒng)工藝管道等內(nèi)容。裝置的原料和產(chǎn)品除了尾渣采用管帶機輸送，其余均采用管道輸送。1、裝置外系統(tǒng)產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目所在區(qū)域原有的管架較為完善，氫氣、中壓氮氣、凈化風等公用工程管線等已在七號路、六號路附近預留有甩頭，全廠火炬管線管網(wǎng)也在七號路南預留有甩頭，除新增連接舊管架與裝置界區(qū)的桁架外，不需要再建較多新管架。2、裝置外系統(tǒng)罐容和機泵配置煉油分部減壓渣油主要是供擬建產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目（本項目）、現(xiàn)有200萬噸/年渣油加氫、100萬噸/年焦化裝置、40萬噸/年丙烷脫瀝青裝置、220萬噸/年催化裂化裝置、140萬噸/年催化裂化等裝置，總處理量最大約550萬噸/年。目前煉油分部瀝青車間渣油罐區(qū)現(xiàn)有10個11000m3（罐號為201～208、210、211）渣油中間罐，其中210、211#儲罐現(xiàn)主要供140萬噸/年催化裂化裝置，201～208#儲罐現(xiàn)主要供200萬噸/年渣油加氫、100萬噸/年焦化裝置。減壓渣油中間原料罐配置見下表2.1-3：表2.1-3減壓渣油中間原料罐配置表利舊實際儲存天數(shù)罐編號數(shù)量個罐型公稱容積m3原儲存介質(zhì)說明201～208、210、21110拱頂11000合計101100005.24考慮到擬建的產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目裝置的運行周期可與催化裂化裝置同步，同時渣油加氫采用熱進料、熱直供，以及瀝青、焦化負荷降低可騰出瀝青罐、渣油罐，擬建的產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目的原料，依托現(xiàn)有的10個11000m3的渣油中間罐供料，不再新建渣油原料中間儲罐。罐區(qū)現(xiàn)有2臺200萬噸/年渣油加氫裝置原料輸送泵，1臺140萬噸/年催化裂化原料輸送泵，2臺100萬噸/年焦化裝置原料輸送泵，無剩余機泵用于輸送減渣原料至擬建產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目裝置。因此，本項目需新增2臺渣油輸送泵，并設共用變頻器，即可作為擬建產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目裝置原料輸送泵，又可作為200萬噸/年渣油加氫裝置原料輸送備用泵。本項目新增減壓渣油中間原料輸送泵配置見下表2.1-4：表2.1-4機泵配置表序號名稱輸送介質(zhì)流量、揚程、軸功率數(shù)量（臺）1渣油輸送泵減渣Q=310m3/h，H=200m，N=135KW22.1.7定員據(jù)中石化《石油化工生產(chǎn)裝置設計定員暫行規(guī)定》的要求，渣油加氫裝置操作人員按內(nèi)操、外操配置，采用四班二倒制，管理人員及工藝、設備技術(shù)人員由工廠統(tǒng)一考慮設置，具體人員見表2.1-5。表2.1-5渣油加氫裝置定員表序號崗位班制人數(shù)/組總?cè)藬?shù)1班長4142裝置內(nèi)操43123裝置外操4520合計362.1.8工程投資總投資為254916萬元，其中建設投資244593萬元。項目實施后，年均營業(yè)收入400390萬元，所得稅38226萬元，所得稅后項目投資財務內(nèi)部收益率為39.85%，稅后項目投資回收期（含建設期2年）為4.16年。各項經(jīng)濟指標均高于行業(yè)基準值，同時該項目實施后，提高了汽油等產(chǎn)品的質(zhì)量，增加就業(yè)，因此該項目具有良好的經(jīng)濟效益。主要經(jīng)濟指標如表2.1-6所示。表2.1-6主要技術(shù)經(jīng)濟指標匯總表（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲取）2.2原環(huán)評設計工藝方案渣油加氫技術(shù)是渣油深度加工主要技術(shù)手段之一，在現(xiàn)代煉油工業(yè)中起著重要作用。相對于非臨氫工藝，渣油加氫技術(shù)具有液體產(chǎn)品收率高，環(huán)境友好的優(yōu)勢。渣油加氫工藝過程主要有固定床、沸騰床、移動床和漿態(tài)床四種類型。表2.2-1四種渣油加氫工藝對比工藝固定床沸騰床漿態(tài)床移動床+固定床壓力，MPa10～2015～2110～3010～20溫度，℃370～420400～470450～480370～420空速，h-10.15～0.50.2～1.00.7～1.50.1～0.5原料油AR或VRVRVRAR或VRNi+V，ppm<200<800->200CCR，m%<10～20<4020～2520～25雜質(zhì)脫除率，m%HDS85～9560～9050～7090HDN30～6030～5020～40—HDM70～9080～9890～9885～98CCR轉(zhuǎn)化55～7060～8070～90～80渣油轉(zhuǎn)化率，m%20～5060～9080～9520～50產(chǎn)品質(zhì)量質(zhì)量較好，可作低硫燃料油或二次加工原料輕油可作為成品，重油還需加工或作燃料油含硫高，需進一步加氫脫硫可得到低硫輕、重油反應歷程催化反應催化+熱反應熱反應催化反應技術(shù)難易程度設備簡單，易操作復雜較復雜較復雜技術(shù)成熟性成熟成熟已有典型示范工業(yè)裝置成熟投資中等較高中等較高從本項目的原料情況看，沸騰床和漿態(tài)床技術(shù)均適用，下面就這兩種技術(shù)進行全面的比較。以下簡要從工業(yè)化水平、裝置規(guī)模、運轉(zhuǎn)周期、轉(zhuǎn)化率、催化劑、投資等方面對沸騰床和漿態(tài)床渣油加氫作比較說明：a)工業(yè)化水平沸騰床工藝相對成熟，已經(jīng)在全世界范圍建成了近20套裝置。近幾年，漿態(tài)床的裝置也已陸續(xù)建成或在建設過程中，如KBR許可采用VCC技術(shù)在陜西延長石油集團建設一套50萬噸/年煤焦油加工裝置和一套50萬噸/年煤油混煉裝置，其中煤油共煉裝置已開工；2012年又向俄羅斯轉(zhuǎn)讓了一套270萬噸/年減壓渣油漿態(tài)床加氫，該裝置計劃于2016年開工運行，目前裝置在建設。UniflexTM目前轉(zhuǎn)讓4套，其中2套在國內(nèi)地方煉油廠。ENI公司在意大利投資建設了一套120萬噸/年漿態(tài)床渣油加氫裂化裝置，裝置已經(jīng)在2013年建成開工。代表高轉(zhuǎn)化率重油加工方向的各項漿態(tài)床渣油加氫技術(shù)已逐步具有了工業(yè)化運行的業(yè)績和經(jīng)驗。b)裝置規(guī)模從加工規(guī)模上來看，沸騰床和漿態(tài)床均能夠?qū)崿F(xiàn)單系列加工能力達200-300萬噸/年。由于漿態(tài)床技術(shù)的催化劑顆粒細，多為納米級，分散性好，催化劑的活性可以得到更好的發(fā)揮。同時，一般漿態(tài)床反應器內(nèi)件較為簡單，反應器容積利用率高，在反應器設計上比較易于滿足大型化的要求。c)運轉(zhuǎn)周期沸騰床通過催化劑的在線置換，可以實現(xiàn)3年的運行周期。從神華煤液化裝置工業(yè)化運轉(zhuǎn)的情況看，影響漿態(tài)床裝置長周期運轉(zhuǎn)的工程難題已經(jīng)攻克，解決了煤粉磨蝕、結(jié)焦、沉積等工藝技術(shù)風險，而且在高溫高壓厚壁管閥件的材料加工、應力計算分析、焊接以及防止高溫煤漿結(jié)焦等方面實現(xiàn)技術(shù)突破；裝置自動控制系統(tǒng)、安全聯(lián)鎖保護系統(tǒng)以及控制儀表設備的選用與配備解決了油煤漿在計量、檢測和穩(wěn)定性操作控制等方面的問題，解決了影響煤液化裝置長周期穩(wěn)定運轉(zhuǎn)的熱高分液位控制調(diào)節(jié)閥和減壓塔進料控制閥磨損的難題，滿足了工業(yè)化裝置運行要求。d)轉(zhuǎn)化率漿態(tài)床渣油加氫在轉(zhuǎn)化率上具有明顯的優(yōu)勢，可以達到95%以上，這是漿態(tài)床可以實現(xiàn)全返混的工藝技術(shù)本身特點所決定的。漿態(tài)床可以大幅度的降低未轉(zhuǎn)化油渣的數(shù)量。在全廠加工重質(zhì)、劣質(zhì)原料油的情況下，通過減壓深拔、溶劑脫瀝青等手段，將重質(zhì)難加工的部分由漿態(tài)床渣油加氫來處理，裝置規(guī)模小，投資省，全廠輕油收率可以最高。沸騰床雖然通過串聯(lián)多級反應器，也可以實現(xiàn)較高程度的轉(zhuǎn)化率，但在渣油劣質(zhì)化較為嚴重的情況，如果要追求超過80-85%的轉(zhuǎn)化率，因其床層和催化劑的規(guī)格限制，需要大幅度增加催化劑的置換頻率，在催化劑用量和操作成本上會大幅增加。e）催化劑沸騰床渣油加氫催化劑多采用直徑~0.8mm的細條、圓柱或球形催化劑，通過每天置換一定量的催化劑來維持反應器內(nèi)催化劑的活性穩(wěn)定，置換率一般要達到0.3~2.5kg/t。反應器內(nèi)的返混現(xiàn)象會造成部分新鮮催化劑的損失，在按照高脫硫率方案運行時，催化劑用量會顯著增加。漿態(tài)床催化劑多采用納米級細粉催化劑，以鐵基和鉬基為主。催化劑可以采用現(xiàn)場配制和預混合的方式加入，不存在供應問題。工藝流程采用一次通過（鐵基）或部分循環(huán)（鉬基）的方式降低催化劑的生產(chǎn)成本，催化劑不需要回收，隨未轉(zhuǎn)化油渣一起排出裝置，比較適宜于成型后作水煤漿氣化的原料，成漿性非常好。f）投資在裝置投資上，測算漿態(tài)床裝置投資比沸騰床略低。沸騰床的催化劑裝卸系統(tǒng)比較復雜，投資高；漿態(tài)床需要低壓的催化劑配制和預混系統(tǒng)，在材料方面要求較高，但已實現(xiàn)了大部分材料、管件的國產(chǎn)化，在保證沖蝕、磨損要求的情況下，使得配管、閥門投資大幅度降低。綜上所述，漿態(tài)床方案與沸騰床方案相比，在全廠輕油收率和經(jīng)濟效益上具有優(yōu)勢。因此，考慮結(jié)合全廠具體情況，本項目選擇漿態(tài)床方案。2.3原環(huán)評階段物料及資源消耗2.3.1原料項目的主要原料為原料油及氫氣，原料油為減壓渣油和催化裂化油漿的混合油，均由全廠上游裝置提供，裝置所需的新氫由管網(wǎng)提供，年消耗量見表2.3-1，其性質(zhì)及組成見表2.3-2和2.3-3。項目輔料主要包括催化劑、磷酸三鈉等，催化劑擬選用UOP公司為漿態(tài)床渣油加氫開發(fā)的UX-100催化劑，催化劑為粉末狀，密封包裝后送至現(xiàn)場。消耗生產(chǎn)情況見表2.3-4。表2.3-1主要原料、燃料耗量表（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。┍?.3-2原料油性質(zhì)（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。┍?.3-3氫氣組成（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。┍?.3-4項目輔料及其消耗量（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲取）2.3.2產(chǎn)品裝置主要產(chǎn)品有低硫石腦油、柴油、減壓蠟油，副產(chǎn)尾渣。低硫石腦油產(chǎn)品送至重整裝置。柴油產(chǎn)品送至罐區(qū)。蠟油產(chǎn)品送至渣油加氫裝置。尾渣送至煤制氫裝置。塔頂輕烴送至焦化裝置。裝置的產(chǎn)品性質(zhì)見表2.3-5~表2.3-8。表2.3-5石腦油產(chǎn)品性質(zhì)（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲取）表2.3-6柴油產(chǎn)品性質(zhì)（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲取）表2.3-7減壓蠟油產(chǎn)品性質(zhì)（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。┍?.3-8尾渣性質(zhì)（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。?.3.3物料平衡本裝置物料平衡見表2.3-9。表2.3-9生產(chǎn)裝置物料平衡表（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。?.3.4公用工程消耗給水1、新鮮水本項目渣油加氫裝置新鮮水消耗量2t/h，由中國石化股份有限公司茂名分公司煉油分部新鮮水系統(tǒng)供給，可就近從現(xiàn)有的新鮮水管引入，主要用于生活用水。2、循環(huán)水本項目渣油加氫裝置循環(huán)水消耗量1800t/h。南循環(huán)水場循環(huán)水處理能力已達到26700m3/h。目前，南循環(huán)水場外供裝置循環(huán)水量為20272m3/h，加上在建及擬建項目投產(chǎn)后需增加的循環(huán)水用量約1811m3/h，南循環(huán)水系統(tǒng)富裕量為4617m3/h，可滿足本項目要求。3、除氧水/除鹽水本項目渣油加氫裝置除鹽水消耗量147.6t/h，由中國石化股份有限公司茂名分公司煉油分部除鹽水站提供?？删徒鼜默F(xiàn)有的除氧水管網(wǎng)引入，主要用于項目裝置注水及發(fā)生蒸汽用。4、穩(wěn)高壓消防給水本項目消防用水量為300L/S，茂石化分公司新建裝置消防用水量按300L/s設計，火災延續(xù)供水時間不小于3小時，一次消防用水量不小于3240m3，由統(tǒng)穩(wěn)高壓消防水管網(wǎng)供給，在本項目裝置的周圍已敷設有完善的環(huán)狀消防水管道，管道上設置有消防栓。排水系統(tǒng)按照“清污分流、污污分治、分質(zhì)處理、分質(zhì)回用”的污水處理原則，合理劃分排水系統(tǒng)，以最大限度增加污水的回用率，節(jié)約水資源，減少污染物排放。茂名分公司煉油廠300t/h高濃度污水處理場及三套水回用設施的建成后，對全廠污水管網(wǎng)系統(tǒng)進行了重新優(yōu)化調(diào)整。其中含鹽、含堿等高濃度污水從原污水管線中分離出來，單獨收集后送新建的300t/h高濃度污水處理場進行處理；低濃度污水則由現(xiàn)有的700t/h污水處理場進行處理后，經(jīng)污水回用裝置深度處理后回用，提高了污水處理效率，增加污水回用，節(jié)約水資源。對于催化裂化煙氣脫硫、脫硝廢水預處理后（主要含Na2SO4、NaNO3等鹽分），送入監(jiān)控池統(tǒng)一外排。全廠的排水系統(tǒng)劃分如下：(1)含油污水系統(tǒng)含油污水系統(tǒng)主要收集油罐切水、沖洗設備、化驗排污、油品洗滌水、汽提排污水、回用裝置排水、油泵軸封水等工藝過程中與油品接觸的冷凝水、介質(zhì)水、生成水、裝置區(qū)初期雨水等。收集后送入現(xiàn)有700t/h污水處理場(即：低濃度污水處理廠)處理。(2)含鹽含堿污水系統(tǒng)含鹽污水主要來自常減壓裝置的電脫鹽水、煤制氫氣化灰水；含堿污水主要來自堿渣處理裝置出水，送300t/h高濃度污水處理場處理。(3)含硫污水系統(tǒng)含硫污水系統(tǒng)主要收集常減壓、催化、重整、加氫精制等裝置產(chǎn)生的含硫污水，經(jīng)酸性水汽提裝置進行預處理后，大部分汽提凈化水回用，剩余汽提凈化水排入低濃度污水處理場處理。目前全廠共有三套污水汽提裝置：北汽提(85t/h)、西汽提(170t/h)和新汽提(200t/h)裝置，裝置采用蒸汽汽提法脫除含硫含氨污水中的H2S和NH3，H2S回收率達99.94%，NH3回收率達98%。(4)清凈廢水系統(tǒng)清凈廢水主要來自各生產(chǎn)裝置間接冷卻水，地面沖洗水、未回收冷凝水、鍋爐排污、循環(huán)水場和除鹽水站排水等。該廢水進入監(jiān)護池處理。監(jiān)護池處理能力1000t/h，可以滿足要求。(5)催化煙氣脫硫脫硝廢水催化裂化裝置煙氣脫硫產(chǎn)生脫硫廢水主要含Na2SO4、NaNO3等鹽分，送入監(jiān)控池統(tǒng)一外排。(6)雨水系統(tǒng)雨水系統(tǒng)主要收集廠區(qū)未受污染的雨水，匯集到廠外排口后排入小東江。(7)事故水系統(tǒng)發(fā)生事故時，事故污水排到全廠的事故污水收集處理設施，由全廠的事故污水收集處理設施統(tǒng)一處置。(8)生活污水系統(tǒng)茂名分公司煉油廠職工生活污水經(jīng)污水收集管網(wǎng)收集后匯入低濃度污水處理場統(tǒng)一處理。(9)回用水系統(tǒng)茂名分公司現(xiàn)有三套回用水裝置，分別是240t/h污水回用裝置、250t/h污水回用裝置和220t/h清凈廢水回用裝置，出水作為循環(huán)水場補水。供電本項目裝置的用電負荷為27597kW，在本裝置街區(qū)外的加氫裂化聯(lián)合裝置內(nèi)設置35/6/0.38kV變配電所一座，為裝置用電負荷供電。供氣（汽）、供風該裝置產(chǎn)生的蒸汽包括1.0MPa的飽和蒸汽約19.4t/h，0.4MPa的飽和蒸汽約24.1t/h，3.5MPa的飽和蒸汽約42.4t/h。裝置生產(chǎn)用的蒸汽量包括1.0MPa蒸汽19.56t/h，3.5MPa的飽和蒸汽約25.2t/h。由中國石化股份有限公司茂名分公司煉油分部蒸汽系統(tǒng)供給，可分別就近從現(xiàn)有的蒸汽管引入。本項目凈化壓縮空氣連續(xù)使用量為480Nm3/h，非凈化風最大用量為35Nm3/min，屬間斷使用。分別由中國石化股份有限公司茂名分公司煉油分部供風系統(tǒng)供給，可就近從現(xiàn)有的管網(wǎng)引入。本裝置氮氣使用量為480Nm3/h，主要用于壓縮機密封使用等，由廠區(qū)氮氣管道系統(tǒng)提供，可就近從現(xiàn)有的管網(wǎng)引入。燃料燃料氣耗量為9767kg/h，可就近從現(xiàn)有的管網(wǎng)引入。公用工程消耗表本項目公用工程消耗見表2.3-10。表2.3-10本項目公用工程消耗序號名稱單位正常量最大量備注一蒸汽耗量23.5MPa蒸汽t/h-17.2余熱鍋爐產(chǎn)42.4t/h，裝置用25.2t/h31.0MPa蒸汽t/h0.16汽包產(chǎn)19.4t/h，裝置用19.56t/h40.4MPa蒸汽t/h-24.1二壓縮空氣1凈化壓縮空氣Nm3/h480連續(xù)2非凈化壓縮空氣Nm3/min35間斷三氮氣Nm3/h480四水耗量1循環(huán)水t/h1800連續(xù)2新鮮水t/h2間斷3除鹽水t/h147.6連續(xù)（注水用）6凝結(jié)水t/h5伴熱用7凝結(jié)水t/h25.28含硫污水t/h111.2連續(xù)9含油污水t/h4連續(xù)五電耗量16kV/10kV/0.38kVKW27597連續(xù)六燃料1燃料氣kg/h97672.3.5依托的主要環(huán)保設施廢氣治理措施裝置正常生產(chǎn)時產(chǎn)生的廢氣包括有組織排放和無組織排放廢氣。1、有組織廢氣原環(huán)評階段，有組織排放的廢氣主要為燃燒煙氣，來自以脫硫燃料氣為燃料的加熱爐，其主要污染物是SO2，NOx和煙塵，本裝置產(chǎn)生的煙氣通過100m高的煙囪排放，采用低硫燃料是減輕對大氣污染的根本措施。2、火炬系統(tǒng)煉油廠現(xiàn)有火炬系統(tǒng)由氣柜、壓縮機、瓦斯管網(wǎng)和火炬組成。現(xiàn)有2個垂直升降式橡膠密封簾干式氣柜，容積分別為10000m3和20000m3，兩個氣柜容積能夠確保正常生產(chǎn)情況下放空塔產(chǎn)生的含烴類物工藝廢氣或操作不正常時排放的含烴氣體進入火炬系統(tǒng)的有機氣體回收利用。煉油廠瓦斯管網(wǎng)分為高壓、次高壓、中壓和低壓4種。其中，高壓瓦斯、次高壓瓦斯、中壓瓦斯供應裝置加熱爐用。低壓瓦斯進氣柜后，用壓縮機加壓送脫硫裝置脫硫后，并入瓦斯管網(wǎng)。全廠有兩座火炬，高80m，用于非正常狀況下的氣柜無法回收氣體的燃燒排放，可以減少烴類氣直接排放帶來的安全隱患和環(huán)境污染，滿足本項目非正常工況下放空烴類氣體入火炬系統(tǒng)的要求。廢水治理措施裝置排放的廢水按照水質(zhì)可分為含油污水、含硫污水和生活污水。1、含油污水、生活污水依托廠區(qū)內(nèi)低濃度污水處理場處理茂名分公司煉油低濃度污水處理場于1998建成投產(chǎn)，設計規(guī)模700m3/h，2002年對生化系統(tǒng)進行改造，增加了一級耗氧生化O2池；2016年進行提標改造（在建），設計處理規(guī)模由700m3/h擴建到1200m3/h，并提高了出水水質(zhì)，主要處理裝置、罐區(qū)及輔助生產(chǎn)設施排放的含油污水、凈化水、茂名分公司“廠中廠”排放的含油污水、初期含油雨水、生活污水等，處理工藝流程見圖2.3-1所示。目前低濃度污水處理場處理后的廢水出水水質(zhì)穩(wěn)定且優(yōu)于設計出水水質(zhì)標準，裝置、罐區(qū)、改制廠及輔助生產(chǎn)設施排放的含油污水和凈化水進入煉油低濃度污水處理場適度處理后全部回用于循環(huán)水場補水，循環(huán)水場排污水再進入1000t/h邊溝水處理系統(tǒng)（監(jiān)護池系統(tǒng)）處理后，通過總排口外排至小東江。表2.3-111200t/h低濃度污水處理場設計進出水水質(zhì)低濃度污水處理場設計值pH值CODCr(mg/L)石油類(mg/L)懸浮物(mg/L)揮發(fā)酚(mg/L)硫化物(mg/L)氨氮(mg/L)BOD5(mg/L)設計進水濃度值6~9≤1000≤500≤200≤40≤20≤50≤400設計出水濃度值（回用水部分）6~9≤50≤2≤30≤0.5≤0.1≤5≤5設計出水濃度值（外排水部分）6~9≤50≤2≤50≤0.3≤0.5≤5≤10總排口執(zhí)行廢水外排標準值6~9605.0700.31.08.020圖2.3-1700t/h低濃度污水處理場工藝流程圖2、含硫污水依托在建項目10萬噸/年硫磺回收聯(lián)合裝置處理2014年本項目原環(huán)評階段，10萬噸/年硫磺回收聯(lián)合裝置作為本項目配套環(huán)保項目另行環(huán)評并取得了環(huán)評批復，其主要建設內(nèi)容包括新建200t/h酸性水汽提裝置、40萬噸/年焦化汽油加氫裝置改造、延遲焦化裝置吸收穩(wěn)定改造工程。本項目產(chǎn)生的含硫廢水均送至200t/h酸性水汽提裝置進行處理，在建的200t/h酸性水汽提裝置采用雙塔加壓汽提工藝，通過蒸汽汽提法脫除含硫含氨污水中的H2S和NH3，汽提出的硫化氫去硫磺回收裝置回收硫磺，汽提出的氨經(jīng)“洗滌－結(jié)晶－吸附－壓縮－吸附”聯(lián)合工藝生產(chǎn)液氨產(chǎn)品。含硫廢水經(jīng)酸性水汽提裝置處理后，產(chǎn)生的汽提凈化水大部分回用于廠區(qū)其他裝置注水（例如常減壓裝置脫鹽罐注水），少部分送至低濃度污水處理場進行處理。

2.4建設項目環(huán)境可行性分析2.4.1產(chǎn)業(yè)政策符合性分析國家發(fā)展和改革委員會《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導目錄(2011年本)(2013年修正)》中，第一類鼓勵類的“十一、石化化工”有“1、含硫含酸重質(zhì)、劣質(zhì)原油煉制技術(shù)，高標準油品生產(chǎn)技術(shù)開發(fā)與應用”。擬建項目采用先進的渣油加氫裝置，提高全廠輕油產(chǎn)量，帶動油品升級，優(yōu)化油品質(zhì)量，為社會提供清潔油品，同時也有利于大氣環(huán)境質(zhì)量的改善。因此，本項目屬于國家鼓勵類項目，項目建設符合國家的產(chǎn)業(yè)政策。2.4.2與區(qū)域規(guī)劃符合性分析1、與《廣東省禁止開發(fā)區(qū)域名錄》及《廣東省主體功能區(qū)規(guī)劃》相符性分析根據(jù)《廣東省禁止開發(fā)區(qū)域名錄》，茂名市僅云開山國家級自然保護區(qū)及茂名林洲頂省級自然保護區(qū)列為禁止開發(fā)區(qū)域，本項目不在該范圍內(nèi)；《廣東省主體功能區(qū)規(guī)劃》，茂名市茂南區(qū)被列為廣東省級重點開發(fā)區(qū)，其發(fā)展方向是在優(yōu)化結(jié)構(gòu)、提高效益、降低消耗、保護環(huán)境的基礎上推動經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展，加快粵東、粵西沿海地區(qū)大型煉油基地，建設成為我國西南地區(qū)重要的出海通道，全國重化工業(yè)基地，支撐全省乃至全國經(jīng)濟發(fā)展新的增長極。重點發(fā)展臨港鋼鐵、石化、裝備制造、能源、物流等產(chǎn)業(yè)，建設主要利用海外資源的沿海重化工業(yè)產(chǎn)業(yè)帶。而對于茂名市的定位為全國重要的石化工業(yè)基地、廣東省重要的電力工業(yè)基地和能源物流中轉(zhuǎn)基地、茂石化分公司所在區(qū)域為優(yōu)化提升區(qū)。本項目符合廣東開發(fā)區(qū)域以及廣東省主體功能區(qū)規(guī)劃相關要求。2、與《茂名市城市總體規(guī)劃（2011－2035）》相符性分析按《茂名市城市總體規(guī)劃（2011－2035）》：“茂名市的城市性質(zhì)定位為全國重要的能源與石化工業(yè)基地，粵西地區(qū)中心城市之一”，構(gòu)建形成“兩軸雙中心、四組團多廊”的規(guī)劃結(jié)構(gòu)。其中北組團為現(xiàn)城區(qū)，北組團作為城市中心之一，是石油化工和能源工業(yè)區(qū)、主要居住生活區(qū)、交通商貿(mào)物流中心，人口規(guī)模87萬人，用地規(guī)模76.85平方公里。茂名分公司煉油廠區(qū)位于茂名市規(guī)劃中的北組團現(xiàn)城區(qū)的西北工業(yè)區(qū)，該區(qū)域以石油加工業(yè)為主，目標是建成全國重要的石油化學工業(yè)生產(chǎn)基地，現(xiàn)有廠區(qū)符合城市總體規(guī)劃。3、與《茂名市河西石化工業(yè)區(qū)發(fā)展規(guī)劃（控制性詳細規(guī)劃）》相符性分析根據(jù)《茂名市河西石化工業(yè)區(qū)發(fā)展規(guī)劃（控制性詳細規(guī)劃）》：規(guī)劃范圍為南至茂名市油城三路，東側(cè)以紅旗中路為界向北延伸至北排土場，北以北排土場最北端為界，西以素水路（S291）為界（中國石油化工股份有限公司茂名分公司位于其邊界內(nèi)部）。規(guī)劃建設用地面積6408.5公頃。工業(yè)區(qū)性質(zhì)定位為：依托茂名市現(xiàn)有石化工業(yè)基礎及產(chǎn)業(yè)發(fā)展的優(yōu)勢，按照煉化一體化、工業(yè)區(qū)化、集約化模式和發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟、保護生態(tài)環(huán)境、促進安全生產(chǎn)的要求，以具有1800萬噸/年原油加工能力為主導的新型石化工業(yè)基地及各種石化產(chǎn)品系列為主干，集發(fā)電、油頁巖及高嶺土礦產(chǎn)資源開發(fā)利用、精細化工、各種高新技術(shù)和深加工并存的石化工業(yè)生產(chǎn)基地。本項目渣油加氫裝置屬于石化產(chǎn)品系列項目，故符合《茂名市河西石化工業(yè)區(qū)發(fā)展規(guī)劃（控制性詳細規(guī)劃）》的發(fā)展定位要求。2.4.3與環(huán)境保護規(guī)劃的符合性分析1、與《廣東省環(huán)境保護規(guī)劃綱要(2006－2020年)》相符性分析根據(jù)《廣東省環(huán)境保護規(guī)劃綱要(2006－2020年)》，本項目所在區(qū)域不在嚴格控制區(qū)內(nèi)，項目的選址符合規(guī)劃綱要要求；對于石化工業(yè)的發(fā)展要求：采用熱電聯(lián)供和工業(yè)氣體聯(lián)產(chǎn)組合的公用工程，推廣加氫、干式蒸餾等清潔生產(chǎn)工藝，采用先進的污染防治技術(shù)及資源再利用技術(shù)，提高資源利用效率，減少污染物排放。加強現(xiàn)有企業(yè)的技術(shù)改造，強制推行清潔生產(chǎn)，新建石化項目要達到國內(nèi)清潔生產(chǎn)先進水平，本項目的渣油加氫裝置采用加氫、分餾等清潔生產(chǎn)工藝，優(yōu)化了渣油加工路線，充分利用廠區(qū)內(nèi)富余的氫氣資源，提高重油轉(zhuǎn)化率和輕油的產(chǎn)量，帶動油品升級，優(yōu)化油品質(zhì)量。并且本裝置原料和公用工程依托茂石化煉油廠現(xiàn)有工程，污染物利用茂石化煉油廠現(xiàn)有和擬建污染物處理和回收設施，使全廠的清潔生產(chǎn)達到更高水平，同時也提高了煉油廠內(nèi)循環(huán)經(jīng)濟水平。依據(jù)清潔生產(chǎn)分析結(jié)論(見本報告第12章)，本項目達到國內(nèi)清潔生產(chǎn)先進水平，符合規(guī)劃綱要的要求。2、與《廣東省環(huán)境保護“十三五”規(guī)劃》相符性分析根據(jù)《廣東省環(huán)境保護“十三五”規(guī)劃》，我省堅持實施分區(qū)控制的環(huán)保戰(zhàn)略，落實環(huán)保規(guī)劃空間引導要求，實行嚴格的環(huán)保準入，有效促進了區(qū)域經(jīng)濟與環(huán)境協(xié)調(diào)發(fā)展，積極引導重點行業(yè)和重大產(chǎn)業(yè)合理布局，推動石化、鋼鐵、火電等項目向環(huán)境容量相對充足的東西沿海地區(qū)布局。茂石化分公司所在地為粵西沿海地區(qū)，本項目的建設符合《廣東省環(huán)境保護和生態(tài)建設“十二五”規(guī)劃》相關符合優(yōu)化產(chǎn)業(yè)布局的要求。3、與《粵西地區(qū)環(huán)境保護規(guī)劃》（2011-2020）相符性分析根據(jù)《粵西地區(qū)環(huán)境保護規(guī)劃》（2011-2020）粵西地區(qū)石化行業(yè)主要任務：要采用熱電聯(lián)供和工業(yè)氣體聯(lián)產(chǎn)組合的公用工程，推廣加氫、干式蒸餾等清潔生產(chǎn)工藝，采用先進的污染防治技術(shù)及資源再利用技術(shù)，提高資源利用效率，減少污染物排放。本項目的渣油加氫裝置生產(chǎn)通過加氫反應，使渣油轉(zhuǎn)化為輕油，提高輕油的產(chǎn)量，帶動油品升級，優(yōu)化油品質(zhì)量。本項目的建設符合《粵西地區(qū)環(huán)境保護規(guī)劃》（2011-2020）相關要求。4、與《茂名市環(huán)境保護規(guī)劃（2006-2020）》相符性分析《茂名市環(huán)境保護規(guī)劃（2006-2020）》水環(huán)境保護目標為加強水環(huán)境保護，促進流域、海域水環(huán)境質(zhì)量持續(xù)改進，確保各類水域功能區(qū)符合水質(zhì)目標的要求；加強各類污染源的控制，實現(xiàn)污染源全面達標排放；合理使用水資源，實現(xiàn)水資源的永續(xù)利用，確保支撐茂名市經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展。以水環(huán)境保護為約束，促進茂名市經(jīng)濟結(jié)構(gòu)的優(yōu)化調(diào)整，以水環(huán)境質(zhì)量為區(qū)位品牌，引導區(qū)域產(chǎn)業(yè)和重大項目布局。建立水污染綜合防治框架，形成政府主導、全社會參與的高效水環(huán)境監(jiān)督管理體系。本項目對含硫污水、含油污水等均進行了有效治理，廢水全面達標排放，并采取“以新代老”節(jié)水措施，實現(xiàn)了項目投產(chǎn)后全廠廢水的“增產(chǎn)減污”，有利改進區(qū)域水環(huán)境，符合環(huán)境保護規(guī)劃水環(huán)境保護目標要求?！睹协h(huán)境保護規(guī)劃（2006-2020）》大氣環(huán)境規(guī)劃目標為到2020年茂名市區(qū)、化州市及電白縣的降水酸度比2005年有所減輕，高州市及信宜市的酸雨發(fā)生頻率保持為零，各縣市空氣質(zhì)量較2005年有顯著提高，空氣環(huán)境中SO2、NOX、PM10年日均值分別達到國家空氣質(zhì)量二級標準，日均值達到國家空氣質(zhì)量二級標準的達標率保持在98%以上。本項目采用低硫燃料，實現(xiàn)廢氣達標排放，實現(xiàn)了項目投產(chǎn)后全廠廢氣的“增產(chǎn)減污”，與環(huán)境保護規(guī)劃大氣環(huán)境保護目標一致。《茂名市環(huán)境保護規(guī)劃（2006-2020）》噪聲污染控制的總體目標為強化規(guī)劃控制，嚴格執(zhí)行功能區(qū)布局，從源頭根除噪聲污染的產(chǎn)生；采取有效工程技術(shù)措施，降低噪聲污染強度。此外，要加強監(jiān)督管理，制定嚴格的噪聲污染控制辦法和加強現(xiàn)場執(zhí)法檢查與宣傳教育。本項目采取采用低噪聲設備、消聲等噪聲控制措施，從源頭根除噪聲污染的產(chǎn)生，降低噪聲污染強度，符合環(huán)境保護規(guī)劃噪聲污染控制目標要求?！睹协h(huán)境保護規(guī)劃（2006-2020）》固體廢物控制規(guī)劃目標為到2020年，茂名市要逐步建立起較完善的固體廢物收集系統(tǒng)和綜合利用與安全處置體系，基本實現(xiàn)固體廢物全面達到無害化處理標準要求。茂名市必須構(gòu)建起覆蓋全區(qū)域的現(xiàn)代化固體廢物處理置體系，實現(xiàn)固體廢物全過程有效管理，固體廢物綜合利用率達到90％。本項目無廢催化劑產(chǎn)生。符合環(huán)境保護規(guī)劃固體廢物控制規(guī)劃目標要求。3原環(huán)評階段工程分析3.1原環(huán)評階段工藝流程簡述（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。?.2原環(huán)評階段污染源分析3.2.1廢氣裝置正常生產(chǎn)時產(chǎn)生的廢氣包括有組織排放和無組織排放廢氣。1、有組織排放廢氣有組織排放的廢氣主要為燃燒煙氣，來自以脫硫燃料氣為燃料的加熱爐，其主要污染物是SO2，NOx和煙塵，本裝置產(chǎn)生的煙氣通過100m高的煙囪排放。原環(huán)評階段擬消耗燃料氣為9767kg/h，產(chǎn)生的煙氣量約為162637Nm3/h，類比廠區(qū)內(nèi)現(xiàn)有裝置加熱爐煙氣污染物產(chǎn)生濃度可知，加熱爐煙氣中SO2濃度約為34.4mg/m3、NOx濃度約為150mg/m3、煙塵濃度約為20mg/m3。加熱爐煙囪煙氣直排，因此裝置有組織年排放大氣污染物SO2為46.96t/a（5.59kg/h）、NOx204.96t/a（24.4kg/h）、煙塵27.32t/a（3.25kg/h）。2、無組織排放廢氣無組織排放源是指油品在加工、儲存及運輸裝卸過程中跑、冒、滴、漏逸散的烴類等，大致由以下兩部分組成：①裝置加工過程中的損失本項目裝置無組織排放廢氣為生產(chǎn)裝置管線、閥門和機泵等設施在運行中因跑、冒、滴、漏逸散到大氣中的廢氣，主要為烴類物及H2S。烴類物無組織排放量參考中國石化通用的估算方法進行估算(加工原料體積與泄漏揮發(fā)系數(shù)值的積進行估算，本項目按加工原料油量260萬噸/年，原料油密度為1033kg/m3核算)，泄漏揮發(fā)系數(shù)及本項目揮發(fā)量見表3.2-1。H2S參考《中國石油化工股份有限公司茂名分公司180萬噸/年蠟油加氫精制裝置環(huán)境影響報告書》，該報告原料蠟油含硫量57600t/a，設備泄漏0.3t/a的H2S，折合H2S的泄漏量為5.21g/t原料油含硫量，本項目原料油含硫量為115146t/a，按比例核算本裝置的H2S泄漏量約為0.60t/a。因此，本項目裝置無組織排放的烴類物及H2S量分別為39.27t/a、0.60t/a。表3.2-1煉油廠單套裝置各類設備烴類物泄漏揮發(fā)系數(shù)烴類揮發(fā)源系數(shù)單位泄漏揮發(fā)系數(shù)值本項目烴類物泄漏揮發(fā)量(t/a)管線安裝閥門kg/m3(煉油能力)0.008922.40泵密封kg/m3(煉油能力)0.005213.09壓縮機密封kg/m3(煉油能力)0.00153.78合計//39.27②油品在儲存過程中損耗油品在儲存中要發(fā)生“大呼吸”和“小呼吸”現(xiàn)象，造成烴類等蒸發(fā)損耗。本項目渣油加氫裝置主要產(chǎn)品有低硫石腦油、柴油、減壓蠟油，副產(chǎn)尾渣。低硫石腦油產(chǎn)品送至重整裝置。柴油產(chǎn)品送至罐區(qū)。蠟油產(chǎn)品送至固定床渣油加氫裝置。尾渣送至煤制氫裝置。塔頂氣和塔頂輕烴送至焦化裝置。因此，本項目不需新建原料和產(chǎn)品儲罐，利用廠區(qū)內(nèi)現(xiàn)有的渣油原料儲罐和柴油儲罐，不考慮其罐區(qū)“大、小呼吸”損耗。3.2.2廢水裝置排放的廢水按照水質(zhì)可分為含油污水、含硫污水和生活污水。1、含油污水含油污水主要來自機泵冷卻、塔頂回流罐等，其中機泵冷卻產(chǎn)生的含油污水量為1.5t/h，塔頂回流罐等處產(chǎn)生的含油污水量為2.5t/h。項目產(chǎn)生的含油污水均送至污水處理場處理。2、含硫污水含硫污水主要來自冷高壓和低壓分離器、Uniflex脫氣塔及硫化氫汽提塔頂?shù)仍O備，其中冷高壓和低壓分離器處產(chǎn)生的含硫污水量為96.64t/h，Uniflex脫氣塔及硫化氫汽提塔頂?shù)仍O備產(chǎn)生的含硫污水量為14.56t/h，則本裝置含硫污水的產(chǎn)生量為111.2t/h，依托在建的環(huán)保設施酸性水汽提裝置進行處理。酸性水汽提裝置采用蒸汽汽提法脫除含硫含氨污水中的H2S、NH3，汽提出的硫化氫去硫磺回收裝置回收硫磺、苯類，汽提出的氨經(jīng)“洗滌－結(jié)晶－吸附－壓縮－吸附”聯(lián)合工藝生產(chǎn)液氨產(chǎn)品，汽提凈化水大部分回用于常減壓蒸餾裝置、焦化裝置、加氫裝置等，小部分排至低濃度污水處理場進行處理。H2S回收率達99.8%，NH3回收率達98%。3、生活污水生活污水為中心控制室人員日常生活所產(chǎn)生的污水，生活污水的產(chǎn)生量為1t/h，間斷排放。項目產(chǎn)生的生活污水送至污水處理場處理。4、清凈下水本項目清凈下水排放量為22680t/a，清凈下水為較干凈的一類排放水，根據(jù)相關規(guī)定，為防止引水沖污，清凈下水不進入低濃度污水處理場處理，不計入全廠污染物總量控制指標。本項目清凈下水進入全廠監(jiān)護池后直接排放。綜上所述，本項目產(chǎn)生的含硫、含油污水及生活污水，合計產(chǎn)生量為969780t/a，含硫污水產(chǎn)生量為934080t/a，經(jīng)酸性水汽提裝置處理后，其中566324t/a的含硫污水經(jīng)酸性水汽提裝置凈化后回用于廠區(qū)內(nèi)其他裝置，故本項目產(chǎn)生393456t/a的污水最終進入低濃度污水處理場進行處理。3.2.3固體廢物該裝置正常運行時無固體廢物排放，裝置產(chǎn)生的副產(chǎn)品為含廢催化劑的尾渣，尾渣的主要成分是碳、氮、硫、鐵等，廢催化劑主要成分：鐵9.4%，硫9.51%，氮1.19%，Si，Ni，V等，根據(jù)《國家危險廢物名錄》（2016），屬于危險廢物（廢物類別HW50）。尾渣量為15631kg/h，其中催化劑含量為6190kg/h，尾渣經(jīng)油渣成型機成型后送煤制氫裝置作為原料。裝置的污染源分布流程圖見圖3.2-1。裝置“三廢”污染物排放情況見表3.2-2。3.2.4噪聲渣油加氫裝置的主要噪聲源為機泵、壓縮機、加熱爐、空冷器和蒸汽放空口等，詳見表3.2-3。3.2.5非正常工況分析在生產(chǎn)試運行、裝置開車、停車和局部設備故障時，由于處于生產(chǎn)非正常狀態(tài)，廢氣和廢水有較大變化，需采取應急處理措施。裝置的壓力容器均設有安全閥，在裝置內(nèi)設有放空管線，一旦發(fā)生超壓時，油、氣排入放空管線。當開停工、檢修或設備故障時，需放空或吹掃，亦通過放空線將排放的油氣通入低壓瓦斯系統(tǒng)，送入燃料氣系統(tǒng)回收利用。本項目裝置非正常工況產(chǎn)生的廢氣為放空氣，主要成分為H2、烴類物質(zhì)，該放空氣全部排入火炬系統(tǒng)。遇裝置緊急放空時，火炬系統(tǒng)有足夠的能力焚燒處理放空氣體。非正常工況排放的污水以開停工或檢修時排出的水量水質(zhì)變化較大，一般送污水處理場進行處理。污水處理場設置了均質(zhì)罐，調(diào)節(jié)池，以調(diào)節(jié)污水水質(zhì)和水量的波動，使污水處理系統(tǒng)能正常運行。此外，在污水處理場末端設置監(jiān)控池，對排放的污水監(jiān)測把關，不合格污水返回污水處理系統(tǒng)。（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。﹫D3.2-1260萬噸/年渣油加氫裝置產(chǎn)污環(huán)節(jié)示意圖表3.2-2原環(huán)評階段260萬噸/年渣油加氫裝置“三廢”污染物產(chǎn)生量類別序號污染源廢氣量SO2NOX煙塵排放口參數(shù)排放規(guī)律排放去向Nm3/hmg/m3kg/hmg/m3kg/hmg/m3kg/h高度m內(nèi)徑m溫度℃廢氣G1加熱爐16263734.45.5915024.4203.251004.0140連續(xù)大氣裝置無組織排放烴類：4.67kg/h，H2S：0.071kg/h連續(xù)大氣小計1626375.5924.43.25烴類：4.67kg/h，H2S：0.071kg/h廢水序號污染源廢水量CODCr石油類氨氮硫化物揮發(fā)酚排放規(guī)律排放去向t/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hmg/Lkg/hW1含油污水43501.42000.850.0250.02//連續(xù)低濃度污水處理場W2含硫污水111.260000667220022.24239002657.68102001134.24101.11連續(xù)酸性水汽提W3生活污水22500.5050.01100.02////間斷低濃度污水處理場小計117.26673.923.052657.721134.261.11固體廢物本裝置無固體廢物排放，廢催化劑跟隨尾渣進入下游煤制氫裝置作為原料注：間斷排放的生活污水(W3)排放量為2100t/a。表3.2-3原環(huán)評階段渣油加氫裝置噪聲源強表序號設備名稱數(shù)量（臺）工作情況治理后聲壓級dB(A)1壓縮機3連續(xù)≤902加熱爐6連續(xù)≤853蒸汽放空設施5間斷≤854空冷器9連續(xù)≤855泵26連續(xù)≤853.3硫平衡和水平衡1、硫平衡本裝置硫平衡情況見表3.3-1。2、水平衡渣油加氫裝置新鮮用水量2t/h，為生活用水，產(chǎn)生的生活污水送低濃度污水處理場處理；循環(huán)給水為1800t/h，用于生產(chǎn)裝置及機泵冷卻，1798.5t/h返回循環(huán)水場，機泵冷卻時產(chǎn)生1.5t/h的含油污水送低濃度污水處理場處理；項目除氧水用量為147.6t/h，其中43.5t/h用于蒸汽發(fā)生器，分別產(chǎn)生19.4t/h的1.0Mpa蒸汽和24.1t/h的0.4Mpa蒸汽，產(chǎn)生的蒸汽去裝置界區(qū)外的蒸汽管網(wǎng)。裝置消耗1.0Mpa蒸汽19.56t/h，其中5t/h用于管道伴熱，產(chǎn)生凝結(jié)水送界區(qū)外除鹽水系統(tǒng)，另外14.56t/h用于脫氣塔和汽提塔，產(chǎn)生14.56t/h的含硫污水。另外45.1t/h除氧水用于余熱鍋爐產(chǎn)生蒸汽。除氧水中剩余59t/h用于注水罐注水，另外來自酸性水汽提車間的凈化水40.14t/h用于注水罐注水的補充水，共產(chǎn)生96.64t/h含硫污水和2.5t/h的含油污水。裝置產(chǎn)生的96.64t/h含硫污水經(jīng)酸性水汽提裝置得到汽提凈化水，28.47t/h汽提凈化水用于其他裝置，40.14t/h用于本裝置注水罐注水的補充水，剩余42.59t/h送低濃度污水處理場處理。水平衡情況見圖3.3-1。表3.3-1渣油加氫裝置硫平衡表入方出方進方名稱數(shù)量硫含量硫量出方名稱數(shù)量硫含量硫量備注(萬噸/年)ppm(噸/年)(萬噸/年)(ppm)(噸/年)減壓渣油3207.1449000101498.60干氣和液化氣36.9814601353995.64減壓渣油429.784350012954.30石腦油48.1831.45催化油漿23.0883000692.64柴油117.581011.78燃料氣8.2836.81減壓蠟油51.931940010074.42尾渣13.139510012486.63富氨液109.22660029047.20依托硫回收等裝置回收硫磺，回收硫磺含硫污水93.41102009527.82無組織排放0.00006--0.60燃燒煙氣6.81合計115152.35合計115152.35（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲取）圖3.3-1260萬噸/年渣油加氫裝置水平衡圖3.4原環(huán)評階段以新帶老情況2014年本項目原環(huán)評階段，為實現(xiàn)“增產(chǎn)減污”，煉油廠區(qū)內(nèi)已實施了一批環(huán)保治理、節(jié)能減排等措施項目，具體如下：3.4.1大氣污染物減排措施1、停用并拆除煉油廠區(qū)現(xiàn)有的1號苯抽提裝置目前，茂名分公司已于2013年6月停用并拆除煉油廠區(qū)現(xiàn)有的1號苯抽提裝置。2012年1號苯抽提裝置的廢氣污染物排放情況見表3.4-1。表3.4-12013年1號苯抽提裝置的廢氣污染物情況表裝置（單元）排放源煙氣量污染物排放量（t/a）SO2NOx煙塵108Nm3/at/amg/m3t/amg/m3t/amg/m31號苯抽提加熱爐0.92221.7419.3209.782.7630無組織排放：苯1.51t/a；二甲苯3.36t/a2、硫坑尾氣回收改造工程由于茂名公司原有硫磺回收裝置的硫坑內(nèi)含硫化氫等，通過尾氣焚燒爐后排放，為了增加硫磺回收率。已通過對油品質(zhì)量升級工程的12萬噸/年硫磺回收裝置進行技術(shù)改造，使硫坑內(nèi)硫化氫等引回Claus回收裝置繼續(xù)反應生成硫磺，約可降低尾氣SO2排放濃度80mg/m3。根據(jù)油品質(zhì)量升級工程環(huán)評報告，12萬噸/年硫磺回收裝置SO2排放濃度及排放量分別為591.2mg/m3、262.5t/a，則改造后的排放濃度及排放量分別為511.2mg/m3、227t/a，減少約35.5t/a的SO2排放量。3、3#催化裂化裝置余熱鍋爐煙氣脫硫、脫硝及除塵工程隨著政府各級環(huán)保監(jiān)管部門對SO2以及NOX排放監(jiān)管力度的加大，排放標準的日益嚴格限制。中石化茂名分公司對原有3#催化裂化裝置余熱鍋爐進行實施煙氣脫硝除塵脫硫，達到減排的目的，減排改造后煙氣SO2、NOX及煙塵的排放濃度設計指標分別為100mg/Nm3、100mg/Nm3及50mg/Nm3。2014年1月3日茂名市環(huán)境保護局以茂環(huán)行字[2014]2號文對該項目進行了批復。該項目實施后，3#催化裂化裝置主要污染物均比原有排放量減少，其中SO2、NOX及煙塵分別減少665.45t/a、189.211t/a、60.094t/a。3#催化裂化裝置的廢氣減排情況見表3.4-2。表3.4-23#催化裂化裝置實施后大氣污染物減排措施減排情況表裝置（單元）排放源煙氣量污染物減少排放量（t/a）SO2NOx煙塵108Nm3/at/at/at/a3#催化裂化裝置再生煙氣余熱鍋爐15.193665.45189.21160.0944、2#100萬噸/年催化裂化裝置煙氣脫硫脫硝項目隨著政府各級環(huán)保監(jiān)管部門對SO2以及NOX排放監(jiān)管力度的加大，排放標準的日益嚴格限制，中石化茂名分公司2#催化裂化裝置余熱鍋爐外排煙氣煙氣量為11.93×108Nm3/a，SO2、NOX及煙塵排放濃度分別為512mg/Nm3、236mg/Nm3、111mg/Nm3，排放量分別為610.65t/a、281.636t/a、132.021t/a。對2#催化裂化裝置煙氣實施脫硝除塵脫硫，處理后的煙氣SO2、NOX及煙塵的排放濃度設計指標分別為100mg/Nm3、100mg/Nm3及50mg/Nm3。2014年1月3日茂名市環(huán)境保護局以茂環(huán)行字[2012]122號文對該項目進行了批復。該項目建成投用后，2#催化裂化裝置主要污染物均比原有排放量減少，其中SO2、NOX及煙塵分別減少491.35t/a、162.336t/a、72.371t/a。2#催化裂化裝置的廢氣減排情況見表3.4-3。表3.4-32#催化裂化裝置實施后大氣污染物減排措施減排情況表裝置（單元）排放源煙氣量污染物減少排放量（t/a）SO2NOx煙塵108Nm3/at/at/at/a2#催化裂化裝置再生煙氣余熱鍋爐11.93491.35162.33672.3715、CFB鍋爐增設脫硝設施隨著政府各級環(huán)保監(jiān)管部門對氮氧化物排放監(jiān)管力度的加大，煙氣氮氧化物排放的要求越來越高。按《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011，2012年1月1日實施）中要求氮氧化物最高允許排放濃度限值為100mg/Nm3。茂名分公司擬對運行的2臺310t/hCFB鍋爐和1臺410t/hCFB鍋爐建設煙氣脫硝裝置。2014年1月3日茂名市環(huán)境保護局以茂環(huán)行字[2014]3號文對該項目進行了批復。該項目建成投用后，NOX可減少1060.79t/a（其中2臺310t/hCFB鍋爐減少726.71t/a、410t/hCFB鍋爐減少334.08t/a）。綜上所述，原環(huán)評階段，全廠擬實施的大氣污染物減排措施減排情況見表3.4-4。表3.4-42014年原環(huán)評階段全廠實施的大氣污染物減排措施減排情況表裝置（單元）排放源煙氣量污染物減少排放量（t/a）SO2NOx煙塵108Nm3/at/at/at/a1號苯抽提加熱爐0.92219.32.76硫磺回收裝置尾氣焚燒爐/35.5//3#催化裂化裝置再生煙氣余熱鍋爐15.19164.45189.21160.0942#催化裂化裝置再生煙氣余熱鍋爐11.93491.35162.33672.3712臺310t/hCFB鍋爐54.72/726.71/在建1臺410t/hCFB鍋爐34.74/334.08/合計117.5693.31431.637135.2253.4.2廢水污染物減排措施1、全廠以新帶老的節(jié)水減排情況2014年原環(huán)評階段全廠實施的節(jié)水措施是4號催化裂化裝置回用冷凝水項目。主要是原酸性水汽提裝置、溶劑再生裝置、輕烴回收裝置產(chǎn)生150t/h冷凝水量，經(jīng)新區(qū)硫磺專線送北鍋爐冷凝水罐收貯后，送焦化大吹氣、３催余熱鍋爐、３#制氫余熱鍋爐等產(chǎn)生蒸汽回用95t/h冷凝水量，剩余55噸/時冷凝水直接外排。為進一步回收冷凝水，充分回收熱能，減少低壓蒸汽用量，通過對高低溫冷凝水管線進行分開，低溫冷凝水收貯進罐轉(zhuǎn)輸，使汽提和輕烴回收裝置的高溫冷凝水55t/h，則直供四催化鍋爐使用。這樣既增加了冷凝水回用量，又減少排放。結(jié)合停用并拆除的1號苯抽提廢水產(chǎn)生量，全廠以新帶老的節(jié)水減排情況見表3.4-5。表3.4-5節(jié)水減污措施序號節(jié)水減排措施廢水減排量（t/h）完成時間1停用并拆除的1號苯抽提12014年1月24號催化裂化裝置回用冷凝水項目552014年6月合計56從表3.4-5可以看出，實施節(jié)水減污措施2項，減少56t/h外排廢水，排放的污染物量相應得到減少，按原環(huán)評階段茂名分公司油總排各污染物排放濃度核算，節(jié)水減排措施主要污染物減排量見表3.4-6。表3.4-6節(jié)水減排措施主要水污染物減排情況表項目水量(t/a)石油類COD氨氮硫化物揮發(fā)酚減少排放量(t/a)47.04×1042.1429.725.120.070.03排放濃度(mg/L)/4.5463.1710.880.160.0572、回用水擴能改造節(jié)水減排情況茂名分公司為了大力推進節(jié)水減污工作，全廠實施的節(jié)水措施是2014年“碧水藍天”項目中的回用水擴能改造工程，使監(jiān)護池系統(tǒng)處理后的生產(chǎn)廢水增加60t/h回用量，用于全廠東、南及西一循環(huán)水場的循環(huán)水補水，目前該三個循環(huán)水場的補充水量為476t/h，其中新鮮用水及回用水量分別為359t/h、117t/h。考慮到全廠未來生產(chǎn)廢水回用量越來越多的要求，回用水擴能改造工程增加一組規(guī)模為200t/h的無閥過濾器，使全廠生產(chǎn)廢水回用總能力達到800噸/小時，該項目總投資約300萬元。這樣既增加了生產(chǎn)廢水回用量，又減少排放。表3.4-7節(jié)水減污措施序號節(jié)水減排措施廢水減排（t/h）1回用水擴能改造，增加生產(chǎn)廢水回用作循環(huán)水場補水602合計60從表3.4-6可以看出，實施節(jié)水減污措施減少60t/h外排廢水，排放的污染物量相應得到減少，按原環(huán)評階段茂名分公司油總排各污染物排放濃度核算，節(jié)水減排措施主要污染物減排量見表3.4-8。表3.4-8節(jié)水減排措施主要水污染物減排情況表項目水量(t/a)石油類COD氨氮硫化物揮發(fā)酚減少排放量(t/a)50.4×1042.2931.845.480.080.03排放濃度(mg/l)/4.5463.1710.880.160.0573、拆除40萬噸/年連續(xù)重整裝置中石化茂名分公司原有的40萬噸/年連續(xù)重整裝置已拆除，原址建設150萬噸/年連續(xù)重整裝置。根據(jù)原裝置的“三廢”產(chǎn)生及排放統(tǒng)計情況，減排情況見表3.4-9所示。表3.4-9原40萬噸/年連續(xù)重整拆除后減排情況類別序號污染物名稱單位削減排放量廢水1廢水量104t/a3.32石油類t/a0.153CODt/a2.084氨氮t/a0.365硫化物t/a0.0056揮發(fā)酚t/a0.002廢氣1廢氣量108m3/a4.432SO2t/a11.683NOxt/a76.444煙塵t/a13.275烴類t/a15.26H2St/a0.013.5原環(huán)評階段增產(chǎn)減污可行性分析2014年環(huán)評期間，全廠在建、擬建設項目及對應的減排措施廢水污染物排放增減匯總分析見表3.5-1、廢氣污染污染物增減匯總見表3.5-2。本項目和“以新帶老”項目實施后全廠廢氣和廢水排放情況見表3.5-3所示。3.5.1全廠主要廢水污染物減排匯總及增產(chǎn)減污可行性分析1、污染物增加量：2014年本項目原環(huán)評階段，全廠擬建和在建的項目有10萬噸/年硫磺回收聯(lián)合裝置、產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目裝置、300萬噸/年柴油加氫裝置、150萬噸/年連續(xù)重整裝置，40萬噸潤滑油加氫異構(gòu)裝置和2#150萬噸/年SZorb催化汽油吸附脫硫裝置，合計的廢水排放量為98.255萬t/a、其中主要污染物排放量分別為COD：58.97t/a，氨氮：9.83t/a，石油類：4.46t/a。2、污染物削減量：2014年原環(huán)評階段，全廠以新帶老削減措施包括關停并拆除1號苯抽提裝置、4號催化裂化裝置回用冷凝水減少排放措施、關停并拆除40萬噸/年連續(xù)重整、對回用水擴能改造，增加生產(chǎn)廢水回用作循環(huán)水場補水減少排放措施、對全廠外排污水進行深化處理達到《茂名市水污染物排放限值》(DB44/56－2003)(Ⅱ時段)一級排放標準后外排，合計廢水排放削減量為100.74萬t/a，其中主要污染物削減量分別為COD：100.74t/a，氨氮：15.14t/a，石油類：4.58t/a。因此，擬建和在建項目建成并實行減排后，全廠廢水排放量減少了2.485萬t/a，其中主要污染物減排量分別為COD：19.74t/a，氨氮：5.31t/a，石油類：0.12t/a。全廠廢水排放可達到增產(chǎn)減污。全廠近期規(guī)劃建設項目及對應的減排措施廢水污染物排放增減匯總分析見表3.5-1。

表3.5-12014年原環(huán)評階段期間，全廠廢水污染物排放增減分析表（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。?.5.2全廠廢氣污染物減排匯總及增產(chǎn)減污可行性分析1、污染物增加量：2014年本項目原環(huán)評階段，全廠擬建和在建的項目有10萬噸/年硫磺回收聯(lián)合裝置、產(chǎn)品結(jié)構(gòu)優(yōu)化項目裝置、300萬噸/年柴油加氫裝置、150萬噸/年連續(xù)重整裝置，40萬噸潤滑油加氫異構(gòu)裝置和2#150萬噸/年SZorb催化汽油吸附脫硫裝置，合計SO2、NOX、煙塵的排放量分別為286.894t/a、569.19t/a、89.75t/a。2、污染物減排量：2014年本項目原環(huán)評階段，全廠以新帶老削減措施包括關停并拆除1號苯抽提裝置、12萬t/a硫磺回收裝置硫坑尾氣回收、3#催化裂化裝置余熱鍋爐煙氣脫硫、脫硝及除塵取代優(yōu)化進料SO2減排措施、2#催化裂化裝置余熱鍋爐煙氣脫硫、脫硝及除塵取代優(yōu)化進料SO2減排措施、2臺310t/hCFB鍋爐脫硝及在建1臺410t/hCFB鍋爐脫硝工程、關停并拆除40萬噸/年連續(xù)重整裝置，合計SO2、NOX、煙塵的削減量分別為704.98t/a、1508.077t/a、148.495t/a。因此，擬建和在建項目建成并實行減排后可減少主要污染物SO2、NOX、煙塵排放量418.086t/a、938.887t/a、58.745t/a。全廠廢氣排放可達到增產(chǎn)減污。表3.5-22014年原環(huán)評階段期間，全廠廢氣污染物排放增減分析表（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲取）從表3.5-1和表3.5-2可知，本項目在原環(huán)評階段通過全廠以新帶老減排措施，本裝置實施后全廠主要污染物排放能夠?qū)崿F(xiàn)了“增產(chǎn)減污”，其減排措施可行。3.6原環(huán)評階段本項目污染物排放量根據(jù)原環(huán)評污染物排放核算結(jié)果，本項目在原環(huán)評階段擬排放的污染物如下表3.6-1所示。表3.6-12014年原環(huán)評階段本項目核算“三廢”排放一覽表類別污染物名稱全廠“三廢”排放量產(chǎn)生情況處理措施處理措施削減量最終排放情況排放去向含硫廢水廢水量送至酸性水汽提裝置處理393460t/a含硫廢水經(jīng)處理后產(chǎn)生的汽提凈化水大部分回用其余廢水均達標處理后最終排入小東江COD60mg/L23.608t/a石油類4.54mg/L0.179t/a氨氮10mg/L3.935t/a總氮40mg/L15.738t/a硫化物0.16mg/L0.063t/a揮發(fā)酚0.051mg/L0.020t/a含油廢水廢水量送至低濃度污水處理場進行處理33600t/a經(jīng)低濃度污水處理場處理達標后全部回用于循環(huán)水場補水循環(huán)水場排污水最終排入小東江COD60mg/L2.016t/a石油類4.54mg/L0.153t/a氨氮5mg/L0.168t/a總氮40mg/L1.344t/a硫化物0.16mg/L0.005t/a生活污水廢水量送至低濃度污水處理場進行處理2100t/aCOD60mg/L0.126t/a石油類4.54mg/L0.010t/a氨氮10mg/L0.021t/a總氮40mg/L0.084t/a有組織廢氣廢氣量采用低含硫干氣作為燃料氣低氮燃燒136615.08萬m3/a100m煙囪排放至大氣環(huán)境SO234.4mg/m346.96t/aNOx150mg/m3204.96t/a煙塵20mg/m327.32t/a無組織廢氣烴類加強設備密封39.27t/a無組織揮發(fā)H2S/0.60t/a固廢固廢量不產(chǎn)生固廢//不產(chǎn)生固廢廢催化劑進入下游裝置作為原料（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已部分刪減，請咨詢建設單位獲?。?4現(xiàn)設計階段工程分析4.1現(xiàn)設計階段項目變動原因1、裝置生產(chǎn)工藝及清潔生產(chǎn)水平優(yōu)化根據(jù)漿態(tài)床輕油具有氮含量超高、密度較高，且原料中硫、氮、芳烴等分子反應活性很低等典型特點，裝置擬采用中國石化石油化工科學研究院（簡稱RIPP）自主研發(fā)的漿態(tài)床渣油加氫輕油加氫提質(zhì)技術(shù)從工藝和催化劑兩方面進行了集成優(yōu)化。工藝方面主要采用一段串聯(lián)或者兩段集成工藝流程。一段串聯(lián)工藝流程具有操作簡單、裝置建設費用和生產(chǎn)運行費用低的特點。兩段集成工藝流程則可以避免有機氮生成無機氨后對裂化劑活性的抑制，從而可以大幅度提高裂化催化劑的活性，提高裂化轉(zhuǎn)化率、降低催化劑的裝填量。RIPP輕油加氫提質(zhì)技術(shù)采用了高活性的精制催化劑和改質(zhì)催化劑組合。精制催化劑強化了加氫脫氮活性和芳烴飽和活性，改質(zhì)催化劑具有較高的開環(huán)裂化選擇性。原料油首先在加氫精制催化劑上進行加氫脫硫、加氫脫氮、芳烴加氫飽和等反應，為裂化催化劑提供低氮低芳烴的合格原料，避免有機氮在裂化催化劑表面發(fā)生酸堿中和反應以及進一步的結(jié)焦反應；精制生成油再在加氫改質(zhì)催化劑上進行環(huán)烷環(huán)的異構(gòu)、開環(huán)裂化等反應，進一步提高柴油餾分的十六烷值以及重石腦油收率。該技術(shù)實現(xiàn)了超深度脫硫和脫氮、提高十六烷值的目標，生產(chǎn)的產(chǎn)品重石腦油餾分硫氮含量滿足重整裝置進料要求，產(chǎn)品柴油滿足國Ⅵ標準清潔柴油的要求。2、裝置節(jié)能減排水平優(yōu)化原環(huán)評階段流程為原料油先經(jīng)在線加氫反應產(chǎn)物換熱升溫，再經(jīng)漿態(tài)床反應熱高分氣換熱升溫，之后與含油催化劑的油漿混合，進入原料油加熱爐；每系列漿態(tài)床反應器配有兩臺燃氣加熱爐，一臺用于加熱大部分循環(huán)氫，另一臺用于加熱渣油進料和少部分循環(huán)氫；在線加氫單元設有在線加氫加熱爐。整套渣油加氫裝置共設有6臺加熱爐，共用一條100m煙囪排放煙氣，燃料氣消耗量為9767kg/h（82043t/a）?，F(xiàn)設計階段裝置生產(chǎn)流程經(jīng)優(yōu)化后，分為漿態(tài)床渣油加氫單元和輕油聯(lián)合加氫單元，共有4臺加熱爐和兩套煙氣余熱回收系統(tǒng)，4臺爐分別為循環(huán)氫加熱爐、新鮮進料加熱爐、升級單元循環(huán)氫加熱爐、升級單元常壓重沸爐，經(jīng)余熱回收后的加熱爐總體設計燃料熱效率可達到92%。其中漿態(tài)床渣油加氫單元燃料氣消耗量為3082kg/h（25888.8t/a），輕油聯(lián)合加氫單元燃料氣消耗量為293.8kg/h（2467.92t/a）。裝置現(xiàn)設計階段相較于原環(huán)評階段，通過優(yōu)化生產(chǎn)工藝及流程，調(diào)整裝置平面布置，設置兩套煙氣余熱回收系統(tǒng)，大大減少了燃料氣的消耗量，從而實現(xiàn)節(jié)能減排。4.2現(xiàn)設計階段項目建設內(nèi)容變動概況2018年8月，本項目完成詳細工程設計，與2014年原環(huán)評階段建設內(nèi)容相比較，本裝置原料方案、產(chǎn)品方案等工程方案不發(fā)生變化、漿態(tài)床加氫裝置設備不發(fā)生變化、公輔工程不發(fā)生變化（僅燃料氣使用量減少）、裝置運轉(zhuǎn)時間和定員不發(fā)生變化、環(huán)保依托工程不發(fā)生變化、裝置產(chǎn)污流程和污染物處理、排放去向等不發(fā)生變化。建設內(nèi)容發(fā)生變化的內(nèi)容具體為：①項目生產(chǎn)工藝的調(diào)整；②裝置平面布置調(diào)整；③廢氣排放煙囪高度及數(shù)量調(diào)整；④大氣污染物排放量調(diào)整；⑤固體廢物產(chǎn)生量調(diào)整。4.2.1項目生產(chǎn)工藝的調(diào)整原環(huán)評階段：裝置擬采用UOP公司的Uniflex與Unifining組合技術(shù)，以減壓渣油和催化循環(huán)油漿為原料，經(jīng)加氫熱裂化并在線脫硫、脫氮、烯烴飽和及加氫改質(zhì)等反應，生產(chǎn)全餾分石腦油、柴油、減壓蠟油，并副產(chǎn)氣體和尾渣。裝置分為漿態(tài)床加氫單元和在線加氫單元兩部分，均位于規(guī)劃的渣油加氫裝置界區(qū)內(nèi)。現(xiàn)設計階段：裝置擬采用ENI公司的EST工藝與輕油加氫組合技術(shù)，以減壓渣油及催化循環(huán)油漿為原料，經(jīng)加氫熱裂化并離線脫硫、脫氮、烯烴飽和及加氫改質(zhì)等反應，生產(chǎn)全餾分石腦油、柴油、減壓蠟油，并副產(chǎn)氣體和油渣。根據(jù)工藝操作特點與現(xiàn)有場地情況，將本裝置分為漿態(tài)床渣油加氫單元和輕油聯(lián)合加氫單元兩部分，漿態(tài)床渣油加氫單元布置在原環(huán)評階段規(guī)劃的渣油加氫區(qū)域內(nèi)，輕油聯(lián)合加氫單元布置在原1#催化裝置區(qū)域內(nèi)。項目變動后，總工藝流程仍然維持漿態(tài)床渣油加氫裂化工藝不變，中間產(chǎn)品石腦油、柴油和輕蠟油組分加氫單元由原環(huán)評的在線加氫技術(shù)改變?yōu)殡x線加氫技術(shù)。具體工藝流程概述如下：（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。?.2.2裝置平面布置調(diào)整原環(huán)評階段：裝置界區(qū)東西長164米，南北寬188米，占地面積28880平方米。位于6號路以西，7號路以南交界處，西側(cè)為高硫焦代油鍋爐、空分裝置，東側(cè)為常減壓裝置和擬建的芳烴抽提裝置，北側(cè)為延遲焦化裝置，南側(cè)為加氫裂化聯(lián)合裝置，漿態(tài)床渣油加氫單元與在線加氫單元相鄰?，F(xiàn)設計階段：新建漿態(tài)床渣油加氫裝置占地面積28622平方米，位置不變。輕油聯(lián)合加氫單元（原在線加氫單元）移動至第一催化裂化裝置的北面，空壓機站的西側(cè)建設，占地面積16575平方米。裝置平面布置調(diào)整后，由于裝置主體工程渣油加氫單元不作變動，衛(wèi)生防護距離維持原環(huán)評200m包絡線范圍不變。本項目位于煉油廠區(qū)中部，裝置界區(qū)距離最近敏感點的南面廠界約900m，能夠滿足衛(wèi)生防護距離的要求。裝置加氫單元異地調(diào)整建設后，與原環(huán)評階段原位置對比見下圖4.2-1~圖4.2-3所示。（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。﹫D4.2-1原環(huán)評階段項目平面布置（在線加氫單元與渣油加氫單元相鄰）（涉及國家或企業(yè)商業(yè)機密，已刪減，請咨詢建設單位獲?。﹫D4.2-2現(xiàn)設計階段項目平面布置（輕油聯(lián)合加氫裝置單元異地建設）圖4.2-3項目變更前后，裝置單元位置對比圖4.2.3煙囪高度及數(shù)量調(diào)整原環(huán)評階段：項目擬設置一條100m煙囪，用于共同排放裝置原料油加熱爐與在線加氫加熱爐產(chǎn)生的燃燒煙氣，材質(zhì)為磚煙囪，煙囪基礎需占用較大的面積?，F(xiàn)設計階段：項目優(yōu)化裝置流程，將260萬噸/年漿態(tài)床渣油加氫裝置分為渣油加氫裝置單元和輕油聯(lián)合加氫裝置單元。在渣油加氫單元中建設一條80m煙囪，排放原料油加熱爐煙氣；在輕油聯(lián)合加氫單元建設一條60m煙囪，排放輕油加氫加熱爐煙氣，兩條煙囪均為鋼制煙囪。與原環(huán)評階段的磚煙囪相比較，項目煙囪改變?yōu)殇撝茻焽韬?，更具有耐腐蝕性，而且具有良好的氣密性，能夠耐熱、抗震性能。4.3現(xiàn)設計階段污染源排放變動分析4.3.1廢氣排放量變化分析項目詳細現(xiàn)設計階段，裝置正常生產(chǎn)時產(chǎn)生的廢氣包括有組織排放和無組織排放廢氣。1、有組織排放廢氣裝置有組織排放的廢氣與原環(huán)評階段相比較，仍主要為燃燒煙氣，來自以脫硫燃料氣為燃料的加熱爐，其主要污染物是SO2，NOx和煙塵。2014年原環(huán)評階段，整套渣油加氫裝置擬設有6臺加熱爐，共用一條100m煙囪排放煙氣，燃料氣消耗量為9767kg/h（82043t/a）。現(xiàn)設計階段裝置生產(chǎn)流程經(jīng)優(yōu)化后，分為漿態(tài)床渣油加氫單元和輕油聯(lián)合加氫單元，共有4臺加熱爐和兩套煙氣余熱回收系統(tǒng)，4臺爐分別為循環(huán)氫加熱爐、新鮮進料加熱爐、升級單元循環(huán)氫加熱爐、升級單元常壓重沸爐，經(jīng)余熱回收后的加熱爐總體設計燃料熱效率可達到92%。同時，裝置擬采取下列措施大幅度降低熱源能耗：1）設置蒸汽發(fā)生器回收熱量；2）反應系統(tǒng)的部分換熱器采用雙殼程高效換熱器，一是可以降低反應系統(tǒng)的壓降，節(jié)省循環(huán)氫壓縮機的功率。二是大大提高了換熱效率，節(jié)省換熱面積；3）減頂氣送至加熱爐，節(jié)省燃料消耗；4）加熱爐設置煙氣余熱回收系統(tǒng)，回收煙氣余熱；5）采用新型保溫材料，減少散熱損失；6）充分利用分餾塔各個側(cè)線和塔底的熱源，優(yōu)化換熱流程，減少燃料的消耗。通過采取以上節(jié)能措施，同時通過優(yōu)化流程，根據(jù)裝置基礎設計手冊可知，漿態(tài)床渣油加氫單元燃料氣消耗量為3082kg/h（25888.8t/a），輕油聯(lián)合加氫單元燃料氣消耗量為293.8kg/h（2467.92t/a），較原環(huán)評階段燃料氣消耗量減少了6391.2kg/h（53686.08t/a）。因此，項目燃料氣大幅度減少，廢氣排放量相應減少。根據(jù)煉油廠區(qū)內(nèi)同類燃料的工藝加熱爐排放的大氣污染物類比可知，項目大氣污染物排放源強具體見下表4.3-1所示。表4.3-1項目現(xiàn)設計階段污染物排放源強變化一覽表階段產(chǎn)生位置排放源參數(shù)大氣污染物排放濃度排放量高度m內(nèi)徑m廢氣量m3/h溫度℃mg/m3kg/ht/a原環(huán)評階段排放情況（變化前）加熱爐100米煙囪1004162637140SO234.45.5946.96NO215024.4204.96顆粒物203.2527.32現(xiàn)設計階段排放情況（變化后）輕油加氫加熱爐煙囪602.737742115SO234.41.3010.91NO21003.7731.70顆粒物200.836.34漿態(tài)床加熱爐煙囪802.341635107SO234.41.4312.03NO21004.1634.97顆粒物200.756.99經(jīng)核算，現(xiàn)設計階段排放的SO2總排放量為22.94t/a，相較原環(huán)評階段排放量46.96t/a削減了24.02t/a，削減量占原環(huán)評核算排放量的51.1%；現(xiàn)設計階段排放的NO2排放量為66.67t/a，相較原環(huán)評階段排放量204.96t/a削減了138.29t/a，削減量占原環(huán)評核算排放量的67.4%；現(xiàn)設計階段排放的煙塵排放量為13.33t/a，相較原環(huán)評階段排放量27.32t/a削減了13.99t/a，削減量占原環(huán)評核算排放量的51.1%。2、無組織排放廢氣無組織排放源是指油品在加工、儲存及運輸裝卸過程中跑、冒、滴、漏逸散的烴類等。與原環(huán)評階段相比較，現(xiàn)設計階段裝置不改變原料、產(chǎn)品的物料量，不改變渣油加氫裝置采用漿態(tài)床加氫的主要生產(chǎn)工藝，不改變渣油加氫裝置的主要設備及動靜密封點，因此裝置無組織排放的烴類廢氣與原環(huán)評階段核算一致，本項目裝置無組織排放的烴類物及H2S量仍為39.27t/a、0.60t/a。4.3.2廢水排放量變化分析與原環(huán)評階段相比較，現(xiàn)設計階段裝置產(chǎn)生的含硫廢水、含油廢水和生活廢水均不發(fā)生變化，廢水依托處理措施和排放去向不發(fā)生變化，因此現(xiàn)設計階段項目排放的廢水與原環(huán)評階段一致。4.3-22018年詳細現(xiàn)設計階段，裝置排放廢水情況類別污染物名稱2018年詳細現(xiàn)設計階段，裝置排放廢水情況產(chǎn)生情況處理措施處理措施削減量最終排放情況排放去向含硫廢水廢水量送至酸性水汽提裝置處理393460t/a含硫廢水經(jīng)處理后產(chǎn)生的汽提凈化水大部分回用其余廢水均達標處理后最終排入小東江COD60mg/L23.608t/a石油類4.54mg/L0.179t/a氨氮10mg/L3.935t/a總氮*40mg/L15.738t/a硫化物0.16mg/L0.063t/a揮發(fā)酚0.051mg/L0.020t/a含油廢水廢水量送至低濃度污水處理場進行處理33600t/a經(jīng)低濃度污水處理場處理達標后全部回用于循環(huán)水場補水循環(huán)水場排污水最終排入小東江COD60mg/L2.016t/a石油類4.54mg/L0.153t/a氨氮5mg/L0.168t/a總氮*40mg/L1.34