设为首页 加入收藏    
中文版 English    
企业活动
安全生产
学习中心
公告通知
行业新闻
资讯推荐
您的位置:首页 >> 企业文化 >> 行业新闻
燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目建设项目竣工环境保护验收监测报告
双击自动滚屏 发布时间:2018-4-9 10:01:10 阅读:2103次 【字体:

建设项目竣工环境保护 验收监测报告 BGSN环监2017年第(001)号 项目名称:燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 委托单位:四川盛马化工股份有限公司 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所 二0一七年四月 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 承 担 单 位:四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所 所 长:谢光辉 项目负责人:谢光辉 报 告 编 写:谢光辉、陈文俊 审 核:陈文俊 审 定:谢光辉 现场监测负责人:陈文俊 参 加 单 位:四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所 参 加 人 员:谢光辉、陈文俊、蒋玲、刘智、谢欣、薛彦奎、邓颖 李小平、周志文、吴荣、邹琪珉、何远全、刘瑶、才秀慧 承检单位信息:四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所 电话:0825-2516321 传真:0825-2516321 邮编:629001 地址:四川省遂宁市船山区二井沟 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 目 录 前言..............................................................1 表一、项目基本情况................................................5 表二、建设项目工程概况............................................11 表三、工艺简介....................................................16 表四、主要污染物的产生、治理及排放................................82 表五、验收监测内容.................................................104 表六、污染物验收监测结果及评价....................................112 表七、总量控制、公众意见调查结果..................................131 表八、环境管理检查................................................133 表九、验收监测结论及建议..........................................136 附图、附件........................................................139 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 前 言 四川盛马化工股份有限公司建设的燃料油处理装置技改扩能及下游主品加工项目位于遂宁市大英县工业集中发展区盛马化工现有厂区内,占地610亩。本项目是技改扩能项目,主要技改扩能内容包含200万吨/年燃料油处理装置、25万吨/年催化汽油加氢装置、8.4万吨/年液化气脱硫醇和20万吨/年汽油醚化装置、20万吨/年碳四及石脑油非临氢改质装置、15万吨/年气体分馏装置、3万吨/年MTBE装置、8万吨/年聚丙烯装置、4万吨/年甲醇回收装置等9个子项目。 主要产品为200万吨/年燃料油产品处理装置出装置产品包括:8.57×104t/a塔顶组分油、17.14×104t/a轻质燃料油、80×104t/a重组分油、93.62×104t/a渣油、0.67×104t/a低压瓦斯,本装置形成200万吨/年燃料油加工处理能力;25万吨/年催化汽油选择性加氢生产装置出装置产品为25×104t/a汽油;8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置出装置产品为8.4万吨/年精制液化气;20万吨/年催化轻汽油醚化装置出装置产品为8.75×104t/a醚后汽油;20万吨/年石脑油、碳四非临氢改质生产装置出装置产品包括12×104t/a改质汽油、7.2×104t/a民用液化气;15万吨/年气体分馏生产装置出装置产品包括4.5×104t/a精丙烯、0.85×104t/a丙烷、9.32×104t/a碳四;3万吨/年MTBE装置出装置产品为3.0×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)、7.2×104t/a醚后C4;8万吨/年聚丙烯装置出装置产品为8×104t/a聚丙烯;4万吨/年甲醇回收装置出装置产品为0.32×104t/a甲醇。 200万吨/年燃料油处理装置由换热初切割塔、重切割塔、加热炉、油品精制部分组成,生产出塔顶组分油、轻质燃料油、重组分油、渣油、低压瓦斯;25万吨/年催化汽油加氢装置由汽油分馏单元、轻汽油加氢脱二烯单元、重馏分选择性加氢单元和脱硫醇单元四部分组成,生产出汽油;8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置由液化气进纤维膜接触器脱硫醇,采用二级碱洗、一级水洗方案,工艺过程主要包括液化气脱硫醇和碱液再生两个部分,生产出精制液化气;20万吨/年催化轻汽油醚化装置出装置采用轻汽油醚化技术,利用催化汽油中的C5~C7可醚化叔烯烃与甲醇反应生成醚类化合物,从而有效的减少汽油中的烯烃含 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第1页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 量,并增加汽油的含氧量和辛烷值,生产出醚后汽油;20万吨/年石脑油、碳四非临氢改质生产装置由原料石脑油与原料醚后液化气按3:1比例混合,混合后经与反应产物换热后进入加热炉加热达到反应所需的温度后进入反应系统,经改质后再由经分馏系统进行产物分离,生产出改质汽油、民用液化气;15万吨/年气体分馏生产装置利用本厂液化气为下游提供纯度≥99%的聚合级丙烯和向MTBE装置提供合格的混合碳四产品,采用成熟的三塔工艺流程,生产出精丙烯、丙烷、碳四;3万吨/年MTBE装置采用混相床-催化蒸馏组合工艺,装置分混相反应部分和催化蒸馏部分,生产出MTBE(甲基叔丁基醚)、醚后C4;8万吨/年聚丙烯装置采用间歇本体法,分为原料精制、聚合反应、闪蒸、粉料包装、丙烯回收几部分,生产出聚丙烯;4万吨/年甲醇回收装置通过水洗降低醚后轻汽油和醚后碳四醇类杂质,并处理本厂醚化装置水洗醚后轻汽油(9.17×104t/a)、MTBE装置水洗醚后碳四(7.3×104t/a)产生的含醇废水(4.13×104t/a,含醇浓度7.75%),回收其中甲醇,处理后净水套用生产,本装置属环保治理装置。 本项目包含的8个子项目9套装置分别均在当地投资主管部门备案立项,具体如下:200万吨/年燃料油处理项目经大英县经信局“技改备案[2011]73号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2012]33号);25万吨/年催化汽油加氢技改项目经大英县经信局“技改备案[2011]1号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2011]91号);20万吨/年碳四及石脑油非临氢改质技术改造项目经大英县经济委员会“技改备案[2010]63号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2011]75号;8.4万吨/年液化石油气脱硫装置新工艺和20万吨/年汽油醚化技改项目经大英县经济委员会“技改备案[2009]17号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2010]45号);15万吨/年气体分馏装置经大英县经济委员会“技改备案[2008]12号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2009]82号);3万吨/年MTBE装置经大英县经济委员会“技改备案[2008]13号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2009]81号);8万吨/年聚丙烯装置经大英县经济委员会“技改备案[2010]29号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2011]25号);4万吨/年甲醇回收装置经大 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第2页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 英县经信局“技改备案[2011]2号”文备案立项、备案延期通知书(大英县技改备案[2012]3号)。2014年12月,四川省环科院科技咨询有限责任公司完成了该项目的建设项目环境影响报告书的编制工作;2015年08月28日,四川省环保厅对该项目环境影响报告书进行了审批,本项目于2013年10月全部建设竣工并投产。2017年01月05日,四川盛马化工股份有限公司委托四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所对其建设项目进行环境保护竣工验收监测,接受委托后四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所立即组织有关技术人员对其生产工况、环境保护设施运行情况进行了现场踏勘和相关资料收集,在弄清产污流程的基础上,编制了《四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游主品加工项目竣工环境保护验收监测方案》,以方案为依据,我所于2017年02月07日~02月09日进行了现场监测,出具了竣工验收监测报告。并根据竣工验收监测报告、国家环保总局(2001)13号令《建设项目竣工环境保护验收管理办法》和国家环保总局发[2000]38号文及其附件的规定和要求,编制完成了《燃料油处理装置技改扩能及下游主品加工项目竣工环境保护验收监测报告》,特此上报,敬请审批。 验收监测的目的 通过对本技改扩能项目投入试运行后各种外排污染物达标情况、污染治理效果、必要的环境敏感目标环境质量等的监测以及环境管理水平及公众意见的调查,为环境保护行政主管部门验收及验收后的日常监督管理提供技术依据。 验收监测工作范围及内容 根据国家环保总局环发[2000]38号文件和本技改扩能项目环境影响报告书及其批复文件的要求,确定本次验收监测工作的范围和内容。 本次验收范围 本次验收是四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游主品加工项目的主体工程、辅助工程有关的环保设施,应采用的环保措施,以及项目所涉及的环境影响、管理制度、污染物总量控制、清洁生产等环境保护措施的落实情况。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第3页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 本次验收监测内容 1、废气排放监测; 2、环境空气监测; 3、厂界噪声监测; 4、地表水监测; 5、废水监测; 6、环境管理检查情况; 7、公众意见调查。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第4页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表一、项目基本情况 建设项目名称 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 建设单位名称 四川盛马化工股份有限公司 建设项目主管部门 大英县经济和信息化局 建设项目性质 □新建 □改扩建 &#61472;&#61522;技改 □迁建 (划√) 主要产品名称 设计销售能力 实际销售能力 主要产品名称:塔顶组分油、轻质燃料油、重组分油、渣油、低压瓦斯;汽油;精制液化气;醚后汽油;改质汽油、民用液化气;精丙烯、丙烷、碳四;MTBE(甲基叔丁基醚)、醚后C4;聚丙烯;甲醇。 设计生产能力:200万吨/年燃料油处理;25万吨/年催化汽油加氢;8.4万吨/年催化液化气脱硫醇;20万吨/年催化轻汽油醚化;20万吨/年石脑油、碳四非临氢改质生产;15万吨/年气体分馏生产;3万吨/年MTBE;8万吨/年聚丙烯;4万吨/年甲醇回收。 实际生产能力:200万吨/年燃料油处理;25万吨/年催化汽油加氢;8.4万吨/年催化液化气脱硫醇;20万吨/年催化轻汽油醚化;20万吨/年石脑油、碳四非临氢改质生产;15万吨/年气体分馏生产;3万吨/年MTBE;8万吨/年聚丙烯;4万吨/年甲醇回收。 环评时间 2014年12月 开工日期 2009年06月 投入试生产时间 2013年10月 现场监测时间 2017年02月 环评报告表审批部门 四川省环保厅 环评报告表编制单位 四川省环科院科技咨询有限责任公司 环保设施设计单位 海工英派尔有限责任公司 环保设施施工单位 中国化学第四建设有限公司 投资总概算 38795万元 环保投资总概算 1567万元 比例 2.49% 实际总投资 38795万元 实际环保投资 1567万元 比例 2.49% 验 收 监 测 依 据 1、国务院253号令《建设项目环境保护管理条例》。 2、国家环保总局(2001)13号令《建设项目竣工环境保护验收管理办法》。 3、国家环保总局(环发[2000]38号文“关于建设项目环境保护设施竣工环境保护验收监测管理有关问题的通知”及其附件。 4、四川省环境保护局(川环发[2003]001号)“关于认真做好建设项目竣工环境保护验收监测工作的通知”。 5、四川省环境保护局(川环发[2003]56号)“关于规范建设项目竣工环境保护验收工作的通知”。 6、四川省环境保护局《关于建设项目竣工环境保护验收实行公示的通知》(川环发[2003]58号)。 7、四川省环境保护局(川环发[2006]61号)“关于进一步加强建设项目竣工环境保护验收监测(调查)工作的通知”。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第5页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 验 收 监 测 依 据 8、四川省经信委《关于四川盛马化工股份有限公司技改项目有关问题的复函》(川经信技改函[2013]1292号) 9、大英县经信局备案号(大英县技改备案[2011]73号)《关于四川盛马化工股份有限公司200万吨/年燃料油处理项目备案通知书》、备案延期通知书(大英县技改备案[2012]33号)。 10、大英县经信局备案号(大英县技改备案[2011]1号)《关于四川盛马化工股份有限公司25万吨/年催化汽油加氢技改项目备案通知书》、备案延期通知书(大英县技改备案[2011]91号。 11、大英县经济委员会备案号(大英县技改备案[2010]63号)《关于四川盛马化工股份有限公司20万吨/年碳四及石脑油非临氢改质技术改造项目备案通知书》、备案延期通知书(大英县技改备案[2011]75号。 12、大英县经济委员会备案号(大英县技改备案[2009]17号)《关于四川盛马化工股份有限公司8.4万吨/年液化石油气脱硫装置新工艺和20万吨/年汽油醚化技改项目备案通知书》、备案延期通知书(大英县技改备案[2010]45号)。 13、大英县经济委员会备案号(大英县技改备案[2008]12号)《关于四川盛马化工股份有限公司15万吨/年气体分馏装置项目备案通知书》、备案延期通知书(大英县技改备案[2009]82号。 14、大英县经济委员会备案号(大英县技改备案[2008]13号)《关于四川盛马化工股份有限公司3万吨/年MTBE装置项目备案通知书》、备案延期通知书(大英县技改备案[2009]81号)。 15、大英县经济委员会备案号(大英县技改备案[2010]29号)《关于四川盛马化工股份有限公司8万吨/年聚丙烯装置项目备案通知书》、备案延期通知书(大英县技改备案[2011]25号)。 16、大英县经信局备案号(大英县技改备案[2011]2号)《关于四川盛马化工股份有限公司4万吨/年甲醇回收装置备案》、备案延期通知书(大英县 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第6页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 验 收 监 测 依 据 技改备案[2012]3号)。 17、四川省环科院科技咨询有限责任公司编制的《四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目环境影响报告书》(2015年8月) 18、四川省环保厅(川环审批[2015]411号)“《四川省环保厅关于四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目环境影响报告书的批复”。 19、大英县环境保护局大环[2015]32号“关于四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目环境影响评价执行标准的请示”。 20、四川省环保厅(川环审批[2015]411号)“《四川省环保厅关于四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目执行标准的批复”。 21、四川盛马化工股份有限公司(川盛化[2017]32号)“关于燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目环境保护竣工验收的申请”。 22、大英县人民政府(大府[2009]55号)“关于公司周边卫生防护距离内住房拆迁安置的承诺”。 23、四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目竣工验收环境监测的委托。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第7页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 验 收 监 测 标 准 根据本项目初步设计文件、建设项目环境影响报告书及四川省环保厅对本项目环评报告书的批复,并结合国家有关标准,本次验收执行以下标准: 表1 验收监测标准与环评执行标准对照 类型 环评标准 验收标准 废气 《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)二级标准、《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078-1996)二级标准、《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93) 《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)二级标准、《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078-1996)二级标准、《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93) 项目 最高允许排放浓度 项目 最高允许排放浓度 TSP 120mg/m3、85kg/h(H=60m) TSP 120mg/m3、85kg/h(H=60m) SO2 550mg/m3、110kg/h(H=80m) SO2 550mg/m3、110kg/h(H=80m) NO2 240mg/m3、31kg/h(H=80m) NO2 240mg/m3、31kg/h(H=80m) H2S 9.3kg/h(H=80) H2S 9.3kg/h(H=80) CO — CO — 烟尘 — 烟尘 200mg/m3 非甲烷总烃 4.0mg/m3(无组织监控点) 非甲烷总烃 4.0mg/m3(无组织监控点) 厂界噪声 — 《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)Ⅲ类标准 昼间 — 昼间 65dB 夜间 — 夜间 55dB 环境噪声 《声环境质量标准》(GB3096-2008)Ⅲ类标准 — 昼间 65dB — — 夜间 55dB — — 环境空气 环境空气质量标准》(GB3095-1996)、(GB3095-2012)2级标准、《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)、《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996) 《环境空气质量标准》(GB3095-2012)2级标准、《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)、《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996) 项目 最高允许排放浓度 项目 最高允许排放浓度 PM2.5 日平均75μg/m3 PM2.5 — PM10 日平均0.15mg/m3 PM10 日平均0.15mg/m3 TSP 日平均0.30 mg/m3 TSP — 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第8页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 验 收 监 测 标 准 环境空气 项目 最高允许排放浓度 项目 最高允许排放浓度 SO2 1h平均0.50 mg/m3 SO2 1h平均0.50mg/m3 日平均0.15mg/m3 日平均0.15mg/m3 NO2 1h平均0.24 mg/m3 NO2 1h平均0.20 mg/m3 日平均0.12mg/m3 日平均0.08mg/m3 NMTHC 1h平均4.0 mg/m3 NMTHC 1h平均4.0 mg/m3 CO 1h平均10 mg/m3 CO 1h平均10 mg/m3 日平均4.0mg/m3 日平均4.0mg/m3 H2S 1h平均0.01 mg/m3 H2S 1h平均0.01 mg/m3 TVOC — TVOC — 地表水 《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类 《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类 项目 控制标准 项目 控制标准 pH值 6~9 pH值 6~9 CODCr ≤20 CODCr ≤20 BOD5 ≤4 BOD5 ≤4 DO ≥5 DO ≥5 NH3-N ≤1.0 NH3-N ≤1.0 石油类 ≤0.05 石油类 ≤0.05 挥发酚 ≤0.005 挥发酚 ≤0.005 硫化物 ≤0.2 硫化物 ≤0.2 氰化物 ≤0.2 氰化物 ≤0.2 SS — SS — 地下水 《地下水环境质量标准》 (GB14848-93)Ⅲ类标准 — 项目 控制标准 项目 控制标准 pH值 6.5~8.5 — — 硫酸盐 ≤250 — — NH3-N ≤0.2 — — CODMn ≤3.0 — — 氰化物 ≤0.05 — — 挥发酚 ≤0.002 — — 色度 ≤15度 — — 嗅和味 无 — — 废水 — 《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准 项目 控制标准 项目 控制标准 — — pH值 6~9 — — CODCr ≤60 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第9页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 验 收 监 测 标 准 废水 项目 控制标准 项目 控制标准 — — 石油类 ≤5.0 — — 动植物油 ≤10 — — BOD5 ≤20 — — NH3-N ≤15 — — 硫化物 ≤1.0 — — 挥发酚 ≤0.5 — — SS ≤70 — — 磷酸盐 ≤0.5 — — 粪大肠菌群数 — 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第10页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表二、建设项目工程概况 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第11页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第12页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表2 项目组成及主要环境问题与环评对照表 工程分类 装置名称 建设内容及规模 环评内容 主要环境问题 主 体 工 程 200万吨/年燃料油处理装置 生产装置由初切割塔、重切割塔、汽提塔、加热炉、轻组分脱硫醇等设备组成,生产原料采用燃料油,出装置产品包括:塔顶组分油、轻质燃料油、重组分油、渣油、低压瓦斯。本装置形成200万吨/年燃料油加工处理能力。 200万吨/年燃料油处理装置 生产废水 废气 废液及固废 噪声 环境风险 25万吨/年 催化汽油选择性加氢生产装置 装置包括汽油分馏、轻汽油脱硫醇、加氢单元三部分;生产原料为来自催化裂化装置的催化汽油,出装置产品为汽油。配套600Nm3/h制氢装置:利用催化裂化装置产生的干气,采用变压吸附(PSA)工艺制氢,解吸气去全厂燃料气管网。 25万吨/年催化汽油选择性加氢生产装置 8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置 装置采用纤维膜脱硫醇工艺技术,液化气进纤维膜接触器脱硫醇,采用二级碱洗、一级水洗方案;生产原料为来自催化裂化装置的催化液化气,出装置产品为精制液化气。 8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置 20万吨/年 催化轻汽油醚化装置 装置包括固定床反应器、板式塔等主体设备;生产原料为经加氢处理后的轻汽油,出装置产品为醚后汽油。 20万吨/年催化轻汽油醚化装置 20万吨/年 石脑油、碳四非临氢改质生产装置 装置采用高压法,包括加热反应、分馏、再生工段;生产原料为来自燃料油处理装置区的塔顶组分油、MTBE装置区的醚后碳四,出装置产品包括改质汽油、民用液化气。 20万吨/年石脑油、碳四非临氢改质生产装置 15万吨/年气体分馏生产装置 装置采用4塔分馏工艺,主要包括脱丙烷塔、脱乙烷塔、精丙烯塔A和精丙烯塔B,以及各种回流罐、换热器、加热器、重沸器、冷凝器和各类机泵等;生产原料为经脱硫醇处理后的催化液化气,出装置产品包括精丙烯、丙烷、碳四。 15万吨/年气体分馏生产装置 3万吨/年MTBE装置 装置采用膨胀床合成工艺,主要包括C4-甲醇混合器、3级并联的MTBE反应器、MTBE分馏塔,以及各种回流罐、换热器、加热器、重沸器、冷凝器和各类机泵组成;生产原料包括来自气体分馏装置的C4和外购甲醇,出装置产品为MTBE(甲基叔丁基醚)、醚后C4。 3万吨/年MTBE装置 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第13页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表2 项目组成及主要环境问题与环评对照表 工程分类 装置名称 建设内容及规模 环评内容 主要环境问题 主 体 工 程 8万吨/年 聚丙烯装置 装置包括精制塔,固碱塔、脱硫塔、水解塔、碱液罐、脱氧塔、丙烯计量罐,聚合釜、活化剂计量罐、活化剂中间罐、活化剂料斗、活化剂放空缓冲罐、闪蒸釜等,生产原料为来自气体分馏装置的精丙烯,出装置产品为聚丙烯。 8万吨/年 聚丙烯装置 生产废水 废气 废液及固废 噪声 环境风险 4万吨/年 甲醇回收装置 装置采用萃取和常规分馏法回收甲醇;生产原料为来自MTBE和醚化装置的含醇水,出装置产品为甲醇。 4万吨/年 甲醇回收装置 储 运 工 程 油品储罐 依托厂内现有原料、中间产品及成品油罐,现有各类油气储罐64台 油品储罐 环境风险 低压燃料气管网 收集全厂各装置产生的低压瓦斯、不凝气等含烃气体 低压燃料气管网 可燃气体回收设施 设低压燃料气管网、气柜、气体压缩机和火炬。正常生产时各装置安全阀、设备等释放少量可燃气体均由该系统收集后,由气柜储存、压缩机增加后送至高压燃料气管网,事故时送火炬。 可燃气体回收设施 火炬设施 由可燃气体排放管道、分液罐、水封罐、火炬、点火系统、气柜、可燃气体压缩机以及凝结液回收系统组成,设1座5000m3湿式气柜,高架火炬1个,火炬高度80m。 火炬设施 辅助、公 用 工 程 供电 依托厂区联合变配电所、供电及照明、防雷、防静电及接地设施 联合变配电所 — 供水 依托厂区现有供取水设施,原水取自郪江,2台150m3/h供水泵,供水压力0.4MPa;钢制消防储水罐2个,V=10000m3 供取水设施 噪声 脱盐水站 依托厂内现有脱盐水制备装置1套,制备能力80m3/h,采用超滤+反渗透+混床工艺,供生产工艺用水;依托厂内现有钠离子交换器软水制备装置2×75m3/h供蒸汽锅炉用水 脱盐水站 废水、噪声 软水站 依托厂内现有软水制备装置2套,单套制备能力75 m3/h,采用钠离子交换树脂制备工艺,供蒸汽锅炉用水 软水站 废水、噪声 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第14页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表2 项目组成及主要环境问题与环评对照表 工程分类 装置名称 建设内容及规模 环评内容 主要环境问题 辅 助、 公 用 工 程 供汽 依托厂内现有1×35t/h燃气蒸汽锅炉, 2×10t/h燃气锅炉(备用)以及催化裂化装置再生烟气配套余热锅炉,可产蒸汽35t/h 燃气蒸汽锅炉以及催化裂化装置再生烟气配套余热锅炉 废气 可燃气体 回收装置 依托厂内现有燃料气回收及火炬系统,设5000m3湿式气柜1座,配备1台LGM10/0.5型螺杆式压缩机;厂区发油装卸区设油气回收装置1套,采用“低温冷凝+吸附”工艺,设计处理能力500Nm3/h 可燃气体回收装置 环境风险 循环水站 燃料油处理、汽油加氢、芳构化等装置依托厂内现有第一循环水场,处理能力3000m3/h和6000m3/h;气分、MTBE和聚丙烯依托厂内现有第二循环水场,处理能力3000m3/h 循环水站 噪声 空压站 依托厂内现有5台空压机提供所需净化风和非净化风,1×150m3/min、1×250 m3/min和3×40 m3/min 空压站 噪声 氮气站 依托厂内现有4台变压吸附制氮机,制氮能力为2×600 m3/h+2×40 m3/h;1台高压氮气压缩机,1×1.7m3/min 氮气站 噪声 办公及生活设施 办公用房、员工倒班宿舍、食堂、浴室、厕所为4F建筑:砖混结构 办公用房、员工倒班宿舍、食堂、浴室、厕所等 生活污水、、生活垃圾、食堂油烟 其它 照明工程:综合动力照明 绿化工程:种植植物 通信工程:1套 消防设施:灭火器、消防栓 综合动力照明 绿化工程 通信工程1套 灭火器、消防栓 废水、固废 环 保 设 施 污水处理站 依托厂内现有污水处理站,采用“隔油气浮+A/A/O+活性炭吸附”处理工艺,处理能力120m3/h 污水处理站 废气、污泥 事故收集池 应急事故水池1座,V=14000m3,池体及底部作防渗处理 事故收集池 — 初期雨水池 初期雨水收集池1座,V=6000m3,池体及底部作防渗处理 初期雨水池 — 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第15页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表三、工艺简介 一、200万吨/年燃料油处理装置 1、主要原辅材料消耗情况 200万吨/年燃料油处理装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-1 表3-1 200万吨/年燃料油处理装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 燃料油 200×104t/a 外购 碳原子的数量n在10-23的烷烃类的有机化合物 主要原辅料 破乳剂 20.0t/a 外购 — 中和缓蚀剂 60.0t/a 外购 — 40%碱液 1600.0t/a 外购 NaOH 能源 电 660 KWh 厂区电网 — 水 自来水 750m3/h 厂区供水站、循环水站、化学水站 H2O 蒸汽 蒸汽 4.43 t/h 厂区蒸汽管网 H2O 燃料气 燃料气 2660 m3/h 厂区燃料气管网 碳氢化合物 净化风 净化风 80m3/h 厂区空压站 — 非净化风 非净化风 106m3/h 厂区空压站 — 2、主要设备情况 200万吨/年燃料油处理装置主要生产设备清单见表4-1 表4-1 200万吨/年燃料油处理装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 塔类 1 初切割塔 φ3000×32250(切线) 台 1 2 初切割塔汽提塔 φ1200×12350(切线) 台 1 3 重切割塔 φ3800×40500(切线) 台 1 4 重切割塔汽提塔I φ1400×10400(切线) 台 1 5 重切割塔汽提塔II φ1400×12100(切线) 台 1 6 重切割塔汽提塔III φ1400×6000(切线) 台 1 二 炉类 1 加热炉 32Mw 台 1 三 换热器类 1 燃料油-初切割塔顶油气换热器 BIU1000-2.5/1.6-270-6/25-6I 套 0.1 B=300mm 1.75 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第16页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 2 燃料油-重切割塔顶循换热器 BIU800-2.5/2.5-165-6/25-4I 套 0.82 B=300mm 套 1.7 3 燃料油-重切割塔顶油气换热器 BIU1000-2.5/1.6-270-6/25-6I 套 1.75 B=480mm 套 0.1 4 燃料油-重一中(Ⅱ)换热器 BIU600-2.5/2.5-90-6/25-2I 套 0.77 B=300mm 套 1.7 5 燃料油-重一线(I)换热器 BIU600-2.5/2.5-85-6/25-4I 套 0.77 B=450mm 套 1.7 6 燃料油-重二线(Ⅱ)换热器 BIU600-2.5/2.5-85-6/25-4I 套 0.75 B=450mm 套 1.6 7 燃料油-渣油(Ⅲ)换热器 BIU800-2.5/2.5-160-6/25-4I 套 1.65 B=200mm 套 1.7 8 燃料油-重三线(Ⅱ)换热器 BIU600-2.5/2.5-130-6/19-4I 套 0.95 B=200mm 0.75 9 燃料油-重二线(Ⅰ)换热器 BES700-2.5-155-6/19-4I 套 1 B=200mm 0.7 10 燃料油-重一中(Ⅰ)换热器 BES900-2.5-270-6/19-4I 套 0.82 B=250mm 套 0.75 11 燃料油-重二中(Ⅱ)换热器 BIU600-2.5/2.5-85-6/25-4I 套 0.77 B=300mm 套 0.7 12 燃料油-渣油(Ⅱ)换热器 BES1100-2.5-420-6/19-4I 套 0.4 B=200mm 套 1.65 13 初切割塔塔底油-重二中(I)换热器 BES700-2.5-155-6/19-4I 套 0.82 B=300mm 套 1.73 14 初切割塔塔底油-重三线(Ⅰ)换热器 BES600-2.5-110-6/19-4I 套 1 B=250mm 套 1.68 15 初切割塔塔底油-渣油(Ⅰ)换热器 BES1100-4.0-420-6/19-4I 套 1.63 B=200mm 1.7 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第17页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 16 电脱盐排水-注水换热器 AES600-2.5-85-6/25-4I 套 0.75 B=150mm 套 1.4 17 初切割塔顶后冷器 AES600-1.6-85-6/25-4I 套 0.5 B=150mm 套 0.04 18 重切割塔顶油气后冷器 BES900-1.6-210-6/25-4I 套 0.5 B=200mm 套 0.045 19 重一线冷却器 AES500-2.5-55-6/25-4I 套 0.5 B=100mm 套 0.72 20 重二线冷却器 BES1000-2.5-270-6/25-4I 套 0.5 B=300 套 0.9 21 重三线冷却器 AES600-2.5-85-6/25-4I 套 0.5 B=100mm 套 0.9 22 渣油冷却器 BES900-2.5-215-6/25-2I 套 0.5 B=150mm 1.55 四 空冷器类 1 初切割塔顶空冷器 GP9X3-4129-2.5S-23.4/DR-Ⅳa 套 4 2 重切割塔顶油气空冷器 GP9X3-6-193-2.5S-23.4/DR-Ⅲa 套 2 五 容器 1 一级交直流电脱盐罐 — 个 1 2 二级交直流电脱盐罐 — 个 1 3 初切割塔顶回流罐 φ3200×6400(T/T),卧式 个 1 4 重切割塔顶回流罐 φ3200×6400(T/T),卧式 个 1 5 电脱盐罐 — 个 1 6 电脱盐罐 — 个 1 7 破乳剂配制罐 — 个 2 8 电脱盐注水罐 φ2000×3800T/T 拱顶罐 个 1 9 缓蚀剂配制罐 φ1000×1300T/T 平顶罐 个 2 10 低压瓦斯分液罐 φ1000×3000T/T,立式 个 1 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第18页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 11 净化压缩空气罐 φ1200×3000T/T,立式 套 1 12 蒸汽分水器 φ800×900T/T,立式 套 1 13 封油罐 φ1200×3600T/T,卧式 套 1 14 地下污油罐 φ1200×3600T/T,卧式 套 1 15 火炬分液罐 φ3000×6000T/T,卧式 套 1 16 燃料气缓冲罐 φ1000×3000T/T,立式 套 1 17 轻质燃料油沉降罐 φ2000×8000T/T,卧式 套 1 18 重质燃料油电精制罐 φ4600×20000T/T,立式 套 1 3、水平衡 200万吨/年燃料油处理装置水平衡分析见表5-1。 表5-1 200×104t/a燃料油处理装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 脱盐水 软水 碱液 净化酸性水 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 9.8 20 3.8 1.5 14.1 1596 29.1(污) 0.5(清) 5(含硫) 1.5(废碱) 2.6(冷凝) 9.3(循环) 1.2(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 4 — — — — — 4 — — 小计 13.8 20 3.8 1.5 14.1 1596 33.6 9.1 10.5 合计 给水量:53.2 1596 53.2 从上表可见,200万吨/年燃料油处理装置(界区内)总用水量为1649.2m3/h,其中给水量为53.2m3/h,包括13.8m3/h自来水(其中冷却循环站9.8m3/h,地坪设备冲洗4m3/h)、20m3/h脱盐水、3.8m3/h软水、1.5m3/h碱液和14.1m3/h净化酸性水回用;重复用水量1610.1m3/h,包括循环冷却水1596m3/h、净化酸性水回用14.1m3/h;出装置界区处理后套用水量9.1m3/h,包括含硫废水5m3/h经催化裂化装置区酸性水汽提净化处理后回用于电脱盐,废碱液1.5 m3/h用作催化裂化装置区酸性气中和碱液,加热炉蒸汽冷凝水2.6m3/h回用于制水站。 装置界区内排水量33.6m3/h,包括原料油电脱盐罐含盐废水29.1m3/h,机泵冷却及地坪冲洗含油废水4m3/h,均去厂区废水处理站集中处置后达标排放;0.5m3/h循环水站定期外排水,属清下水。 损耗量10.5m3/h,包括装置汽包耗水1.2 m3/h,冷却塔耗水9.3m3/h。 装置界区内的水循环利用率和重复利用率分别为96.7%和97.6%。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第19页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 4、物料平衡 200万吨/年燃料油处理装置物料平衡分析,见表6-1。 表6-1 200×104t/a燃料油处理装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料 名称 数量 来 源 输出物料 名称 数量 去向 燃料油 250000 外购 塔顶组分油 10712.5 去石脑油、碳四非临氢改质装置作生产原料 破乳剂 2.5 外购 轻质燃料油 21425 作产品外售作进一步精制 中和缓蚀剂 7.5 外购 重组分油 100000 部分去本厂催化裂化装置作生产原料,部分作产品外售 20%液碱 198.5 外购 渣油 117025 作产品外售 脱盐水 19762.5 来自本厂化学水站 废水 34314.13 含硫废水去酸性水汽提装置;含油废水去厂区废水处理站 净化水 14630 来自催化裂化装置区酸性水汽提单元 废碱液 211.875 去酸性水汽提作中和用碱 损耗(含干气) 912.5 生产过程损失,干气去厂区燃料管网作燃料 合 计 284601 合 计 284601 从上表可见,200万吨/年燃料油处理装置产品包括:塔顶组分油、轻质燃料油、重组分油和渣油,占燃料油进料量的99.6%;加工损失率3.65‰ 。 5、硫平衡 200万吨/年燃料油处理装置硫平衡分析,见表7-1。 表7-1 200×104t/a燃料油处理装置硫平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投 入 产 出 项目 进料量 硫含量 带入硫量 项目 出料量 硫含量 带出硫量 占总硫 去向 燃料油 250000 0.147% 367.77 塔顶组分油 10712.5 0.008% 0.86 0.23% 去石脑油碳四非临氢改质装置作生产原料 轻质燃料油 21425 0.089% 19.03 5.16% 作产品外售 重组分油 100000 0.122% 121.70 33.02% 去催化裂化装置作原料 渣油 117025 0.178% 212.06 57.55% 作产品外售 净化水带入硫 14630 0.005% 0.73 低压瓦斯气 837.5 0.20% 1.66 0.45% 去厂区燃料管网作燃料 废碱液 211.875 — 9.17 2.49% 去酸性气中和反应器作中和用碱 酸性废水 5053.75 — 3.97 1.08% 含硫废水去酸性水汽提装置 损耗 — — 0.86 0.02% 生产过程损失 合 计 368.50 合 计 368.50 100% - 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第20页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第21页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第22页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第23页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第24页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 二、25×104t/a催化汽油选择性加氢精制装置 1、主要原辅材料消耗情况 25×104t/a催化汽油选择性加氢精制装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-2 表3-2 25×104t/a催化汽油选择性加氢精制装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 干气 1.12×104t/a (1800Nm3/h) 来自本厂上游60万吨/年催化裂化装置 H2、O2、N2、CO2、CO、CH4、C2、C3、>C4 催化汽油 25×104t/a 来自本厂上游60万吨/年催化裂化装置 饱和烃、烯烃、芳烃、硫醇硫、硫 主要原辅料 催化剂RGO-3 0.4t/一次 外购 MoO3≮13.0、CoO≮3.0 催化剂RSDS 5.1t/一次 外购 MoO3≮11.0、CoO≮3.5 催化剂脱硫醇 0.75t/一次 外购 — 40%碱液 23t/a 外购 NaOH 能源 电 104kwh/a 厂区电网 — 水 脱盐水 104t/a 脱盐水站 H2O 蒸汽 1.0MPa 蒸汽 104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 燃料气 燃料气 104t/a 厂区燃料气管网 碳氢化合物 2、主要设备 25×104t/a催化汽油选择性加氢精制装置主要生产设备清单见表4-2 表4-2 25×104t/a催化汽油选择性加氢精制装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 塔类及反应器类 1 加氢精制一反应器 Φ1200×5400轴向 台 1 2 加氢精制二反应器 Φ1600×6800轴向 台 1 3 轻汽油脱二烯反应器 Φ1000×4750轴向 台 1 4 循环氢脱硫塔 Φ1200/800×23300 20层浮阀塔盘 台 1 汽提塔 Φ800/1200×18900 20层浮阀塔盘 台 1 二 加热炉 1 反应进料加热炉 燃料种类:燃料气和天然气 台 1 三 冷热类 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第25页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 1 汽油/重汽油换热器 BES600-1.6-115-6/19-2I B=200 套 2 2 轻汽油/脱后轻汽油换热器换热器 BES600-4.0-90-6/25-2I 套 2 3 轻汽油/脱后轻汽油换热器换热器 BES600-4.0-90-6/25-2I 套 2 4 反应流出物/混合进料换热器 BIU900-4.0/4.0-335-6/19-2I;B=350 套 3 5 反应流出物/低分油换热器 BIU700-4.0/1.6-195-6/19-2I,B=150 双壳程 套 2 6 精制油/原料油换热器 BES500-1.6-70-6/19-2I, B=200 双壳程 套 4 7 精制油后冷器 BES500-1.6-65-6/19-4I, B=200 套 1 8 汽提塔顶后冷器 BES500-1.6-70-4.5/19-2I B=400 套 1 9 脱后轻汽油后冷器 BES600-2.5-90-6/25-2I 套 2 10 反应流出物空冷器 GP9×3-4-129-4.0S-23.4/ GJ-II 套 4 11 反应流出物后冷器 BES600-2.5-115-6/19-2Ⅰ 套 1 12 轻汽油/1.0MPa蒸汽换热器 BES700-4.0-120-6/25-2I 套 2 13 汽提塔底再沸器 BIU400-4.0/2.5-55-6/19-2I 套 1 四 容器类 1 轻汽油缓冲罐 Φ2400×8000 立式 个 1 2 重汽油缓冲罐 Φ2400×8000 立式 个 1 3 轻汽油气液分离罐 Φ1400×6300 立式 个 1 4 重汽油气液分离罐 Φ1600×7000 立式 个 1 5 凝结水罐 Φ1400×3000 立式 个 1 6 压缩机入口分液罐 Φ1600×3200 立式 个 1 7 汽提塔顶回流罐 Φ1000×4000 卧式,带分水包 个 1 8 贫胺液缓冲罐 Φ1400×3000 立式 个 1 9 注水罐 Φ1000×4000 立式 个 1 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第26页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 10 硫化剂槽 1000×1200×2000立式 个 1 11 放空分液罐 Φ1600×6000 卧式 个 1 12 地下污油罐 Φ1800×4000卧式 个 1 13 燃料气分液罐 Φ800×2500立式 个 1 14 净化压缩空气罐 Φ800×3500立式 个 1 15 蒸汽分水器 Φ800×750立式 个 1 16 凝结水罐 Φ1400×3000立式 个 1 五 600Nm3/h催化汽油加氢装置主要生产设备 1 原料气分液罐 — 个 1 2 预处理塔 — 个 2 3 吸附塔 — 个 6 4 脱氧塔 — 个 1 5 真空罐 — 个 1 6 解吸气缓冲罐 — 个 1 7 真空解吸气缓冲罐 — 个 1 8 氢气缓冲罐 — 个 1 9 氢气冷却器 — 个 1 10 真空泵 — 台 3 11 液压泵 — 台 1 3、水平衡 25×104t/a催化汽油加氢装置水平衡分析见表5-2。 表5-2 25×104t/a催化汽油加氢装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 脱盐水 软水 碱液 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 0.77 4.5 1.23 1.5 125 4.5(含硫) 0.04(循环) 1.5(废碱) 0.84(冷凝) 0.73(循环) 0.39(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 7 — — — — 7 — — 小计 7.77 4.5 1.23 1.5 125 11.54 2.34 1.12 合计 给水量:15 125 15 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第27页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 从上表可见,25万吨/年催化汽油加氢装置(界区内)总用水量为140m3/h,其中给水量为15m3/h(不含循环冷却水),包括0.77m3/h自来水、4.5m3/h脱盐水、1.23m3/h软水、1.5m3/h碱液;循环用水量125m3/h。 装置界区内排水11.54 m3/h,其中4.5m3/h是酸性废水经催化裂化装置区酸性水汽提净化处理后回用于电脱盐,0.04m3/h循环水系统作清下水排放,7m3/h机泵冷却及地坪冲洗含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 废碱液1.5 m3/h用作催化裂化装置区酸性气中和碱液套用;加热炉蒸汽冷凝水0.84m3/h回收至软化制水装置套用。 1.12m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗0.39m3/h,冷却循环系统损耗0.73m3/h。 装置界区内的水循环利用率和重复利用率分别为89.3%和91.0%。 4、物料平衡 600Nm3/h催化干气制氢装置物料平衡见表6-2-1。 表6-2-1 600Nm3/h催化干气制氢装置物料平衡见表 组分 原料气 解吸气 粗氢气 产品氢(干基) mol% Nm3/h mol% Nm3/h mol% Nm3/h mol% Nm3/h H2 39.39 709.0 8.4 99.3 99.0 610.0 99.5 604.0 O2 1.50 27 2.02 24.0 0.5 3.0 10ppm — N2 14.24 256.3 21.41 253.6 0.45 2.7 0.45 3.0 CO+CO2 1.5 27 2.28 27 50ppm — 50ppm — CH4 23.01 414.2 34.95 413.8 0.05 0.3 0.05 0.3 C2 15.56 280.1 23.65 280.1 — — — — C3 3.19 57.4 4.85 57.4 — — — — >C4 1.61 29.0 2.44 29.0 — — — — ∑ 100 1800 100 1184.2 100 616 100 607.3 质量流量(kg/h) — 1399.0 — 1337.0 — 62.0 — 58 密度(kg/Nm3) — 0.777 — 1.129 — 0.101 — 0.095 — — — — — — — — — 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第28页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 25×104t/a催化汽油加氢装置物料平衡见表6-2-2。 表6-2-2 25×104t/a催化汽油加氢装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料名称 数量 输出物料名称 数量 去向 催化汽油选择性加氢装置 催化汽油 31250 轻汽油 10916.0 去催化轻汽油醚化装置 H2 58 重汽油 20298.0 与醚化后轻汽油调合脱硫醇后作产品外售 脱盐水 4500 酸性废水 4500 去酸性水汽提装置 40%碱液 2.875 废碱液 3.125 去酸性水汽提装置区作中和碱液循环利用 损耗(含干气) 93.75 去全厂燃料气管网作燃料 小 计 35810.875 小 计 35810.875 盛马化工25×104t/a催化汽油加氢装置产品包括:轻汽油、重汽油,占催化汽油进料量的99.7%,装置加工损耗率3.0‰ 。 5、硫平衡 25万吨/年催化汽油加氢装置硫平衡分析,见表7-2。 表7-2 25×104t/a催化汽油加氢装置硫平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投 入 产 出 项目 进料量 硫含量 带入硫量 物料 出料量 硫含量 带出硫量 占总硫 去向 催化 汽油 31250 0.046% 14.375 轻汽油 12500 0.005% 0.625 4.35% 去催化轻汽油醚化装置 重汽油 18750 0.002% 0.375 2.61% 调合后作产品外售 外排酸性废水 1500 0.09% 1.350 9.39% 含硫废水去酸性水汽提装置 进入废碱液 — — 12.023 83.63% 去酸性气中和反应器作中和碱液循环利用 损耗 — — 0.003 0.02% 生产过程损失 合 计 14.375 合 计 14.375 100% 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第29页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第30页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第31页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第32页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第33页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第34页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第35页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第36页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第37页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 三、8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置 1、主要原辅材料消耗情况 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-3 表3-3 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 催化液化气 8.4万t/a 来自本厂60×104t/a催化裂化装置 丙烷、丁烷 主要原辅料 烧碱(100%计) 21t/a 外购 NaOH 催化剂 33.6kg/a 外购 C32H12N8Co(SO3NH4)4 水 循环冷却水 320×104t/a 循环水站 H2O 蒸汽 蒸汽 1.2×104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 氮气 氮气 8.0×104t/a 氮气站 N2 空气 压缩空气 16.0×104t/a 空压站 氮、氧、二氧化碳 2、主要设备 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置主要生产设备清单见表4-3 表4-3 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 塔类及纤维膜接触器类 1 碱液氧化塔 φ1200×12000×12/8两段304鲍尔环φ38填料 个 1 2 一级碱洗纤维膜接触器 DN500(法兰连接)JB/T4703-2000(凹) 套 1 3 二级碱洗纤维膜接触器 DN500(法兰连接)JB/T4703-2000(凹) 套 1 4 水洗纤维膜接触器 DN500(法兰连接)JB/T4703-2000(凹) 套 1 二 冷换类 1 碱液加热器 BIU325-4.0/2.5-5-3/25-2 ,B=150 套 1 2 碱液冷却器 BIU400-4.0/2.5-25-3/19-4,B=150 套 1 三 容器类 1 一级碱洗罐 φ2400×8000×16(卧) 分水包:φ800×1200 个 1 2 二级碱洗罐 φ2400×8000×16(卧) 分水包:φ800×1200 个 1 3 水洗罐 φ2400×8000×16(卧) 分水包:φ800×1200 个 1 4 二硫化物分离罐 φ1400×4000×10(卧) 分离柱:φ500X2200 个 1 5 二硫化物收集罐 φ1400×4000×10(卧) 个 1 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第38页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 6 尾气水洗罐 φ1400×4000×10(立) 个 1 7 新鲜碱液罐 φ2000×4000×12(卧) 个 1 四 其他类 1 液化气过滤器 篮式:DN100 壳体20#滤芯 316L 套 2 2 水洗水过滤器 篮式:DN40 壳体 20#滤芯 316L 套 2 3 氧化风过滤器 篮式:DN40 壳体 20#滤芯 316L 套 2 4 碱液过滤器 篮式:DN40 壳体 20#滤芯 316L 套 2 5 碱液空气混合器 空气量 23Nm3 /h, 碱液 4 t/h 套 1 五 泵类 1 一级碱液循环泵 1.8 台 2 2 二级碱液循环泵 1.8 台 1 3 水洗循 环泵 1.8 台 2 4 水洗水 增压泵 2.9 台 1 5 二硫化物 输送泵 3.3 台 1 6 循环碱液泵 7.6 台 2 7 新鲜碱液泵 2.3 台 1 3、水平衡 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置水平衡分析见表5-3。 表5-3 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 脱盐水 软水 碱液 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 2.5 3.5 2.2 1.5 400 1.5(含硫) 2.0(含油) 0.17(循环) 1.5(废碱) 1.5(冷凝) 2.34(循环) 0.69(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 4 — — — — 4 — — 小计 6.5 3.5 2.2 1.5 400 7.67 3.0 3.03 合计 给水量:13.7 400 13.7 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第39页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 从上表可见,8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置(界区内)总用水量为413.7m3/h,其中给水量为13.7m3/h(不含循环冷却水),包括6.5m3/h自来水、3.5m3/h脱盐水、2.2m3/h软水、1.5m3/h碱液;循环用水量400m3/h。 装置界区内排水7.67 m3/h,其中1.5m3/h是酸性废水去催化裂化装置区酸性水汽提净化处理后回用于电脱盐,0.17m3/h循环水系统作清下水排放,2m3/h机泵冷却及地坪冲洗等含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 废碱液1.5 m3/h用作催化裂化装置区酸性气中和碱液套用;蒸汽汽包冷凝水1.5m3/h回收至软化制水装置套用。 3.03m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗0.69m3/h,冷却循环系统损耗2.34m3/h。 装置界区内的水循环利用率和重复利用率分别为96.7%和97.4%。 4、物料平衡 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置物料平衡见表6-3。 表6-3 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8400h) 投入物料名称 数量 输出物料名称 数量 去向 催化液化气脱硫醇 装置 催化液化气 10000 精制液化气 9993.2 去气分装置作生产原料 废水 酸性废水 1498.6 去酸性水汽提装置 含油废水 1970 去厂区废水处理站 脱盐水 3500 废碱液 35.7 去酸性水汽提装置区作中和碱液循环利用 100%碱液 2.5 损耗(含干气) 5 生产过程损耗 小 计 13502.5 小 计 13502.5 盛马化工8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置产品为精制液化气,装置加工损耗率0.70‰,主要是脱除液化气中的脱硫及少量含烃气体。 5、硫平衡 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置硫平衡分析,见表7-3。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第40页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表7-3 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置硫平衡表 单位:kg/h(年运行8400h) 投 入 产 出 物料 进料量 硫含量 带入硫量 物料 出料量 硫含量 带出硫量 占总硫 去向 催化 液化气 10000 0.02% 16.8 精制 液化气 9993.2 0.002% 0.20 1.2% 去催化轻汽油醚化装置 酸性 废水 1498.6 0.025% 0.375 2.23% 含硫废水去酸性水汽提装置 进入 废碱液 35.7 — 16.225 96.57% 去酸性气中和反应器作中和碱液循环利用 精制 液化气 9993.2 0.002% 0.20 1.2% 去催化轻汽油醚化装置 合 计 16.8 合 计 16.8 100% 从上表可见,8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置的总进硫量16.8kg/h(141.12t/a),其中进入装置产品中的硫量为0.20kg/h(1.68t/a),占总硫量的1.2%;进入酸性水中的硫量为0.375kg/h(3.15t/a),占进入装置总硫量的2.23%;进入废碱液的硫量为16.225kg/h(136.29t/a),占总硫量的96.57%。催化液化气硫醇去除率90%。 6、工艺流程 本装置采用南京金炼科技有限公司开发的纤维膜接触器脱硫醇硫工艺,液化气进纤维膜接触器脱硫醇,采用二级碱洗、一级水洗方案。工艺过程主要包括液化气脱硫醇和碱液再生两个部分。 (1)液化气脱硫醇 催化液化气进装置经过篮式过滤器过滤掉其中的杂质后,进入装在碱洗罐Ⅰ的一级碱洗纤维膜接触器的顶部,在其顶部与经一级碱洗循环泵输送来的循环碱液接触。碱液在开工前已循环,首先润湿接触器中的金属纤维,并沿纤维丝向下流动,液化气顺着纤维束与碱液同方向平行流动,使得液化气与碱液之间在纤维束上形成一层流动的薄膜,从而增大了传质面积,提高了传质速率,硫醇被抽提到碱中,含有硫化钠和硫醇钠的碱液脱开纤维,在一级碱洗罐的底部沉降,碱液经界位流量串级控制去氧化塔再生处理。一级碱洗后的液化气从一级碱洗纤维膜接触器顶部出来进入装在碱洗罐Ⅱ的二级碱洗纤维膜接触器,与由二级碱洗循环泵循环的碱液在纤维束上接触,脱除液化气中剩余的硫醇;液化气和碱液在水洗罐中沉降 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第41页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测表 分离,碱液经界位控制去一级碱洗罐。经过二级碱洗后的精制液化气从水洗罐顶部出来,再进入装在水洗罐上的纤维膜接触器内,与水洗循环泵循环来的水洗水接触,洗去液化气中夹带的微量碱滴后,经压控送出单元或进入储罐。 (2)碱液再生 从液化气一级碱洗罐底部经界位流量串级控制流出的碱液先通过换热器由蒸汽加热到57℃,再与从管网来的压缩空气经碱液空气混合器混合均匀后进入碱液氧化塔底部,在氧化塔内与氧气发生氧化反应,生成难溶于水的二硫化物,从碱液氧化塔顶部流出,再进入二硫化物分离罐中分离出二硫化物,二硫化物从二硫化物分离罐上部抽出进入二硫化物收集罐,间歇用二硫化物输送泵送入污油系统;二硫化物分离罐下部碱液经碱液冷却器冷却到40℃后经循环碱液泵升压,经碱液过滤器过滤,送到二级碱洗纤维膜接触器上部,继续循环使用。 当碱液浓度降低到一定程度后,经新鲜碱液泵由新鲜碱液罐中引进新鲜碱液置换原碱洗罐中的废碱液,泵送至界区外酸性气中和处理装置用碱循环利用;从二硫化物分离罐顶部出来的尾气经水洗后送至全厂管网尾气线统一处理。 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置工艺流程及产污位置图见图三 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第42页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测表 图三 8.4×104t/a催化液化气脱硫醇装置工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第43页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四、20×104t/a催化汽油醚化装置 1、主要原辅材料消耗情况 20×104t/a催化汽油醚化装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-4 表3-4 20×104t/a催化汽油醚化装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 催化汽油 8.75×104t/a 来自本厂上游25万吨/年催化汽油选择性加氢装置 C4、C5、C6、叔己烯、叔戊烯、C6二烯烃、C5二烯烃、其他C6、其他C5、C7+ 主要原辅料 甲醇 1.32×104t/a 外购 CH3OH 醚化催化剂 11.6t/a 外购 - 能源 电 60×104kwh/a 厂区电网 - 水 自来水 13.05m3/h 供取水设施 H2O 蒸汽 1.0MPa 蒸汽 5.76×104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 氮气 氮气 1.6×104Nm3/a 氮气站 N2 2、主要设备 20×104t/a催化汽油醚化装置主要生产设备清单见表4-4 表4-4 20×104t/a催化汽油醚化装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 塔类及反应器 1 轻汽油分离塔 Φ1800×33735×12 个 1 2 碱液氧化塔 Φ1200×13817×12(立) 个 1 3 保护反应器 Φ1400×(10+3)×10768 套 2 4 醚化反应器 Φ1800×24114×10+3 套 2 二 冷换类 1 轻汽油分离塔冷却器 BES1000-2.5-270-6/25-4I B=200 套 1 2 轻汽油分离塔冷却器 RCBOS600-1.6-85-6/25-4I B=450 套 1 3 轻汽油分离塔重沸器 BJS700-0.99/1.98-120-6/25-4 套 1 4 轻汽油冷却器 BES500-2.5-55-6/25-4 B=150 套 1 5 醚化预热器 BES500-2.5-55-6/25-4I B=200 套 1 6 醚化汽油冷却器 BES700-2.5-125-6/25-2I B=200 套 1 7 醚化汽油冷却器 RCBOS600-2.5-85-6/25-4II B=200 套 1 8 原料换热器 BJS600-2.5-85-6/25-4 B=450 套 1 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第44页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 9 原料油换热器 BJS600-2.5-85-6/25-4 B=450 套 1 10 醚化碱液冷却器 BJS600-2.5-85-6/25-4 B=450 套 1 11 醚化碱液加热器 BIU600-2.5/2.5-85-6/25-4 B=450 套 1 12 石脑油脱硫醇加热器 BEM900-2.5-162-3/19-4 B=200 套 1 13 石脑油脱硫醇加热器 BES600-2.5-75-6/25-6I B=150 套 1 三 容器类 1 原料油缓冲罐 Φ2400×7400×10 个 1 2 轻汽油分离塔回流罐 Φ1800×6100×8 个 1 3 混合罐 Φ1800×6100×8 个 1 4 甲醇中间罐 Φ1200×3780×8 个 1 5 一级碱洗罐 Φ2400×9465×18 个 1 6 二级碱洗罐 Φ2400×9465×18 个 1 7 水洗罐 Φ2400×9465×18 个 1 8 二硫化物分离罐 Φ1400×4770×10 个 1 9 二硫化物收集罐 Φ1400×4000×10 个 1 10 尾气水封罐 Φ1400×5635×10(立) 个 1 11 新鲜碱液罐 Φ2000×5074×12 个 1 四 泵类 1 一级碱洗循环泵 ZAK40III200B 台 2 2 循环碱液泵 ZAK25-315 台 1 3 新鲜碱液泵 40AY80×2 台 1 4 二硫化物输送泵 40AYII40×2 台 1 5 二级碱洗循环泵 ZAK25III200C 台 1 6 水洗循环泵 ZAK25III200C 台 2 7 水洗水增压泵 50AYII60×2A 台 1 8 产品泵 CZK50-250D 台 2 9 甲醇进料泵 32AY60×2B 台 2 10 重汽油泵 CZK40-200C 台 2 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第45页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 11 轻汽油分离塔回流泵 CZK40-315B 套 2 12 汽油泵 CZK50-200C 套 2 13 增辛剂泵 J3-500/0.4 套 2 14 甲醇水洗脱水泵 ZAK25III200C 套 1 3、水平衡 20×104t/a催化汽油醚化装置水平衡分析见表5-4。 表5-4 20×104t/a催化汽油醚化装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 软水 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 1.85 7.2 300 0.10(循环) 4.95(冷凝) 1.75(循环)2.25(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 4 — — 4 — — 小计 5.85 7.2 300 4.1 4.95 4.0 合计 给水量:13.05 300 13.05 从上表可见,20万吨/年催化汽油醚化装置(界区内)总用水量为313.05m3/h,其中给水量为13.05m3/h(不含循环冷却水),包括5.85m3/h自来水、7.2m3/h软水;循环用水量300m3/h。 装置界区内排水4.1m3/h,其中0.10m3/h循环水系统作清下水排放,4m3/h机泵冷却及地坪冲洗等含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 蒸汽汽包冷凝水4.95m3/h回收至软化制水装置套用。 4.0m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗2.25m3/h,冷却循环系统损耗1.75m3/h。 4、物料平衡 20×104t/a催化液化气脱硫醇装置物料平衡见表6-4。 表6-4 20×104t/a催化汽油醚化装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料名称 数量 输出物料名称 数量 去向 催化汽油 10937.5 醚化汽油 12581.2 去本厂下游装置加工 甲醇 1650 损耗 6.3 生产过程损耗 小 计 12587.5 小 计 12587.5 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第46页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 因受原料限制,盛马化工20×104t/a催化汽油醚化装置实际加工量为8.75×104t/a催化汽油,装置产品为醚化汽油,装置加工损耗率0.50‰ 。 5、工艺流程 本装置自上游催化汽油选择性加氢装置区来的轻汽油,泵送至界区内醚化反应器。甲醇由罐区来,先进入中间罐,再由甲醇进料泵增压、计量后进入静态混合器中与轻汽油充分混合,再经预热器预热到一定温度后进入醚化反应器中,在树脂催化剂作用下及适宜的反应器工况条件下,进行醚化反应,叔戊烯、叔己烯分别与甲醇反应生成TAME、THXME。醚化反应是可逆放热反应,反应后物料的温度约70℃,与重汽油混和后经冷却器冷却后作为醚化汽油出装置,送下游甲醇回收装置界区。 醚化反应器产生的废催化剂(S6-1)每年更换一次,送厂家回收再生处置。 20×104t/a催化液化气脱硫醇装置工艺流程及产污位置图见图四 图四 20×104t/a催化液化气脱硫醇装置工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第47页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 五、20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置(芳构化装置) 1、主要原辅材料消耗情况 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置(芳构化装置)主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-5 表3-5 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 塔顶组分油(石脑油) 15×104t/a 来自本厂上游150万吨/年和200万吨/年燃料油处理装置的塔顶组分油 C4 、水、氯、碱性氮、实际胶质、硫 主要原辅料 醚后碳四 5×104t/a 来自本厂3万吨/年MTBE装置 甲醇、丙烷+丙烯、异丁烷、正丁烯、正丁烷+顺丁烯、反丁烯、MTBE NJBMQG-1改质催化剂 125(寿命2年)m3/一次 外购 贵金属 能源 电 384×104kwh/a 厂区电网 - 水 软水 4×104t/a 供取水设施 H2O 蒸汽 1.0MPa 蒸汽 4×104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 燃料气 燃料气 408×104Nm3/a 氮气站 N2 2、主要设备 主要生产设备清单见表4-5 表4-5 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 塔类及反应器类 1 反应器 Φ2000×23620(t/t)轴向 套 2 2 吸收解析塔 Φ1000/Φ1400×37100(t/t)52层浮阀塔盘 个 1 3 稳定塔 Φ1400/Φ2000×36800(t/t),40层浮阀塔盘 个 1 4 脱重塔 Φ2000×20800 (t/t),30层浮阀塔盘 个 1 二 管式炉类 1 加热炉 BES500-2.5-55-6/25-4I B=200 台 1 三 冷热类 1 反应产物-原料换热器 BES800-4.0-210-6/19-2I BES卧式 套 4 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第48页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 2 反应产物-原料换热器 BES600-4.0-115-6/19-2I BES卧式 套 4 3 反应产物冷却器 BES600-4.0-115-6/19-2I BES卧式 套 1 4 稳定塔进料换热器 BES600-4.0-115-6/19-2I BES卧式 套 2 5 脱重塔进料换热器 BES325-2.5-15-4.5/19-2I BES卧式 套 1 6 稳定油冷却器 BES700-2.5-165-6/19-2I BES卧式 套 1 7 稳定塔顶冷凝器 BES900-2.5-280-6/19-2I BES卧式 套 1 8 脱重塔顶冷却器 BES500-2.5-70-6/19-2I BES卧式 套 1 9 吸收解析塔再沸器 BJU400-2.5-24-3/25-2 BJU卧式 套 1 10 稳定塔底再沸器 BKU1200/1600-4.0-295-3/25-2BKU卧式 套 1 11 脱重塔再沸器 BKU800/1200-4.0/2.5-115-3/25-2 BKU卧式 套 1 12 脱重油冷却器 BIU325-4.0/2.5-25-3/19-2IBIU卧式 套 1 13 再生换热器 BIU400-4.0/4.0-55-6/19-2IBIU卧式 套 1 14 吸收解析塔中段冷却器 AES325-2.5-25-3/19-2I AES卧式 套 1 15 压缩机返回冷却器 AES400-2.5-15-3/19-2I AES卧式 套 1 16 退油冷却器 AES400-2.5-40-6/19-2I AES卧式 套 1 17 反应产物空冷器 风机功率:30kw 套 2 18 反应产物空冷器 风机功率:30kw 套 4 19 反应产物空冷器 风机功率:22kw 套 6 四 容器类 1 原料缓冲罐 Φ1800×4600(T/T)立式 个 2 2 稳定塔顶回流罐 Φ1800×5400(T/T)卧式 个 1 3 脱重塔顶回流罐 Φ1400×4000(T/T)卧式 个 1 4 烧焦罐 Φ1000×2600(T/T) 卧式 个 1 5 压缩机入口分液罐 Φ1000×2200(T/T) 立式 个 1 6 净化风罐 Φ1200×3200(T/T) 立式 个 1 7 燃料气分液罐 Φ1200×2500(T/T) 立式 个 1 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第49页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 11 低压瓦斯分水罐 Φ2200×4000(T/T) 卧式 个 1 12 污油罐 Φ2200×4000(T/T) 卧式 个 1 13 蒸汽分水罐 Φ1000×2200(T/T) 立式 个 1 3、水平衡 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置水平衡分析见表5-5。 表5-5 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 软水 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 2.5 5 400 0.12(循环) 3.4(冷凝) 1.6(循环)2.38(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 4 — — 4 — — 小计 6.5 5 400 4.12 3.4 3.98 合计 给水量:11.5 400 11.5 从上表可见,20万吨/年石脑油及碳四非临氢改质装置(界区内)总用水量为411.5m3/h,其中给水量为11.5m3/h(不含循环冷却水),包括6.5m3/h自来水、5m3/h软水;循环用水量400m3/h。 装置界区内排水4.12m3/h,其中0.12m3/h循环水系统作清下水排放,4m3/h机泵冷却及地坪冲洗等含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 蒸汽汽包冷凝水3.4m3/h回收至软化制水装置套用。 3.98m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗2.38m3/h,冷却循环系统损耗1.6m3/h。 装置界区内的水循环利用率和重复利用率分别为97.2%和98.0%。 4、物料平衡 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置水平衡分析见表6-5。 表6-5 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料名称 数量 输出物料名称 数量 去向 塔顶组分油 18750 改质汽油 15000 去罐区调和后产品外售 醚后碳四 6250 液化气 9000 作民用液化气产品外售 损耗(含干气) 1000 生产过程损耗 小 计 25000 小 计 25000 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第50页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 盛马化工20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置产品为改质汽油、液化气,装置产率96.0% 。 5、硫平衡 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置硫平衡分析,见表7-5。 表7-5 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置硫平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投 入 产 出 物料 进料量 硫含量 带入硫量 物料 出料量 硫含量 带出硫量 占总硫 去向 塔顶组分油 18750 0.008% 1.5 改质汽油 15000 0.004% 0.60 28.2% 去罐区调和后产品外售 液化气 9000 0.004% 0.36 17.0% 作民用液化气产品外售 废水 — — 1.0375 48.8% 去厂区废水处理站 醚后 碳四 6250 0.01% 0.625 工艺尾气 — — 0.1075 5.06% 去火炬系统焚烧高空排空 干气 1000 0.002% 0.02 0.94% 去厂区燃料管网作燃料 合 计 2.125 合 计 2.125 100% 从上表可见,20万吨/年石脑油及碳四非临氢改质装置的总进硫量2.125kg/h(17.0t/a),其中进入装置产品中的硫量为0.96kg/h(7.68t/a),占总硫量的45.2%;进入废水中的硫量为1.0375kg/h(8.3t/a),占进入装置总硫量的48.8%;进入尾气(工艺尾气及干气)的硫量为0.1275kg/h(1.02t/a),占总硫量的6.0%。 6、工艺流程 原料石脑油与原料醚后液化气按3:1比例混合,混合后经与反应产物换热后进入加热炉加热达到反应所需的温度后进入反应系统,经改质后再由经分馏系统进行产物分离得到各类产品。另外,由于改质反应器催化剂活性周期一般为2个月左右,需定期再生,催化剂再生周期一般为10天左右,反应单元设置2台反应器,当需要再生时,一台生产,一台再生,实现单元连续生产,循环再生,装置年开工8000 小时连续生产。本装置生产工艺分为加热反应、分馏及催化剂再生三部分。 (1)、加热反应系统 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第51页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 加热反应单元包括原料预热、加热炉加热汽化、反应器、反应器进出物流换热、反应产物冷却等单元操作。来自MTBE装置的C4液化气与罐区来的石脑油和按3:1比例混合,并加入适量催化干气后送至原料预热器与反应产物换热,再进入反应加热炉加热到410℃,进入一段反应器顶部,一段反应器由两个床层组成,两个床层中间引入一股冷液化气产品物料,以备调节反应器内反应温度,一段反应产物由反应器底部采出进入二段反应器顶部(当原料为100%石脑油方案时,一段反应产物需先经过加热炉加热到410℃左右后进入二段反应器顶部)。二段反应器由两个床层组成,两个床层中间及反应器顶部分别引入一股冷液化气物料,以备调节反应器内床层的反应温度,二段反应产物由反应器底部采出,依次经过脱重塔再沸器、稳定塔再沸器、反应产物原料换热器,分别为脱重塔、稳定塔、和原料提供热源,经换热后依次进入反应产物空冷器、反应产物冷却器冷却至40℃后进入分馏系统。 (2)、分馏系统 改质反应后的产物冷却后,进入吸收解析塔中下段塔板,塔底设置再沸器。吸收解析塔顶气相出料为干气,压力控制调节送至干气管网;塔底液相出料为吸收富液,经泵提升后由稳定塔进料换热器预热至120℃左右进入稳定塔中部塔板,再沸器热源由低压蒸汽提供。稳定塔塔顶设置冷凝器,馏出物料为主要含C3、C4 及少量C5+的烷烃,作为优质液化气冷却至40℃经泵提升后送至产品罐区;稳定塔底设置再沸器,再沸器热源由反应产物提供,塔底液相采出物料为粗汽油,经与进料换热后,一部分送至脱重塔中部塔板。一股经冷却器冷至40℃后进入吸收解析塔顶部作为吸收液。送至脱重塔的粗汽油与脱重塔底物料换热后进入脱重塔中部,脱重塔顶气经脱重塔塔顶设置脱重塔顶空冷器、脱重塔顶冷凝器,冷凝冷却至40℃后进入脱重塔顶回流罐,液相一部分作为回流返回脱重塔顶部,一部分作为稳定汽油产品(改质汽油)出装置送至产品罐区;脱重塔塔底设置再沸器,热源由反应产物提供,塔底液相采出物料为重组份,分别经提升、换热、冷却至40℃后送至产品罐区。 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置生产工艺流程及产污位置图见图五。 (3)、再生系统 催化剂再生原理: 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第52页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工 项目环境保护验收监测报告 改质反应进行一段时间后,反应器中由于碳化而生成的结焦会覆盖催化剂内外表面。随着催化剂表面积的减小,催化剂的活性也会降低,严重时结焦使液化气与催化剂无法接触,催化剂起不了催化的作用,这种现象叫催化剂失活。当产品质量或产物分布不能满足要求时,需将反应中断,进行反应器烧焦再生处理。催化剂再生实质是燃烧覆盖在催化剂内外表面的结焦(即积碳),以CO2(空气法:O2烧炭再生)和H2O(蒸汽法:水蒸气再生)的形态去除,是恢复催化剂活性的步骤。 工艺过程: 本项目催化剂再生采用蒸汽和空气作为再生气体,并控制再生气体中的氧含量,以防止反应器催化剂床层烧焦再生超温,而破坏催化剂。烧焦前,利用饱和蒸汽经加热炉升温后进入反应器给催化剂床层进行循环加热,当温度达到烧焦所需温度后,控制氧气通入量进行烧焦操作。烧焦气经过冷凝冷却后进入烧焦罐,喷水冷却并分离出其中的液相。液相送至污水处理厂处理,气相(40℃)高空放空。当烧焦操作持续一段时间不再有温升时,烧焦结束,通入氮气进行置换,待系统中氧含量合格后,切入反应系统进行下一周期的生产运转。 烧焦过程中反应器中积碳被氧化成CO2;由于烧焦温度较低(400℃),且烧焦过程O2含量受严格控制,因此N2不会和O2反应生成NOX;烧焦过程中结焦中所含有机硫化物中的硫份被氧化成SO2;除此之外还有极少量粉尘产生。综上,催化剂烧焦气中的主要成分为N2、CO2、SO2、水蒸气和少量粉尘。 喷淋水有降温、吸收和洗脱作用,因此烧焦气经烧焦罐淋洗后所产生的淋洗废水为酸性含硫废水,经淋洗后的再生烟气可达标排放。 本装置设置2 台反应器,当需要再生时,一台生产,一台再生,反应器催化剂再生压力0.7Mpa,温度400℃,实现单元连续生产,循环再生。 本装置再生系统生产工艺流程及产污位置图见图六。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第53 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 图五 20×104t/a石脑油及碳四非临氢改质装置生产工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第54页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 G7-1 加热炉烟气 外排大气 蒸汽 400℃ 空气 烧焦气 外排大气 120℃ 水 喷淋水 W7-4烧焦废水 去污水处理站 图六 再生系统生产工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第55页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 六、15×104t/a气体分馏装置 1、主要原辅材料消耗情况 15×104t/a气体分馏装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-6 表3-6 15×104t/a气体分馏装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 液化气 15×104t/a 来自本厂上游8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置、外购 碳四、丙烯、丙烷、乙烷 能源 电 51.2×104kwh/a 厂区电网 - 水 软水 4.32×104t/a 软水站 H2O 蒸汽 1.0MPa 蒸汽 4.32×104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 氮气 氮气 24×104Nm3/a 氮气站 N2 2、主要设备 15×104t/a气体分馏装置主要生产设备清单见表4-6 表4-6 15×104t/a气体分馏装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 塔类 1 脱丙烷塔 &#61510;1400/&#61510;1600×46143×18/20mm 个 1 2 脱乙烷塔 &#61510;1400×34549×24 mm 个 1 3 精丙烯塔A &#61510;2800×64564×24/26 mm 个 1 4 精丙烯塔B &#61510;2800×64564×24/26 mm 个 1 二 冷换类 1 重组分换热器 BES500-4.0-55-6/25-21 套 1 2 原料加热器 BJS500-4.0-55-6/25-21 套 1 3 丙烷塔重沸器 BJS1000-4.0-275-6/25 套 1 4 丙烷塔顶冷凝器 BJS1000-2.5-325-6/25-4 套 2 5 脱乙烷塔重沸器 BJS1000-4.0-165-6/25-2 套 1 6 脱乙烷塔顶冷凝器 BJS1000-4.0-2165-6/25-4 套 2 7 精丙烯塔重沸器 BJS1000-4.0-275-6/25-2 套 2 8 精丙烯塔顶冷凝器 BJS1700-2.5-840-6/25-4 套 4 9 精丙烯冷却器 BES500-4.0-55-6/25-41 套 1 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第56页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 10 丙烷冷却器 AES400-2.5-35-6/25-21 套 1 11 重组分冷却器 BES600-2.5-90-6/25-21 套 1 12 凝结水冷却器 BES600-1.6-90-6/25-21 套 2 三 容器类 1 进料缓冲罐 &#61510;2600×9420×20 mm 个 1 2 脱丙烷塔回流罐 &#61510;2000×7094×22 mm 个 1 3 脱乙烷塔回流罐 &#61510;1600×6898×24 mm 个 1 4 精丙烯塔回流罐 &#61510;2800×9532×24 mm 个 1 5 1.0MPa蒸汽分水器 &#61510;1000×2232×12 mm 个 1 6 凝结水罐 &#61510;2400×9650×10 mm 个 1 7 喷淋水罐 &#61510;2400×9592×10 mm 个 1 8 净化风罐 &#61510;1400×4733×8 mm 个 1 四 泵类 1 丙烷进料泵 80AY50×7 台 2 2 丙烷塔回流泵 NW74-522J4BM-100-80-200-5-F 台 2 3 脱乙烷塔进料泵 65AY50×8 台 2 4 脱乙烷塔回流泵 NW74-522J4BM-100-80-200-5-F 台 2 5 精丙烯塔底泵 200AY150 台 2 6 精丙烯塔回流泵 PAF100-400 台 2 7 喷淋水泵 IR80-50-200 台 2 8 凝结水送出泵 IR65-40-250 台 2 3、水平衡 5×104t/a气体分馏装置水平衡分析见表5-6。 表5-6 15×104t/a气体分馏装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 软水 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 5.23 5.4 850 0.26(循环) 3.70(冷凝) 4.97(循环)1.70(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 4.5 — — 4.5 — — 小计 9.73 5.4 850 4.76 3.70 6.67 合计 给水量:15.13 850 15.13 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第57页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 从上表可见,15万吨/年气体分馏装置(界区内)总用水量为865.13m3/h,其中给水量为15.13m3/h(不含循环冷却水),包括9.73m3/h自来水、5.4m3/h软水;循环用水量850m3/h。 装置界区内排水4.76m3/h,其中0.26m3/h循环水系统作清下水排放,4.5m3/h机泵冷却及地坪冲洗等含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 蒸汽汽包冷凝水3.70m3/h回收至软化制水装置套用。 6.67m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗4.97m3/h,冷却循环系统损耗1.70m 4、物料平衡 15×104t/a气体分馏装置物料平衡分析见表6-6。 表6-6 15×104t/a气体分馏装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料名称 数量 来 源 输出物料名称 数量 去向 液化气 18750 来自本厂上游8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置或外购 碳四 11550 去本厂下游3万吨/年MTBE装置作醚化处理 丙烯 5520 去本厂下游8万吨/年聚丙烯装置 丙烷 1060 作民用液化气产品外售 废水 200 回流罐含油废水送厂区废水处理站 损耗(含干气) 420 生产过程损失,干气去全厂燃料气管网作燃料 合 计 18750 合 计 18750 5、工艺流程 自上游催化液化气脱硫醇装置或外购的液化气进入装置原料缓冲罐(V201),由脱丙烷塔进料泵(P201A/B)抽出,经脱丙烷塔低重组分换热器(E204)换热和原料加热器(E205)加热至56-62℃左右,进入脱丙烷塔(T201)第32、36、40层塔盘,在塔低再沸器(E201)加热作用下,将C3以下和C4以上的馏分分离,塔顶出来的C3以下馏分经湿式空冷器(EC201)和水冷却器(E206)冷却到45℃以下后进入脱丙烷塔回流罐(V202),一部分再由脱丙烷塔回流泵(P202/AB)抽出,打到脱丙烷塔顶做为回流,另一部分由脱乙烷塔进料泵(P203/AB)送到脱乙烷塔。脱丙烷塔底出来的C4馏分经重组分换热器(E204)换热和重组分外送冷却器(E209)冷却至40℃以下送到MTBE装置的C4原料缓冲罐。 含有C2的C3馏分,用泵P203/AB打到脱乙烷塔第30、34、38层塔盘,在塔底再沸器(E202)加热作用下将C3中的C2馏分分出,塔顶出来的C3及少量C2馏分经湿式空冷器 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第58页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 (EC202)和水冷却器(E207)冷却至40℃以下进入脱乙烷塔回流罐(V203),然后用脱乙烷塔回流泵(P204/AB)抽出,打至脱乙烷塔顶作为回流。脱乙烷塔顶部积聚的C2馏分经罐顶调节阀放到火炬系统或去催化C2线去催化回炼。脱乙烷塔底部的C3馏分经调节阀自压到精丙烯塔进行丙烷和丙烯的分离。 精丙烯塔由两个塔组成,即T203和T204。由脱乙烷塔底出来的C3馏分到达精丙烯塔(T203)第60、66、72层塔盘,在塔底再沸器(E203)的加热作用下,精丙烯塔T203顶部气相物料出来进入精丙烯塔T204底部,再经精丙烯塔底中间泵(P205/AB)抽出,送到精丙烯塔T203顶部作为内回流,精丙烯塔T203底出来的丙烷馏分经丙烷外送冷却器(E210)冷却到40℃以下出装置。精丙烯塔T204顶部出来的丙烯经湿式空冷器(EC203)和水冷却器(E208/AB)冷却到45℃以下进入精丙烯塔回流罐(V204),再用精丙烯塔回流泵(P206/AB)抽出,一部分作为精丙烯塔T204的回流;另一部分作为产品经丙烯外送冷却器(E211)冷却到40℃以下出装置。 15×104t/a气体分馏装置生产工艺流程及产污位置图见图七。 图七 15×104t/a气体分馏装置生产工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第59页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 七、3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置 1、主要原辅材料消耗情况 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-7 表3-7 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 碳四 9.32×104t/a 来自本厂上游15万吨/年气体分馏装置 C4 主要原辅料 甲醇 0.98×104t/a 外购 CH3OH 催化剂 15t/a 外购 - 能源 电 51.2×104kwh/a 厂区电网 - 水 循环水 360×104t/a 循环水站 H2O 蒸汽 0.6MPa 蒸汽 1.76×104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 氮气 氮气 8×104Nm3/a 氮气站 N2 压缩空气 压缩空气 12m3/h 空压站 N2、O2、CO2 2、主要设备 主要生产设备清单见表4-7 表4-7 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 反应器类 1 醚化反应器 Ф2600×19000mm 套 2 二 塔类 催化精馏塔 Ф2600×59000mm 个 1 三 冷换类 1 反应进料加热器 -- 套 2 2 MTBE产品换热器 -- 套 1 3 蒸馏塔顶冷凝器 -- 套 1 4 蒸馏塔底重沸器 -- 套 1 5 MTBE产品冷却器 -- 套 1 6 甲醇回收塔顶冷凝器 -- 套 1 四 容器类 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第60页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 1 甲醇原料罐 Ф1200×4000 mm 个 1 2 补充甲醇净化器 Ф500×1500 mm 个 2 3 催化蒸馏塔回流罐 Ф2200×6000 mm 个 1 4 剩余碳四罐 Ф2000×5000 mm 个 1 5 开停工罐 Ф3000×6500 mm 个 2 6 非净化空气罐 Ф1000×1800 mm 个 2 五 泵类 1 甲醇进料泵 Q=45m3/h,H=7m,N=5.5KW 个 1 2 醚化进料泵 Q=30m3/h,H=7m,N=2.2KW 个 1 3 分馏塔塔底泵 Q=40m3/h,H=7m,N=5.0KW 个 1 4 分馏塔顶回流泵 Q=40m3/h,H=7m,N=5.0KW 个 1 3、水平衡 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置水平衡分析见表5-7。 表5-7 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 软水 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 2.77 2.2 450 0.14(循环) 1.51(冷凝) 2.63(循环) 0.69(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 3.0 — — 3.0 — — 小计 5.77 2.2 450 3.14 1.51 3.32 合计 给水量:7.97 450 7.97 从上表可见,3万吨/年MTBE装置(界区内)总用水量为457.97m3/h,其中给水量为7.97m3/h(不含循环冷却却及地坪冲洗等含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 蒸汽汽包冷凝水1.51m3/h回收至软化制水装置套用。 3.32m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗2.63m3/h,冷却循环系统损耗0.69m3/h。 装置界区内的水循环利用率和重复利用率分别为98.3%和98.9%。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第61页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 4、物料平衡 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置物料平衡分析见表6-7。 表6-7 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料名称 数量 来 源 输出物料名称 数量 去向 碳四 11650 来自本厂上游15万吨/年气分装置 醚后碳四 9000 作民用液化气产品外售 MTBE 3750 去罐区作油品添加剂调和油品 甲醇 1350 外购 未反应甲醇 125 随含醇废水去甲醇回收装置 损耗(含干气) 125 生产过程损失,含烃气去全厂燃料气管网作燃料 合 计 13000 合 计 13000 5、工艺流程 本装置采用混相床-催化蒸馏组合工艺,装置分混相反应部分和催化蒸馏部分,负责提供合格的调和汽油辛烷值的MTBE(甲基叔丁基醚)产品。该装置设计产能3×104t/a,年设计运行8000h,已于2010年1月建成投运。 (1)生产工艺流程介绍 MTBE(甲基叔丁基醚)是异丁烯和甲醇在催化剂作用下反应产物,主要用途是替代四乙基铅作为提高汽油辛烷值的添加剂。 主反应: 副反应: 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第62页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 本装置采用混相床-催化蒸馏组合工艺,装置分混相反应部分和催化蒸馏部分。 1)原料配制—混相反应部分 原料C4馏分自气分脱丙烷塔底进入本装置C4原料罐(V301),在此沉降分离可能携带的水分后,用C4原料泵(P301/AB)将混合C4馏分经C4净化器(X301)送到原料C4-甲醇混合器(MI301/AB)。从甲醇原料罐(V302/AB)来的甲醇经甲醇原料泵(P302/AB)送往C4-甲醇混合器(MI301/AB),在C4-甲醇混合器 (MI301/AB)中,甲醇和混合C4两种原料进行充分混合,经原料预热器(E301)预热后进入保护反应器(R302/AB),再经冷却器(E306)冷却后进入主反应器(R302)中,保护反应器和主反应器装有酸性阳离子交换树脂催化剂,反应进料在适宜温度(35℃左右)下进入反应器,C4原料中的异丁烯与甲醇反应生成MTBE,同时有少量副反应生成物TBA(叔丁醇:C4与水)、DIB(丁二烯聚合)、DME(甲醇缩合)产生。由于反应是放热反应,通过催化蒸馏塔的压力记录调节阀来控制反应器的压力,(同时也控制了反应温度)使反应器内物料部分气化,以带走反应热,从反应器出来的物料以汽液混相状态进入催化蒸馏部分。 2)催化蒸馏部分 从反应器来的汽液混相物料经产品换热器(E302)换热进入催化蒸馏塔下塔(T301)。该塔装有35层浮阀塔盘,通过塔底再沸器(E305)加热作用使气液相分馏,MTBE产品从塔底馏出经产品换热器(E302)和产品冷却器(E303)冷却到40℃以下出装置,剩余物料由塔顶气相线直接进入蒸馏塔上塔(T302)反应段第四层塔盘,该塔分为两段,塔上部为精馏段,塔下部装有10层催化剂的反应段。反应段中,物料里的剩余异丁烯与甲醇继续反应生成MTBE,MTBE在塔内不断被分离出来流向塔的下部,然后用催化蒸馏塔中间泵(P304/AB)抽出送到催化蒸馏塔下塔(T301)进行气液相分馏,从而提高反应深度,使异丁烯达到更高的转化率。 在催化蒸馏塔上塔(T302)的操作条件下,甲醇与未反应C4形成共沸物,从塔顶馏出,经塔顶冷凝器(E304/AB)冷凝到45℃后进入塔顶回流罐(V303),经催化蒸馏塔回流泵(P303/AB)抽出,一部分作为催化蒸馏塔下塔(T302)顶部回流;一部分作为醚后C4出装置。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第63页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置生产工艺流程及产污位置图见图八。 图八 3×104t/aMTBE(甲基叔丁基醚)装置生产工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第64页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 八、8×104t/a聚丙烯装置 1、主要原辅材料消耗情况 8×104t/a聚丙烯装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-8 表3-8 8×104t/a聚丙烯装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 粗丙烯 4.5×104t/a 来自本厂上游3万吨/年MTBE装置 丙烯 3.6×104t/a 外购 丙烯 主要原辅料 终止剂 19.93吨/年 外购 H2 催化剂 2.13 吨/年 外购 四氯化钛 活化剂 20.27吨/年 外购 三乙基铝 能源 电 776×104kwh/a 厂区电网 - 水 循环水 2400×104t/a 循环水站 H2O 蒸汽 1.0MPa 蒸汽 7.44×104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 氮气 氮气 240×104Nm3/a 氮气站 N2 压缩空气 压缩空气 9.6×104Nm3/a 空格站 N2、O2、CO2 2、主要设备 8×104t/a聚丙烯装置主要生产设备清单见表4-8 表4-8 8×104t/a聚丙烯装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 精制工段 1 氮气干燥塔、丙烯干燥塔(装填3A分子筛) &#61510;1000×4680 个 3 2 丙烯干燥塔(装填活性氧化铝) &#61510;1000×4680 个 3 3 丙烯脱氧塔(装填锰型脱氧剂) &#61510;700×4680 个 2 4 碱液罐 &#61510;400×400 个 1 5 排碱罐 &#61510;400×400 个 4 6 固碱塔(固体碱) &#61510;1000×4680 个 4 7 水解塔(852水解剂) &#61510;1000×4680 个 2 8 脱硫塔(KT-310脱硫剂) &#61510;1000×4680 个 6 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第65页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 9 脱砷塔 &#61510;1000×4680 个 1 10 预精制罐 -- 个 1 11 缓冲罐 -- 个 1 12 精制塔 -- 个 1 13 电炉 -- 台 1 二 聚合工段 1 精丙烯计量罐 &#61510;2200×3400 个 3 2 投料泵 -- 台 3 3 活化剂中间罐 &#61510;400×1200 个 1 4 活化剂计量罐 &#61510;89×881 个 6 5 活化剂放空缓冲罐 &#61510;500×1000 个 1 6 活化剂料斗 &#61510;219×880 个 6 7 催化剂料斗 &#61510;159×415 个 6 8 真空缓冲罐 &#61510;800×2752 个 2 9 汽水分离罐 -- 个 2 10 聚合釜 -- 个 6 11 水环真空泵 -- 台 2 三 闪蒸工段 1 闪蒸釜 -- 个 6 四 气柜 1 气柜 -- 个 1 2 气柜出口水封罐 -- 个 1 3 气柜入口水封罐 -- 个 1 4 回收丙烯压缩机 -- 台 2 五 辅助工段 1 泵类 -- 台 8 2 冷凝塔 -- 个 2 3 粗丙烯冷凝器 BES600-4.0-90-6/25-2I 套 2 4 丙烯冷凝器 BES900-4.0-215-6/25-3I 套 2 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第66页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 5 热水罐 &#61510;3600×4800 个 1 6 热水泵 -- 台 3 7 粗氮气罐 &#61510;2000×4600 个 1 8 精氮气罐 &#61510;1200×3600 个 1 9 净化空气罐 &#61510;1200×2400 个 1 10 高压旋风分离器 -- 套 1 11 低压旋风分离器 -- 套 1 12 低压旋风分离器 -- 套 1 六 丙烯回收 1 回收丙烯气压缩机 -- 台 2 2 高压丙烯回收罐 &#61510;2200×3400 个 1 3、水平衡 8×104t/a聚丙烯装置水平衡分析见表5-8。 表5-8 8×104t/a聚丙烯装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 软水 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 3 9.3 3000 1.0(循环) 6.37(冷凝) 2.0(循环)2.93(汽包) 机泵冷却/地面冲洗 3.2 — — 3.2 — — 小计 6.2 9.3 3000 4.2 6.37 4.93 合计 给水量:15.5 3000 15.5 从上表可见,8万吨/年聚丙烯装置(界区内)总用水量为3015.5m3/h,其中给水量为15.5m3/h(不含循环冷却水),包括6.2m3/h自来水、9.3m3/h软水;循环用水量3000m3/h。 装置界区内排水4.2m3/h,其中1.0m3/h循环水系统作清下水排放,3.2m3/h机泵冷却及地坪冲洗等含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 蒸汽汽包冷凝水6.37m3/h回收至软化制水装置套用。 4.93m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗2.93m3/h,冷却循环系统损耗2.0m3/h。 装置界区内的水循环利用率和重复利用率分别为99.5%和99.7%。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第67页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 4、物料平衡 8×104t/a聚丙烯装置物料平衡分析见表6-8。 表6-8 8×104t/a聚丙烯装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料名称 数量 来 源 输出物料名称 数量 去向 粗丙烯 10125 来自本厂上游3万吨/年MTBE装置或外购 聚丙烯 10000 聚丙烯树脂产品外售 四氯化钛(催化剂) 0.266 外购 三乙基铝(活化剂) 2.53 外购 损耗(含烃气) 130.29 生产过程损失,含烃气去全厂燃料气管网作燃料 氢气(终止剂) 2.49 外购 合 计 10130.29 合 计 10130.29 5、工艺流程 本装置采用间歇本体法,分为原料精制、聚合反应、闪蒸、粉料包装、丙烯回收几部分。 (1)原料精制 自罐区来的粗丙烯经流量调节阀进入粗丙烯精制系统,丙烯精制的目的是除去丙烯中的杂质,主要是硫、氧、水等。丙烯精制先经固碱塔(T21011A/B/C)脱硫脱水后,经水解塔(T2102 A/B)将有机硫转化为无机硫后,再经脱硫塔(T2103)脱硫。脱除大量水及微量硫的粗丙烯经四个分子筛干燥塔(T2104A-F)深度干燥脱水后,经过脱氧塔(T2105A/B),其中分子筛和脱氧设备为双系列,可切换操作;经锰系列脱氧剂脱氧后的丙烯送入脱砷塔(T2106),经RAS998高效脱砷剂脱砷后达到聚合级的精丙烯送入精丙烯计量罐(V2103A/B/C,容积36m3操作压力低于表压2.16MPa)。整个精制系统均在表压小于2.2MPa和常温下进行操作。 精丙烯罐(V2103A/B/C)内纯度为99%丙烯,经丙烯投料泵(P2101 A/B/C)输送通过流量调节阀输送到聚合釜(R2201A~F)投料。 (2)聚合反应 在聚合釜(R2201A~F)内的精丙烯在催化剂、助催化剂、外给电子体和氢气的作用下,在温度73~84℃,压力3.5MPa时经搅拌发生聚合反应,反应约2~3小时;反应结束时丙烯气经高压回收系统回收。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第68页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 精丙烯自精丙烯储罐分四次经聚合釜投料。 ①氢气自氢气缓冲瓶,采用差压法定量加入聚合釜,并投40%丙烯。 ②外给电子体(DDS)定量加入催化剂料斗,用40%丙烯冲入聚合釜。 ③用精氮将活化剂计量罐中活化剂加入活化剂料斗,用10%丙烯冲入聚合釜。 ④在精氮保护作用下将定量催化剂加入催化剂料斗,用40%丙烯冲入聚合釜。 投料完毕,进到聚合升温、恒温过程,达到生产目的。 投料完毕,自动通蒸汽进热水槽保证温度恒定在80℃,用热水泵将热水送至聚合釜夹套升温,热水回热水槽循环使用,釜温在30-50分钟内由平稳地从常温升至70℃,当水温达到65℃时,将热水(自动状态下逐步关闭)切换成循环冷却水(自动调节循环冷却水阀开度),撤去聚合反应放出的热量,控制反应热,平稳地将聚合釜内温度升至(77±1)℃,压力恒定在(3.6±0.1)MPa,反应结束(2h-3.5h)出现“干锅迹象”,开启回收系统,将未反应的气相丙烯经冷凝器(E2201A/B)冷凝成液相后回收到高压丙烯回收罐(V2104)重复使用。 回收结束后,釜内留余压(1.2 MPa-1.7 MPa),分三次将釜内物料喷入净化合格的闪蒸罐,闪蒸气全进入气柜(V2302),闪蒸罐内用氮气置换,置换气也进入气柜(V2302),反复置换三至四次至闪蒸罐内丙烯含量小于1.5%(体积分数)后包装出料。 聚合UCS水系统是保证聚合正常进行的手段,UCS系统包括冷却、热循环冷水进夹套及相助切换过程,通过PMK自动控制,主要为循环冷却水由水场泵统一供给,循环热水由循环热水槽泵统一供给,各个聚合釜具有单独的冷、热水调节阀和切换三通,主要过程如下:聚合升温时,热水调节阀打开,冷却水调节阀关闭,夹套出口三通转向热水槽,聚合撤热时,热水调节阀打开,冷水调节阀开,夹套出口三通转向水场;当所有聚合釜均不用热水时,热水槽子循环调节阀开,热水槽打循环,当热水槽液位超高,打开冷热循环水联通调节阀,由固碱塔将热水送入循环冷水回水线,从而避免热水槽跑水,所有这些操作均能在聚合通过PMK控制。 (3)闪蒸反应 聚合反应生成的聚丙烯粉料在聚合釜的余压下通过上喷料阀(XV3231、XV3232、XV3233、XV3234)和下喷料阀(XV3241、XV3242、XV3243、XV3244)分多次(不少于 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第69页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 三次,喷料时需注意闪蒸釜接料压力不得大于0.5MPa)喷入净化合格(釜内氧含量小于0.5‰)的闪蒸釜(RV2201A~F)内。生成的聚丙烯粉料中含有的丙烯气经低压回收系统回收至气柜。回收后对闪蒸釜内的进行真空泵(P2201A/B)抽真空后通氮气置换丙烯气,置换合格 (可燃气含量小于1.5‰)后进行氮气充压(充氮压力须小于0.5MPa),利用氮气压力经闪蒸釜底阀(XV3261、XV3262、XV3263、XV3264)将釜内聚丙烯粉料送入料仓包装。 (4)尾气回收 排至气柜的丙烯尾气,经回收丙烯压缩机(C2301A/B)压缩后,进入粗丙烯冷凝器(E2301A/B)冷却成液相,送到固碱塔(T2201)经除杂质后,送入气液分离罐(V2206),液相丙烯直接进入丙烯精制系统,气相丙烯进入膜回收系统。 膜分离措施是本装置对聚合尾气回收利用的重要保证,其基本原理是采用“反向先择性高分子复合膜”,在一定的渗透推动作用下,根据不同气体分子在膜中被优先吸附渗透,从而达到分离的目的。 基本流程如下:由气液分离器出来的气相丙烯进入膜分离系统(VOC)入口,膜分离渗透气重新回到气柜,截留尾气进入燃气管网,在分离出大量不凝气(主要为氮气)后,达到回收利用的目的。 (5)包装 经过闪蒸去活完毕后,聚丙烯粉料由闪蒸罐底部出料,通过装袋、称量、 消除静电、缝袋包装(25kg/袋)后,外运出售。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第70页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 8×104t/a聚丙烯装置生产工艺流程及产污位置图见图九。 图九 8×104t/a聚丙烯装置生产工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第71页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 九、4×104t/a甲醇回收装置 1、主要原辅材料消耗情况 4×104t/a甲醇回收装置主要原辅材料、用水和动力消耗见表3-9 表3-9 4×104t/a甲醇回收装置主要原辅材料 内容 名称 年耗量(单位) 来源 主要化学成份 主料 含醇废水 2.93×104t/a 来自本厂20万吨/年醚化装置水洗醚后轻汽油 甲醇 1.2×104t/a 来自本厂3万吨/年MTBE装置水洗醚后碳四 甲醇 能源 电 25.2×104kwh/a 厂区电网 - 水 循环水 320×104t/a 循环水站 H2O 除盐水(补充) 80×104t/a 脱盐水站 盐水 蒸汽 1.0MPa 蒸汽 2.61×104t/a 厂区蒸汽管网 H2O 2、主要设备 4×104t/a甲醇回收装置主要生产设备清单见表4-9 表4-9 4×104t/a甲醇回收装置主要设备清单 序号 设备名称 型号 单位 数量 一 塔类 1 液化气水洗塔 Ф1800/1000 mm 个 1 2 轻汽油水洗塔 Ф2200/1200 mm 个 1 3 甲醇精馏塔 Ф1000mm 个 1 二 冷换类 1 进出物料换热器 &#61510;400×400 套 2 2 水冷器 &#61510;1000×4680 套 1 3 再沸器 &#61510;1000×4680 套 1 4 塔顶冷凝器 &#61510;1000×4680 套 1 5 轻汽油冷却器 套 1 三 容器类 1 缓冲罐 Φ800×1200 个 1 2 回流罐 Φ600×1000 个 1 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第72页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 设备名称 型号 单位 数量 四 泵类 1 含醇水泵 Q=45m3/h,H=7m,N=5.5KW 台 1 2 回流泵 Q=30m3/h,H=7m,N=2.2KW 台 1 3 萃取水泵 Q=40m3/h,H=7m,N=5.0KW 台 2 3、水平衡 4×104t/a甲醇回收装置水平衡分析见表5-9。 表5-9 4×104t/a甲醇回收装置水平衡分析 项目 一次水(m3/h) 重复用水(m3/h) 出水(m3/h) 自来水 脱盐水 软水 循环冷却水 排水 套用 损耗 工艺系统 2.46 4.77 3.26 400 0.12(循环) 2.24(冷凝) 4.76(净水) 2.34(循环) 1.02(汽包) 0.01(甲醇) 机泵冷却/地面冲洗 3.6 — — — 3.6 — — 小计 6.06 4.77 3.26 400 3.72 7.0 3.37 合计 给水量:14.09 400 14.09 从上表可见,4万吨/年甲醇回收装置(界区内)总用水量为413.69m3/h,其中给水量为13.69m3/h(不含循环冷却水),包括5.66m3/h自来水、3.26m3/h软水、4.77m3/h脱盐水(萃取水);循环用水量400m3/h。 装置界区内排水3.32m3/h,其中0.12m3/h循环水系统作清下水排放,3.6m3/h机泵冷却及地坪冲洗等含油废水去厂区废水处理站集中处置后达标排放。 蒸汽汽包冷凝水2.24m3/h回收至软化制水装置套用;甲醇回收装置净水4.76m3/h返回生产装置套用。 3.37m3/h损耗主要是加热炉汽包损耗1.02m3/h,冷却循环系统损耗2.34m3/h,甲醇带走0.01m3/h。 装置界区内的水循环利用率和重复利用率分别为96.7%和98.4%。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第73页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 4、物料平衡 4万吨/年甲醇回收装置物料平衡分析见表6-9。 表6-9 4万吨/年甲醇回收装置物料平衡表 单位:kg/h(年运行8000h) 投入物料名称 数量 来 源 输出物料名称 数量 去向 醚后轻汽油 11462.5 来自本厂20万吨/年醚化装置 洗后轻汽油 11187.5 去罐区调和后作产品 醚后碳四 9125.0 来自本厂3万吨/年MTBE装置 洗后碳四 9000 作民用液化气产品外售 萃取水 4762.5 脱盐水站 含醇水 5162.5 本装置处理对象 合 计 25350 合 计 25350 5、工艺流程 本装置由液化气水洗塔(T-401)、轻汽油水洗塔(T-402)和甲醇精馏塔(T-403)以及相应的配套冷换设备、回流罐、进料缓冲罐、进料泵、回流泵等组成,醚化汽油和MTBE装置未反应的碳四、甲醇共沸物分别在水洗塔中经萃取水脱出残余甲醇,萃取甲醇所得的甲醇水溶液经含醇水(甲醇含量约7.75%)缓冲罐送往甲醇精馏塔。 甲醇精馏塔系常压操作,借助常规蒸馏回收反应剩余的甲醇,再返回甲醇系统储罐以重新使用,塔底得到的基本不含甲醇的水则作为萃取甲醇的溶剂,经换热和冷却后返回甲醇萃取塔循环使用。 来自MTBE装置的C4送入液化气水洗塔(T-401)下部。萃取水由萃取水泵(P-403/A、B)送出经甲醇精馏塔进出物料换热器(E-404)与含醇水换热后经甲醇精馏塔塔底水洗水冷却器(E-405)冷却,从T-401上部打入。在T-401中,甲醇与剩余碳四的混合物为分散相,萃取水为连续相,两液相连续逆向流动,使甲醇被水所萃取。萃余液即基本不含甲醇的剩余碳四从塔顶出装置。 来自汽油醚化装置的醚化汽油经轻汽油水冷器(E-401)冷却后进入轻汽油水洗塔(T-402)下部。萃取水由萃取水泵(P-403/A、B)送出经甲醇精馏塔进出物料换热器(E-404)与含醇水换热后经甲醇精馏塔塔底水洗水冷却器(E-405)冷却,从T-402上部打入。在T-402中,两液相连续逆向流动,使甲醇被水所萃取。萃余液即基本不含甲醇的洗后轻汽油从塔顶返回原汽油醚化装置。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第74页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 液化气水洗塔(T-401)和轻汽油水洗塔(T-402)底的含醇水进入含醇水缓冲罐(V-401),经含醇水泵(P-401/A、B)抽出,经甲醇精馏塔进出物料换热器(E-404)换热后作为甲醇精馏塔(T-403)进料。 T-403顶馏出物为甲醇、微量水和烃的混合物,经甲醇精馏塔顶冷凝器(E-402)冷凝,进入甲醇精馏塔顶回流罐(V-402)。回流罐为常压操作,罐顶可能有微量气体经放空管放入大气。冷凝液用甲醇精馏塔顶回流泵(P-402/A、B)抽出,其中大部分作为回流送入T-403顶部,少部分送至系统甲醇罐循环使用。 T-403底排出的是基本不含甲醇的水,由甲醇精馏塔底泵抽出经与E-404与塔进料换热、E-405被冷却后,作为T-401和T-402的萃取水送入T-401和T-402上部循环使用。 T-403底部设有再沸器(E-403),以蒸汽作为加热介质为回收甲醇提供热源。T-403设有定回流流量控制。 4万吨/年甲醇回收装置生产工艺流程及产污位置图见图十。 十、全厂物料平衡及水平衡分析 盛马化工现厂区内已建成11套装置(其中生产装置10套,环保装置1套)。本项目—燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目,包括包含除150万吨/年燃料油处理装置和60万吨/年催化裂化装置外的9套装置,其中含5套炼油及相关装置(200万吨/年燃料油处理装置、25万吨/年催化汽油选择性加氢装置、20万吨/年石脑油及碳四非临氢改质装置、20万吨/年催化汽油醚化装置和8.4万吨/年催化液化气脱硫醇装置)、3套化工装置(15万吨/年气体分馏装置、3万吨/年MTBE装置和8万吨/年聚丙烯装置)、1套环保装置(4万吨/年甲醇回收装置)。各子项目物料平衡、硫平衡及水平衡已在前文分别进行分析。 盛马化工现已建装置间生产关联较紧密,故从全厂角度开展物料平衡、硫平衡、水平衡及蒸汽平衡。 1、水平衡 盛马化工全厂总用水量9768.1m3/h,生产总用水量9766.6m3/h(其中新水用量193.5m3/h;重复用水量9573.1 m3/h:包括循环冷却水9500 m3/h、蒸汽冷凝水回用48 m3/h、净化酸性水回用25.1 m3/h),生活用水量1.5 m3/h。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第75页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 水循环利用率97.3%,水重复利用率98.0%。 全厂外排废水量141.8m3/h,其中经污水排污口进入郪江114.7 m3/h(生产废水113.4 m3/h,生活污水1.3 m3/h),经雨水排口进入郪江(清净下水排放量27.1m3/h)。 全厂水平衡分析见图十一。 2、物料平衡 盛马化工原料油采用燃料油,年加工处理能力350万吨/年,装置产品包括塔顶组分油、轻质燃料油、重组分油、渣油;在此基础上,下游装置对塔顶组分油、重组分油进行加工(分馏、醚化、加氢精制、脱硫醇等),得到产品汽油、液化气等;下游装置围绕液化气延伸化工产业链,得到MTBE、聚丙烯产品。 盛马化工已建装置总物料平衡分析,见表8。 表8 盛马化工全厂现已建装置总物料平衡分析 进 料(×104t/a) 产 出(×104t/a) 项目 名 称 数 量 产 品 流 失 原料 燃料油 350 名称 数量 类别 名称 数量 甲醇 1.08 汽油 40.2 废气 无组织 0.0762 丙烯 3.6 轻质燃料油 47.12 有组织 0.0005 液化气 6.6 民用液化气 10.17 — 废水 2.5 反应水蒸气或脱盐水 2.38 重组分油 80.0 — 工业固体废物 0.0645 — — 渣油 163.83 — 开停车损失 0.10 — — 聚丙烯 8.0 — — — — — 炼厂气 4.74 — — — — — 油浆 1.8 — — — — — 催化焦炭 5.4 — — — 小计 363.66 小计 361.26 — 小计 2.7412 化学品 0.3412 — — — — — 合计 364.0012 合计 364.0012 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第76页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 盛马化工现有厂区总物料投入量为364.0012×104t/a,得到各类(副)产品量为361.26×104t/a,占总进料量的99.25%,总损失量为2.7412×104t/a,占总进料量的0.75%。总损失量中以废气形式进入环境的量为0.0767×104t/a,占总损失量的28.0%,以废水形式损失的物料量为2.5×104t/a,占总损失量的91.2%,为主要流失途径。 3、硫平衡 盛马化工已建装置总硫平衡分析,见表9。 表9 盛马化工全厂已建装置总硫平衡分析 进入 带走 项目 进料量 ×104t/a 硫含量 (%) 带入硫量 t/a 项目 出料量 ×104t/a 硫含量 (%) 带走硫量 t/a 燃料油 350 0.147 5145 一、产品 液化气 6.6 0.002 1.32 汽油 40.2 0.0043 17.29 — — — — 轻质燃料油 47.12 0.089 419.37 — — — — 民用液化气 10.17 0.004 4.07 — — — — 重组分油 80.0 0.122 976.00 — — — — 渣油 163.83 0.195 3191.89 — — — — 油浆 1.8 1.137 204.66 — — — — 催化焦炭 5.4 0.361 194.94 — — — — 小 计 — — 5008.22 — — — — 二、损失 — — — — 进入废气 — — 25.41 — — — — 进入废水 — — 2.30 — — — — 进入固废 — — 110.39 小 计 5146.32 小 计 — — 138.10 合 计 1053.57 — 5146.32 合 计 — — 5146.32 盛马化工外部输入硫主要是通过燃料油带入,硫输出去向主要包括(副)产品(汽油、轻质燃料油、渣油等)及“三废”,其中以“三废”形式损失硫量为138.10t/a,占总硫量的2.68%。以下重点分析“三废”中硫进入环境介质的途径及去向: 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第77页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 (1)废气 ①燃料油处理装置低压瓦斯气(含硫量0.20%),催化裂化装置、汽油选择性加氢装置及芳构化装置产生的干气(含硫量0.002%)送厂区燃料管网作燃料,作燃气锅炉及生产装置配套加热炉作燃料综合利用。全厂燃料气管网收集的含烃可燃气体含硫总量共计25.41 t/a,通过燃烧转化为SO2外排环境空气,SO2排放量50.82 t/a。 ②催化裂化装置烧焦产生的再生烟气含硫量194.94t/a,燃烧转化为SO2外排环境空气,SO2排放量389.88 t/a。 则盛马化工全厂生产过程中最终进入环境空气的SO2排放量440.7 t/a。 (2)废水 ①各生产装置含硫酸性废水合计含硫量20.08×104t/a,酸性废水送酸性水汽提装置处置,处理后净化水含硫量≯50ppm全部返回燃料油处理装置电脱盐单元作回注水利用,酸性气(H2S及SO3)去中和反应器与废碱液中和处理,处理尾气送火炬系统焚烧高空燃放,绝大部分硫进入废碱渣,外委处置。 ②生产装置其他废水含硫量2.30t/a,经厂区废水处理站处理后外排废水达标排放郪江,尾水中含硫量仅0.02t/a;废水中硫主要进入污泥,约2.12t/a,外委处置;另有约0.16t/a以H2S形式废气无组织排放环境空气。 (3)废渣 燃料油处理装置、催化汽油选择性加氢装置及催化液化气脱硫醇装置等产生的废碱液送酸性气中和处理装置作碱液利用,经碱渣罐沉淀后定期清理下沉碱渣,其中含硫约110.39t/a,随废碱渣外委处置。 4、蒸汽平衡 据盛马化工实际生产运行情况,正常生产时仅需运行35t/h锅炉,2台10t/h锅炉作备用,以各装置干气、低压瓦斯及不凝气等为燃料,不足部分以天然气作补充。催化裂化装置再生烟气配套有余热锅炉,可产蒸汽35t/h。 全厂设蒸汽平衡分析见表10。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第78页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表10 盛马化工全厂已建装置总蒸汽平衡分析 单位:t/h 序号 用户或 装置名称 汽包产汽 减温减压产汽 凝汽机 用汽 装置注汽 装置加热用汽(重沸器) 伴热用汽 间接加热用汽 一 炼油装置 1 150燃料油装置 — — — — 3.32 0.1 — 2 200燃料油装置 — — — — 3.7 0.1 — 3 气分装置 — — — 5.02 0.38 — — 4 MTBE — — — — 2.2 — — 5 甲醇回收 — — — — 3.26 — — 6 聚丙烯 — — — — 9.3 — — 7 汽油加氢 — — — 1.22 —  0.1 — 8 芳构化装置 — — — 3.8 1.1 0.1 — 9 催化裂化 -35 -1 12 11.3 2.2 0.1 — 10 液化气脱硫醇 — — — 2.2 —  — — 11 汽油醚化 — — —  — 7.2 — —  小计 -35 -1 12 23.54 32.66 0.5 0 二 公用工程 1 油品 — — — — — 0.55 —  2 铁专线 — — — — — — 0.84 3 锅炉 -35 — — — 0.2 — —   小计 -35 — — — 0.2 0.55 0.84  分项小计 -70 -1 12 23.54 32.86 1.05 0.84  合 计 -71 70.29 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第79页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 图十 4万吨/年甲醇回收装置生产工艺流程及产污位置图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第80页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 图十一 全厂水平衡分析图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第81页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表四、主要污染物的产生、治理及排放 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第82页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 ⑵催化汽油加氢装置:汽油分馏塔、汽提塔顶回流罐不凝气,脱硫醇尾气水洗罐尾气,送至燃料气管网作燃料气。 ⑶催化液化气脱硫醇装置:尾气水洗罐排尾气,,送火炬系统。 ⑷石脑油、碳四非临氢改质装置:稳定塔、脱重塔顶回流罐 不凝气,送至燃料气管网作燃料气。 ⑸气分装置:脱丙烷塔、脱乙烷塔、精丙烯塔顶回流罐不凝气,送至燃料气管网作燃料气。 ⑹MTBE装置:催化蒸馏塔顶回流罐不凝气,送火炬系统。 ⑺聚丙烯装置:高压丙烯、粗丙烯冷凝器不凝气,送至燃料气管网作燃料气;丙烯回收系统膜回收截留尾气、抽真空尾气,送火炬系统。 ⑻甲醇回收装置:甲醇精馏塔不凝气,送至燃料气管网作燃料气。 ③炼油过程中产生的燃料气 盛马化工设置全厂燃料气管网,炼油过程中产生大量可燃成分较高的含烃气体,作为炼厂燃料气进入全厂燃料气管网,为全厂提供洁净的气体燃料。 ⑴燃料油处理装置:低压瓦斯进入全厂燃料气管网; ⑵催化裂化装置:催化干气经干气脱硫塔净化后,送汽油加氢精制装置区的PSA制氢装置产生的解吸气,进入全厂燃料气管网。 ⑶火炬系统:各装置区在开停工、检修及故障状态下可燃气引至火炬系统焚烧放空。 (3)锅炉烟气 盛马化工设有1×35t/h和2×10t/h(备用)燃气锅炉,燃料来自全厂燃料气管网,管网燃料气不足时由天然气补充。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第83页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表11 盛马化工本项目及全厂废气产生及治理情况汇总表 装置名称 废气类别 污染编号 产生特征 治理措施 本项目 (燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目管) 200万吨/年燃料油处理装置 加热炉烟气 — SO2、NOx、烟尘 采用低硫炼厂气,45m排空 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 汽油加氢 精制装置 加热炉烟气 — SO2、NOx、烟尘 采用低硫炼厂气,30m排空 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 制氢装置解吸气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 液化气 脱硫醇装置 含烃尾气 — 含烃气体 去全厂火炬系统 催化汽油 醚化装置 — — — — 石脑油碳四 加氢改质装置 加热炉烟气 — SO2、NOx、烟尘 采用低硫炼厂气,30m排空 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 气分装置 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 MTBE装置 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 聚丙烯装置 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 甲醇回收装置 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 150万吨/年燃料油处理项目 150万吨/年燃料油处理装置 加热炉烟气 — SO2、NOx、烟尘 采用低硫炼厂气,45m排空 含烃不凝气 /尾气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 燃气锅炉 锅炉烟气 — SO2、NOx、烟尘 采用低硫炼厂气,45m排空 60万吨/年催化裂化项目 催化裂化装置 催化剂再生烧焦烟气 — SO2、NOx、烟尘 回收余热后60m排空 酸性气处理装置尾气 — 含烃含硫气体 去全厂火炬系统 含烃不凝气 — 含烃气体 去全厂燃料气管网 火炬系统 可燃气焚烧尾气 — SO2、NOx、烟尘 80m高架源排放 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第84页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 2、无组织废气 本项目无组织废气产生源主要是生产装置区。 (1)可收集的含烃气体 全厂设有可燃气体收集管网,炼油装置设备上的安全阀、气封气体及放空系统等紧急放空排放的含烃气体,均排入可燃气体收集管网,加压后送入全厂燃料气管网回收,可减少装置的无组织废气排放,回收资源。 (2)无法收集的含烃废气 正常生产时装置内的管线连接处、阀门密封、设备腐蚀等不可避免的会产生一定的泄漏,挥发含烃气体进入环境空气中,生产过程中采样等开关阀门、放料等也将向环境空气中挥发烃类气体。根据《石油化工设备完好及无泄漏标准》,要求“装置达到无泄漏,即静密封点泄漏率在0.5‰以下”,盛马化工现已建生产装置水平达国内先进水平,静密封泄漏率可控制在0.5‰以内,以此确定物料的泄漏量;再依据HJ/T169-2004中泄漏液体蒸发量公式来计算出装置区无组织废气排放量。 计算公式如下: Q=F&#8226;Wr/t 式中:Q——蒸发量,kg/s;F——蒸发的液体占总液体的比例; W——液体泄露总量,kg;t——蒸发时间,s。 根据盛马化工已建生产装置分布划分无组织排放单元。各单元无组织废气排放源强见下表: 表12 盛马化工已建各生产装置区无组织废气排放源强 划分单元 面积 污染物 排放源强 150万吨/年燃料油装置区 7467m2 NMHC 15.6 kg/h 200万吨/年燃料油装置区 10556 m2 NMHC 20.8 kg/h 60万吨/年催化裂化装置区(含液化气脱硫醇装置、催化汽油醚化装置) 8777 m2 NMHC 7.9 kg/h 甲醇 0.02 kg/h 25万吨/年催化汽油选择性加氢装置区 4128 m2 NMHC 1.3 kg/h 20万吨/年芳构化装置区 4480 m2 NMHC 0.3 kg/h 三联合装置区(包括15万吨/年气分装置、3万吨/年MTBE装置、4万吨/年甲醇回收装置) 2400 m2 NMHC 6.4 kg/h 甲醇 0.06 kg/h 8万吨/年聚丙烯装置区 4560 m2 NMHC 1.8 kg/h 合计:生产装置区 非甲烷总烃 54.1kg/h、甲醇0.08kg/h 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第85页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 二、废水的产生、治理及排放 盛马化工废水包括生产废水、生活污水、污染雨水和非污染雨水。其中生产废水包括生产工艺废水、公用工程设施排水、地面冲洗水等,生产工艺废水主要有含盐污水、含硫污水和含油污水;公用工程设施排水主要有循环冷却排污水、机泵冷却水、脱盐水站排污水。 1、生产废水 (1)含盐污水 含盐污水包括高浓度含盐污水和低浓度含盐污水。 ①高浓度含盐污水 燃料油处理装置的两级电脱盐罐连续排放含盐废水,主要污染物氯化物、石油类、挥发酚、硫化物等,经装置区内含油污水预处理站回收污油后送至厂区污水处理装置。其中150×104燃料油装置产生量22m3/h、200×104燃料油装置产生量29.1m3/h。 ②低浓度含盐污水 主要是脱盐水站、循环冷却水站定期排污水,其污染物含量较低,直接由雨水管网外排。 (2)含硫污水 生产过程中产生大量含硫酸性水,大多数由各工艺塔顶回流罐切出。废水中污染物主要含硫化物、石油类、挥发酚、氰化物、氨氮等,送至催化裂化装置区中的酸性水汽提净化处理,净化后的酸性水中硫化物含量大幅度降低,送燃料油处理装置回用作电脱盐水。 生产过程中产生含硫废水的排放源有: ①燃料油处理装置:初切割塔、重切割塔顶回流罐切水;其中150×104燃料油装置产生量3.8m3/h、200×104燃料油装置产生量5.0m3/h。 ②催化裂化装置:分馏塔顶回流罐切水、气压机油气分离器分液、汽提塔顶回流罐切水,产生量10.3m3/h。 ③催化汽油加氢精制装置:重汽油循环氢分液罐切水、重汽油汽液分离罐、重汽油汽提塔回流罐、脱硫醇尾气水洗罐排水,产生量4.5 m3/h。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第86页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 ④催化液化气脱硫醇装置:尾气水洗罐,产生量1.5m3/h。 (3)含油污水 生产过程中各装置产生大量含油污水,大多数由各工艺塔顶回流罐切出,其含油量较高,经装置区内设置含油污水预处理站回收污油后送至污水处理装置。 含油污水预处理站采用油水分离器进行油水分离,回收部分污油返回装置回炼,预处理后的含油污水中油含量大幅度降低。 装置区的机泵冷却水和地面冲洗水中因落地油、机泵轴封泄漏等原因含有较高浓度的石油类,挥发酚等,送至污水处理装置处理。 上述废水中主要污染因子为 COD、硫化物、石油类、挥发酚和氰化物。 生产过程中产生含油污水的排放源有: ⑴燃料油处理装置:机泵冷却水、地面冲洗水等,其中150×104燃料油装置产生量4m3/h、200×104燃料油装置产生量4m3/h。 ⑵催化裂化装置:酸性气中和反应器碱液收集罐上层排水、机泵冷却水、地面冲洗水等,产生量5.5m3/h。 ⑶催化汽油加氢精制装置:汽油分馏塔顶回流罐、轻汽油循环氢分液罐、机泵冷却水、地面冲洗水等,产生量7m3/h。 ⑷催化液化气脱硫醇装置:液化气缓冲罐切水、催化液化气水洗罐以及机泵冷却水、地面冲洗水等,产生量6m3/h。 ⑸催化汽油醚化装置:机泵冷却水、地面冲洗水等,产生量4m3/h。 ⑹芳构化装置:液化气缓冲罐、稳定塔塔顶回流罐、脱重塔塔顶回流罐切水、催化剂再生冷却废水,机泵冷却水、地面冲洗水等,产生量5.5m3/h。 ⑺气体分馏装置:脱丙烷塔塔顶回流罐、脱乙烷塔塔顶回流罐、精丙烯塔塔顶回流罐,产生量4.5m3/h。 ⑻MTBE装置:C4原料缓冲罐沉淀除水、催化蒸馏塔回流罐切水,产生量3.0m3/h。 ⑼聚丙烯装置:粗丙烯精制脱水、丙烯回收系统油水分离器,产生量3.2m3/h。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第87页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 ⑽甲醇回收装置:甲醇精馏塔回流罐切水,机泵冷却水、地面冲洗水等,产生量3.6m3/h。 ⑾储运系统:储运工程产生的废水主要来自油罐脱水、油罐清洗水等含油污水;汽车装卸车栈台的地面冲洗水等。 A、油罐脱水:油罐脱水包括原油脱水、中间油品脱水和成品油脱水。 原油脱水:原料油中含有一定量的水分,在储罐中储存一定时间后,水分沉积在罐底,达到一定量后放出送至污水处理装置。 中间油品或成品油脱水:原料油经过加工生产出的中间品或成品中,常常带有微量水和水蒸气,主要来自精制水洗后带出未能脱净的水分、用作热交换介质的换热器泄漏使油带水、油品在塔内汽提经侧线流出带出的水蒸汽。上述带水随油品进入罐区后温度降低、冷凝、水分慢慢下沉、积于罐底,需定期排放送至污水处理装置。 油罐脱水中主要含有浓度较高的石油类、COD,产生量3.0m3/h。 B、油罐清洗水 正常生产时,为了保证产品质量,定期检查与维护油罐内部设施,需对油品进行定期清洗;油罐更新、改造或必须动火的应急抢修处理需要非定期清洗,清洗过程中将产生一定量的清洗水。油罐清洗水中含有的污染物主要为石油类、洗涤剂等,交由有资质单位外委处置。 油罐清洗周期为:原料油储罐、汽油、柴油等储罐每年1次,重组分油罐等2年1次,甲醇、液化气等储罐5年1次。 C、地面冲洗水 汽车装车栈台进行地面冲洗时产生废水,主要污染物为石油类、COD、SS等,产生量4.0m3/h,送至污水处理装置。 2、生活污水 盛马化工现厂区劳动定员约800人,三班制,生活用水量按50L/d.人计,生活污水产生量约1.3m3/h。 3、污染雨水 污染区(包括生产装置区、罐区和装卸车栈台)的前30mm初期雨水收集后送污水处理装置,产生量约5.0m3/h,后期雨水由雨水管网外排。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第88页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表13 盛马化工全厂已建装置废水产生量及其去向 装置名称 废水类别 产生量 废水类别 产生量 本项目(燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目) 200万吨/年燃料油处理装置 含盐废水 29.1m3/h 小计: 69.9m3/h 含硫废水 5.0m3/h 小计: 11.0m3/h 含油废水 4.0m3/h 汽油加氢 精制装置 含油废水 7.0m3/h 含硫废水 4.5m3/h 液化气 脱硫醇装置 含油废水 6.0m3/h 含硫废水 1.5m3/h 催化汽油 醚化装置 含油废水 4.0m3/h — — — 石脑油碳四 加氢改质装置 含油废水 5.5m3/h — — — 气分装置 含油废水 4.5m3/h — — — MTBE装置 含油废水 3.0m3/h — — — 聚丙烯装置 含油废水 3.2m3/h — — — 甲醇回收装置 含油废水 3.6m3/h — — — 150万吨/年燃料油处理项目 150万吨/年燃料油处理装置 含盐废水 22.0m3/h 小计: 28.5m3/h 含硫废水 3.8m3/h 小计:3.8m3/h 含油废水 4.0m3/h — — — 储运系统 含油废水 2.5m3/h — — — 60万吨/年催化裂化项目 催化裂化装置 含油废水 5.5m3/h 小计: 16.3m3/h 含硫废水 10.3m3/h 小计:10.3m3/h 储运系统 含油废水 4.5m3/h — — — 初期雨水 含油废水 5.0m3/h — — — 生活污水 生活污水 1.3m3/h — — — 合 计 114.7m3/h 合 计 25.1m3/h 处理去向 含油及含盐废水:经装置区隔油预处理后,去厂区废水处理站 含硫废水:去催化裂化装置的酸性水汽提处理,净化水回用作燃料油处理装置电脱盐用水,不外排 4、废水治理及污染物排放情况 (1)依托催化裂化装置区已有酸性水汽提装置处理含硫废水的可行性 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第89页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 酸性水汽提装置位于催化裂化装置区内,用以收集处理全厂含硫酸性废水,目前全厂含硫废水产生量约25.1m3/h(其中本次燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目含硫废水产生量11.0m3/h),主要产生于燃料油处理装置、催化裂化及汽油加氢等,由专用管道输送至催化裂化装置区的酸性水汽提处理设施处置。该处理装置设计处理能力40t/h,设计出水水质H2S≤50mg/L、NH3≤100mg/L。 酸性废水进入原料水除油器(原料水除油器采用DYF型油水分离器,具有安全高效,无污染,维护费用少等优点)除油后进入原料水罐。自原料水除油器和原料水罐脱出的轻污油自流至地下污油罐,由污油泵间断送出装置。酸性废水经除油后,进入汽提塔的顶部,塔底用蒸汽和热汽提,酸性水中的硫化氢、氨同时被汽提,自塔顶经冷凝、分液后,酸性气送至催化裂化装置区中和反应器(采用碱洗电精制废碱液进行中和处理),塔底即得净化水,其水质满足原料油电脱盐单元注水水质要求,全部回用。经中和处理后的酸性气引至火炬系统焚烧放空。 图十二 催化裂化装置界区内酸性水汽提装置工艺流程示意图 从目前运行情况看,酸性水汽提装置设计处理能力完全满足本项目及盛马化工全厂含硫酸性废水处理需求。盛马化工生产原料由原油调整为燃料油,具有低硫低氮的特点(硫含量0.147%),故酸性废水中H2S和NH3含量较低,经处理后净化水中H2S≤50mg/L、NH3≤100mg/L、pH≤9,全部回用于原料油电脱盐单元,从运行效果看未对脱盐效果造成不利影响,回用可行。 汽提产生的酸性气经塔顶冷凝分液后,进入中和反应器内与来自碱洗电精制废碱液(主要成分NaOH)逆向接触,中和后尾气通过水封罐水洗后由密闭管网送火炬系统焚烧放空,外排废气主要成分为SO2。根据催化裂化装置竣工环保验收监测,中和反应器进 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第90页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 口处H2S和NH3最高浓度值分别为36.1mg/m3和60.1 mg/m3,出口处最高浓度值分别为0.702mg/m3和2.47 mg/m3,去除效率分别大于98.0%和96%。 综上,盛马化工150万吨/年燃料油处理装置及其他已建装置产生的含硫废水依托催化裂化装置界区内现已建的酸性水汽提处理设施是可行的。 (2)厂区废水处理站 厂区废水处理站用以收集处理全厂生产装置区、罐区等含油废水,本次技改项目依托盛马化工现已建废水处理站。 废水处理站采用三级处理工艺(一级物理处理[隔油+气浮],二级生化处理[A/O2],三级深度处理[过滤器+活性炭吸附池]),废水处理能力120m3/h。出水水质按《污水综合排放标准》(GB8978-1996)表4中一级标准控制(石油化工企业:COD≤60mg/L、NH3-N≤15mg/L、石油类≤5mg/L)。 ⑴一级物理处理:隔油+二级气浮+混凝沉淀 来自全厂生产装置区、油罐区等含油污水由含油污水管网收集至废水处理站中的格栅井,经泵提升至污水调节除油罐内,该罐的作用在于调节污水水量变化,同时起到均质除油的作用。罐内设排泥系统和收集槽,当液面油层达到一定厚度时可通过集油槽收油。将污油排入污油系统,该罐污油去除率为70%。罐底污泥定期排至污泥系统。均质调节罐罐体高度在15m左右,后续流程均可实现重力流,不需提升,以减少运行费用。调节后污水进入隔油池,隔油池的作用在于去除较大块的浮油,污水经隔油池处理后含油量可以降至200mg/L后进入浮选工艺,浮选池的作用在于去除悬浮物及污水中部分乳化油,一级气浮采用ZWQE-60型机械(涡凹)气浮成套设备,油去除率在70%;为了强化除油效果增加了二级浮选,采用TJQJ-60型加压容器气浮成套设备,两级气浮后的出水含油量在20mg/L。经气浮处理后污水进入混凝沉淀池,加入NaOH调节废水pH值大于8.5,再加入聚铝铁进行混凝处理。 ⑵二级生物处理:A/O1/O2生物接触氧化处理 污水经物理处理后进入二级生物处理阶段,采用A/O1/O2生物接触氧化处理工艺。其中A段为水解酸化及反硝化段,停留时间不宜小于12h;O1段为碳化段,停留时间不宜小于24h;O2段为硝化段,停留时间不宜小于12h。生物处理系统投加石油降解菌剂、 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第91页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 硝化菌剂等高效微生物菌剂,生物处理单元各池内均设置生物填料,以利于菌剂附着及功能分区。经二级生化处理后污水进入二沉池,二次沉淀池的作用在于泥水分离,沉淀活性污泥部分回流至缺氧池、剩余活性污泥排至污泥池。 ⑶三级深度处理:纤维球过滤器+活性炭吸附池 二沉池出水进入纤维球过滤器除去废水中悬浮物,防止后续工艺单元出现堵塞。由于活性炭具有发达的细孔结构和非常大的比表面积,因此对水中溶解的有机污染物,如苯类、酚类化合物、石油及石油产晶等具有较强的吸附能力,而且对于色度、有机化合物都有较强的去除能力;对水温、水质、水量的变化适应性强。同时由于生物活性炭在炭粒表面附着有好氧生物膜,能继续降解水中残存的有机物,从而保证了排放水质指标,而且提高了活性炭的使用期。 ⑷污泥处理:污水处理过程中产生的污泥分为两类:油泥和浮渣、剩余活性污泥。根据污泥性质不同,需要分别进行处理。 油泥和浮渣 → 污泥浓缩罐 → 离心脱水机→外运 剩余活性污泥池→污泥浓缩罐→污泥加药罐→带式压滤机→外运 厂区废水处理站工艺流程见图十三。 本项目需进入厂区废水处理站的废水量约69.9m3/h,全厂进入废水处理站的各类废污水量为114.7 m3/h。 据环保监测部门例行监测及排口在线监测表明,厂区废水处理站运行稳定可靠,外排水质可实现连续稳定达标(COD<40mg/L、NH3-N<2mg/L、石油类<3mg/L)。 综上可见,本项目生产废水及生活污水依托盛马化工厂区废水处理站处置是合理可行的。 5、地下水污染防治措施 (1)盛马化工已采取的地下水污染防治措施 根据岩土工程勘察报告,盛马化工所在地为新生界第四系全新统,为现代河流冲积层,郪江两岸为砂质黏土及粘砂土,民井极少,涌水量小于0.01L/s,厚度0~15m分布连续、稳定,渗透系数1.2×10-6~6.0×10-5cm/s,包气带防污性能中等,区域地下水环境不敏感。为有效控制企业生产对区域地下水造成污染,盛马化工在厂区规划、设计及施工过 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第92页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 程中采取了主动控制和被动控制相结合的防治措施。 ①主动控制措施 盛马化工在生产工艺设备、建筑结构、总图等方面均在设计中考虑了相应的控制措施,具体措施如下: ⑴工艺设备控制措施 A、储存和输送原料油及成品油的设备和管线排液阀门设为双阀; B、罐区按照《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-92)和《储罐区防火堤设计规范》(GB50351-2005)的要求设置围堰,且对地面和围堤采取了防渗处理。 ⑵建筑结构防控措施 A、有可能发生物料或化学药品或含有污染物的介质泄漏的地面按污染区地面处理,地面坡向集水点的坡度须大于0.01,地面与墙、柱、设备基础等交接处须做翻边处理; B、所有储存污水和排水的构筑物(包括集水坑、污水池、化粪池、雨水口、检查井、水封井等)均按分区进行防渗处理; C、污染区的排水沟按相应分区进行防渗处理。 ⑶给水排水防控措施 A、各装置污染区地面初期雨水、地面冲洗水及使用过的消防水全部收集进入事故应急贮水池(有效容积14000m3),通过泵提升后送厂区污水处理站处理;污染区的后期雨水由雨水管网外排。 B、厂内输送污水压力管道采用地上敷设。 C、所有排水系统的集水坑、污水池、化粪池、雨水口、检查井、水封井等构筑物均采用了防渗的钢筋混凝土结构并做防渗层保护。 ⑷总图防控措施 在总图布置上,严格区分污染防治区和非污染防治区。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第93页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 图十三 厂区废水处理站工艺流程图 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第94页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表14 盛马化工厂区污染防治分区情况一览表 序号 区域名称 主要介质 分区类别 防渗方案 一、生产装置区 1 燃料油处理装置 燃料油、塔顶组分油、轻质燃料油、重组份油、渣油、含盐污水、含油污水、含硫污水 污染防治区 装置区边界设导流渠,地面作防渗处理 2 催化裂化装置 重组份油、催化汽油、催化柴油、油浆、含硫污水、含油污水 污染防治区 3 汽油醚化装置 催化轻汽油、甲醇、醚后汽油、含油污水 污染防治区 4 碳四、石脑油非临氢改质装置 石脑油、醚后液化气、改质汽油、液化气、干气、含油污水 污染防治区 5 催化汽油加氢装置 催化裂化汽油、轻汽油、重汽油、含油污水 污染防治区 6 气体分馏装置 液化气、碳四、丙烷、含油污水 污染防治区 7 MTBE装置 碳四、甲醇、MTBE、醚后碳四、含油污水 污染防治区 8 液化气脱硫醇装置 催化液化气、精制液化气 污染防治区 9 聚丙烯装置 丙烯、聚丙烯 污染防治区 10 甲醇回收装置 醚后碳四(含醇)、水洗后汽油、液化气、甲醇、含油污水 污染防治区 二、储罐区 1 原油罐 燃料油、甲醇 污染防治区 设围堰,且作防渗处理 2 中间油罐 重组分油、塔顶组分油、轻质燃料油、改质汽油、醚后汽油、催化柴油、MTBE、渣油 污染防治区 3 成品油罐区 汽油、柴油、液化气、聚丙烯 污染防治区 4 污油 污油 污染防治区 三、公用工程区 1 循环水场 循环水 非污染防治区 不作特殊防渗处理 2 脱盐水及软水站 酸、碱废水 非污染防治区 四、环保工程 1 污水处理设施 含油污水、含硫污水 污染防治区 地面、池壁及底部作防渗处理 2 雨水收集池 污染雨水 污染防治区 3 事故水池 事故污水 污染防治区 4 固废临时贮存区 危险废物 污染防治区 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第95页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 ②被动控制措施 防止地下水污染的被动控制措施即为地面防渗工程。厂区按污染防治区和非污染防治区分别采取了不同等级的防渗措施: ⑴污染防治区设置了导流渠,切断了泄漏物料流入非污染区的途径。污染防治区地面采用防渗钢筋混凝土进行了防渗处理,污染防治区防渗混凝土厚度150mm,总体满足《石油化工企业设计防渗通则》(Q/SY1303-2010)相关要求。 ⑵非污染防治区采取非铺砌地坪或普通混凝土地坪,不设置防渗层。 三、固体废弃物的产生及处置 1、燃料油处理装置 油品碱洗电精制罐产生的废碱渣,主要成分为NaOH和硫化物,含碱约7%~9%,去催化裂化装置区酸性气中和处理单元作碱液循环利用,定期更换,废碱液经碱液沉渣罐分离出碱渣,外委处置,上层废液去厂区污水处理站处置。 2、催化汽油选择性加氢装置 加氢反应器废催化剂主要成分MoO3、CoO、NiO,每6年换1次,由供应商回收处置。混合汽油砂滤塔滤渣每2年换1次,外委盛马化工大英石化有限公司处置;碱液过滤器产生的废碱液,去催化裂化装置区酸性气中和处理单元作碱液循环利用。 3、催化液化气脱硫醇装置 液化气篮式过滤器产生的滤渣,定期更换由供应商回收处置;碱液过滤器产生的废碱液,去催化裂化装置区酸性气中和处理单元作碱液循环利用;分离罐产生的污油为含二硫化物的溶剂油,去燃料油处理装置回炼。 4、催化汽油醚化装置 醚化反应器废催化剂,每2年换1次,由供应商回收处置。 5、石脑油及碳四非临氢改质装置 改质反应器废催化剂,主要是废分子筛和Al2O3,每2年换1次,由供应商回收处置。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第96页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 6、MTBE装置 保护反应器废催化剂、醚化反应器废催化剂、反应蒸馏塔废催化剂,主要组成为阳离子交换树脂,约1年更换1次,由供应商回收处置。 7、聚丙烯装置 废固碱废催化剂、水解塔废催化剂、脱硫塔废脱硫剂、分子筛塔废分子筛、脱氧塔废脱氧剂、脱砷塔废脱砷剂、废活化剂,主要组成为ZnO、Al2O3等,定期更换由供应商回收处置。;粒料分级筛废料作产品外售;碱液过滤器产生的废碱液,去催化裂化装置区酸性气中和处理单元作碱液循环利用。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第97页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表15 工业固体废弃物产生及处理处置情况 装置区名称 编号 固废名称 污染特征 性质 年产生量 去向 燃料油处理装置 — 碱洗电精制废碱液 NaOH,含碱约7%~9% — — 作酸性气中和处理装置用碱,循环利用,沉渣定期清理作危废外委处置 催化液化气 脱硫醇装置 — 篮式过滤器滤渣 含污油 危废 — 外委盛马化工大英石化有限公司处置 — 碱渣和废碱液 NaOH及硫化钠等 — — 作酸性气中和处理装置用碱循环利用 — 含二硫化物的溶剂油 污油 — — 去燃料油处理装置回炼 催化汽油 选择性加氢装置 — 废催化剂 含MoO3、NiO、CoO等 — 每6年换1次 由供应商回收处置 — 混合汽油砂滤塔滤渣 油渣 危废 每2年换1次 由供应商回收处置 — 废碱液 NaOH及硫化钠等 — — 作酸性气中和处理装置用碱循环利用 石脑油、碳四非临界 氢改质装置 — 改质反应器废催化剂 分子筛和Al2O3 — 每2~3年更换1次,约125m3 由供应商回收处置 催化轻汽油 醚化装置 — 醚化反应器废催化剂 阳离子交换树脂 — 每2年更换1次,每次产生量27m3 由供应商回收处置 MTBE装置 — 废催化剂 阳离子交换树脂 — 每1年更换1次,每次产生量27m3 由供应商回收处置 聚丙烯装置 — 废脱水剂、废脱硫剂等 ZnO、Al2O3 — 每3年换1次 由供应商回收处置 — 废碱液 NaOH及硫化钠等 — — 作酸性气中和处理装置用碱循环利用 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第98页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 四、噪声的产生及防治措施 高噪声源主要包括工艺设备、加热炉、压缩机、风机及泵类等,共计205台,电机功率为800~11000kW,其噪声级在80dB(A)~100dB(A)之间,均安装在室外。本装置区距厂界最近距离达200m。 噪声的治理采用综合治理方式,通过声源控制技术使噪声源远离园区边界,通过使用低噪声设备,利用生产厂房建筑物隔音,设备通过固定操作,底部设置软连接的措施,进行基础减震,减少设备振动而引起的噪声值增加,以及在厂界四周种植2m宽的绿化带作为噪声隔离带,使噪声自然衰减等方式来减少噪声对周围环境的影响。采取措施后,根据厂界噪声实测数据,盛马化工各厂界噪声厂界环境噪声能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)3类标准要求。 五、 非正常排放 非正常排放包括装置开、停车及设备损坏、仪表故障等一般事故。 (1)开车 装置在开车前,需用氮气对系统进行吹扫、置换,吹扫/置换气中含有微量的粉尘,可直接排入环境空气。 制氢装置开车时,首先向转化炉供应天然气及蒸汽,然后点火开炉,反应不合格的气体去火炬系统焚烧。 PSA装置开车时,首先向转化炉通入各装置的低分气,然后点火开炉,反应不合格的气体去火炬系统焚烧。 (2)停车 装置检修停车后,将系统内残余物料送火炬;之后用氮气对全系统进行吹扫,吹扫气至火炬,待吹扫气中烃含量很小时,由各高低点排放到环境空气;再用蒸汽对设备进行蒸煮,吹扫气排放到环境空气,凝液送到污水处理装置。塔类设备需用水冲洗,冲洗水送到污水处理站。 (3)一般事故 由于设备损坏、仪表故障等原因造成的事故停车,在停止进料后,将事故单元气相物料送火炬,其它系统保压。装置发生一般性事故时会使工艺条件波动,甚至局部停车,导致生产废水中污染物含量比正常生产时高,此类废水送装置内污水储池收集后,渐次送到污水处理装置处理。 总之,本项目通过控制开停设备的顺序及完备的污染物排放预防措施可基本消除非正常工况下污染物超标排放问题。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第99页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 六、主要污染源及处理设施对照 该项目污染源及处理设施对照见表16。 表16 污染源及处理设施对照表 种类 装置名称 污染源 源强 处理设施、方式 排放口 排放去向 废水 200万吨/年燃料油处理装置 含盐废水 29.1m3/h 三级处理工艺、([隔油+气浮]、生化处理、[过滤器+活性炭吸附池]) 厂区污水处理站 郪江 含硫废水 5.0m3/h 酸性水汽提装置 回用 含油废水 4.0m3/h 三级处理工艺、([隔油+气浮]、生化处理、[过滤器+活性炭吸附池]) 厂区污水处理站 郪江 汽油加氢 精制装置 含硫废水 4.5m3/h 酸性水汽提装置 回用 含油废水 7.0m3/h 三级处理工艺、([隔油+气浮]、生化处理、[过滤器+活性炭吸附池]) 厂区污水处理站 郪江 液化气脱硫醇装置 含硫废水 1.5m3/h 酸性水汽提装置 回用 含油废水 6.0m3/h 三级处理工艺、([隔油+气浮]、生化处理、[过滤器+活性炭吸附池]) 厂区污水处理站 郪江 催化汽油醚化装置 含油废水 4.0m3/h 石脑油碳四加氢改质装置 含油废水 5.5m3/h 气分装置 含油废水 4.5m3/h MTBE装置 含油废水 3.0m3/h 聚丙烯装置 含油废水 3.2m3/h 甲醇回收装置 含油废水 3.6m3/h 废气 200万吨/年燃料油处理装置 加热炉烟气 0.004kg/h 采用低硫炼厂气,45m排空 环境 大气环境 含烃不凝气 /尾气 1.8g 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 汽油加氢 精制装置 加热炉烟气 — 采用低硫炼厂气,30m排空 环境 大气环境 含烃不凝气 /尾气 — 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 制氢装置解吸气 — 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 液化气脱硫醇装置 含烃尾气 — 去全厂火炬系统 环境 大气环境 催化汽油醚化装置 — — — — — 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第100页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 种类 装置名称 污染源 源强 处理设施、方式 排放口 排放去向 废气 石脑油碳四 加氢改质装置 加热炉烟气 — 采用低硫炼厂气,30m排空 环境 大气环境 含烃不凝气 /尾气 — 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 气分装置 含烃不凝气 /尾气 — 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 MTBE装置 含烃不凝气 /尾气 — 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 聚丙烯装置 含烃不凝气 /尾气 — 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 甲醇回收装置 含烃不凝气 /尾气 — 去全厂燃料气管网 厂内 不外排 噪声 工艺设备、加热炉、压缩机、风机及泵类、车辆 80~100(dB) 声源控制技术、隔声、消声、减震、绿化隔离 厂内 外界环境 固体废弃物 办公、生活垃圾 — 环卫部门统一清运 填埋场 不外排 碱渣、油泥、污水处理站污泥 — 外委处置 有资质的单位 盛马化工大英石化有限公司 污水处理站废油 — 原料回炼 厂内 燃料油处理装置 各类废催化剂 179m3 回收处置 供应商 — — — — — — 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第101页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 七、主要环保投资 本项目总投资38795万元,其中环保投资1567万元,环保投资占总投资的2.49%,环保设施分布见附图五。本项目主要环保设施与环评、初步设计、实际建设对照见表17。 表17 主要环保设施与环评、初步设计、实际建设对照见表 污染类型 环评要求 项目实际建设情况(万元) 环保设施 数量 环保设施 数量 投资 废水 40t/h酸性水汽提装置 1套 40t/h酸性水汽提装置 1套 320 甲醇回收装置 1套 甲醇回收装置 1套 500 120m3/h污水处理站 1套 120m3/h污水处理站 1套 592 排放口在线监测设施 1套 排放口在线监测设施 1套 18 废气 酸性气中和处理装置 1套 酸性气中和处理装置 1套 95 发油装卸区油气回收设施 1套 发油装卸区油气回收设施 1套 100 可燃气回收设施 1套 可燃气回收设施 1套 1939 定期开展泄漏检测与修复(LDAR) 2次 定期开展泄漏检测与修复(LDAR) 2次 20 厂界四周安装TVOC环境监测设施 1套 厂界四周安装TVOC环境监测设施 1套 60 废水处理站采取密闭措施,且建设生物过滤装置处理收集气体 1套 废水处理站采取密闭措施,且建设生物过滤装置处理收集气体 1套 150 噪声 消声、隔声、减振等设施 — 声源控制技术、隔声、消声、减震、绿化隔离 — 90 固废 废催化剂储罐(80m3)、油浆储罐(2×1300 m3)、废油及污泥储罐(2×500 m3)等 — 废催化剂储罐(80m3)、油浆储罐(2×1300 m3)、废油及污泥储罐(2×500 m3)等 — 118 环境风险 火炬系统 1套 火炬系统 1套 4127 事故废水收集池(1×14000m3) 1个 事故废水收集池(1×14000m3) 1个 260 初期雨水收集池(1×6000m3) 1个 初期雨水收集池(1×6000m3) 1个 160 生产装置区围堤、导流沟和切换系统 1套 生产装置区围堤、导流沟和切换系统 1套 110 罐区围堰、导流沟及切换系统 1套 罐区围堰、导流沟及切换系统 1套 230 污水处理站进水端缓冲罐2×2000m3 2个 污水处理站进水端缓冲罐2×2000m3 2个 50 污水管线自动检漏系统 1套 污水管线自动检漏系统 1套 30 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第102页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 污染类型 环评要求 项目实际建设情况(万元) 环保设施 数量 环保设施 数量 投资 环境风险 气象观测、应急人员防护措施 1套 气象观测、应急人员防护措施 1套 18 地下水 污染控制 厂区防渗工程 — 厂区防渗工程 — 360 对厂区地面裂缝作修补防治地下水污染 — 对厂区地面裂缝作修补防治地下水污染 — 100 水生生态保护 水生生态监测 — 水生生态监测 — 23 鱼类资源补偿 — 鱼类资源补偿 — 20.84 宣传及监督管理经费 — 宣传及监督管理经费 — 8 绿化 厂区种植各种植物、花草、施工场地生态恢复 — 厂区种植各种植物、花草、施工场地生态恢复 — 51 合计 9524.84万元 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第103页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表五、验收监测内容 1、验收监测工况监督 项目运行期间,该项目工况稳定,环保设施运行正常。监测期间生产工况统计见附件。监测期间生产工况统计见表18。 表18 验收监测期间生产情况统计表 日期 产品名称 设计日产能 实际日产能 生产负荷(%) 2月7日 燃料油处理装置 200×104t/a 150×104t/a 75.0 2月8日 200×104t/a 150×104t/a 75.0 2月7日 催化汽油加氢装置 25×104t/a 18.75×104t/a 75.0 2月8日 25×104t/a 18.75×104t/a 75.0 2月7日 液化气脱硫醇装置 8.4×104t/a 6.3×104t/a 75.0 2月8日 8.4×104t/a 6.3×104t/a 75.0 2月7日 汽油醚化装置 20×104t/a 15×104t/a 75.0 2月8日 20×104t/a 15×104t/a 75.0 2月7日 碳四、石脑油非临氢改质 (芳构化装置) 20×104t/a 15×104t/a 75.0 2月8日 20×104t/a 15×104t/a 75.0 2月7日 气体分馏装置 15×104t/a 11.25×104t/a 75.0 2月8日 15×104t/a 11.25×104t/a 75.0 2月7日 MTBE装置 (甲基叔丁基醚) 3×104t/a 2.25×104t/a 75.0 2月8日 3×104t/a 2.25×104t/a 75.0 2月7日 聚丙烯装置 8×104t/a 6×104t/a 75.0 2月8日 8×104t/a 6×104t/a 75.0 2月7日 甲醇回收装置 4×104t/a 3×104t/a 75.0 2月8日 4×104t/a 3×104t/a 75.0 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第104页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 2、验收监测的质量控制措施 为使验收监测结果全面和真实地反映建设项目污染物排放和环保设施的运行效果,严格按照环境监测技术规范的要求安排监测因子和采样频次,充分反映污染物排放和环保设施的运行情况,保证监测结果的真实性和代表性;并对监测的全过程进行质量控制。 1)严格按照相关文件要求和技术规范开展验收监测工作。 2)合理布设监测点,保证各监测点位布设的科学性和代表性。 3)采样人员严格遵守采样操作规程,认真填写采样记录,按规定保存、运 输样品。 4)监测分析采用国家有关部门颁布的标准分析方法或推荐方法;全体监测人员均持有四川省环境保护局颁布的环境监测资质合格证(上岗证),所有监测仪器、量具均经过计量部门检定合格并在有效期内使用。 5)监测时使用经计量部门检定、并在有效使用期内的声级计;声级计在测试前后用标准发生源进行校准,测量前后仪器的灵敏度相差不大于0.5dB,若大于0.5dB则测试数据无效。 3、废气排放监测内容 本项目废气排放监测点位布设位置、监测项目和监测频次见表19,监测方法见表20,监测点位布置见附图五。 表19 废气排放监测点位、项目及频次 监测点位名称 点位编号 监测项目 监测频次 200万吨/年燃料油处理装置加热炉烟囱 ◎1 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 1次/天、连续3天 25万吨/年催化汽油加氢装置加热炉烟囱 ◎2 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 1次/天、连续3天 20万吨/年碳四石脑油非临氢改质装置加热炉烟囱 ◎3 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 1次/天、连续3天 3#蒸汽锅炉矩形烟道 ◎4 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 1次/天、连续3天 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第105页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位名称 点位编号 监测项目 监测频次 150万吨/年燃料油处理装置F101常压加热炉烟囱 ◎5 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 1次/天、连续3天 150万吨/年燃料油处理装置F102减压加热炉烟囱 ◎6 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 1次/天、连续3天 表20废气排放监测分析方法 类型 监测项目 分析方法 方法来源 排放废气 SO2 仪器法 HJ/T397-2007固定源废气监测技术规范 NOx H2S CO 烟尘 4、环境空气监测内容 本项目环境空气监测点位布设位置、监测项目和监测频次见表21,监测方法见表22,监测点位布置见附图五。 表21环境空气监测点位、项目及频次 监测点位名称 点位编号 监测项目 监测频次 椅子湾 ○1 H2S、SO2、NO2、TVOC、非甲烷总烃、PM10 H2S、SO2、NO2、PM10、TVOC、非甲烷总烃:小时均值,4次/天,连续3天; PM10:日均值,连续3天 园区企业倒班宿舍 ○2 新厂区东厂界外10米 ○3 老厂区西北厂界外10米 ○4 老厂区南厂界外10米 ○5 老厂区西厂界外10米 ○6 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第106页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表22 环境空气监测分析方法 类型 监测项目 分析方法 方法来源 环境空气 H2S 亚甲基蓝分光光度法 《空气和废气监测分析方法》第四版 SO2 甲醛吸收副玫瑰苯胺分光光度法 HJ 482-2009 NO2 盐酸萘乙二胺分光光度法 HJ 479-2009 TVOC 仪器法 — 非甲烷总烃 气相色谱法 《空气和废气监测分析方法》第四版 PM10 重量法 HJ 618-2011 5、厂界噪声监测内容 根据项目外环境关系和项目内噪声源的分布,共设8个厂界噪声监测点。厂界噪声监测点位布设位置、监测项目和监测频次见表23,噪声源和对应厂界监测点的描述见表24,厂界噪声分析方法见表25,监测点位布置见附图五。 表23 厂界噪声监测点位、项目及频次 标志号 监测点位 监测频次 监测项目 ▲1~▲8 根据项目外环境关系和项目内噪声源的分布,共设8个厂界噪声监测点,距厂界1米。 连续2天 昼夜各1次 Leq(A) 表24 厂界噪声源和对应监测点的描述 声源名称 数量 降噪措施 距厂界距离 对应监测点 厂区 8 低噪设备 1m ▲1、▲2、▲3、▲4、▲5、▲6、▲7、▲8 表25厂界噪声测量方法 类型 监测项目 测量方法 方法来源 厂界噪声 等效声级 《工业企业厂界环境噪声排放标准》 GB12348-2008 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第107页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 6、地表水监测内容 本项目地表水监测点位布设位置、监测项目和监测频次见表26,监测方法见表27。 表26 地表水监测点位、项目及频次 标志号 监测点位 监测频次 监测项目 △1 郪江河犁马大桥水位监测站处 连续2天 每天1次 pH、CODcr、BOD5、氨氮、石油类、悬浮物、挥发酚、硫化物、溶解氧、氰化物 △2 废水总排放口 △3 郪江河受纳口下游500米 △4 郪江河受纳口下游3000米 表27 地表水监测分析方法 类型 监测项目 分析方法 方法来源 地表水 pH(无量纲) 玻璃电极法 GB/T 6920-1986 CODcr 重铬酸盐法 GB/T 11914-1989 BOD5 稀释与接种法 HJ 505-2009 NH3-H 纳氏试剂比色法 HJ 535-2009 石油类 红外光度法 HJ 637-2012 悬浮物 重量法 GB/T 11901-1989 挥发酚 4-氨基安替比林萃取法 HJ 503-2009 硫化物 亚甲基蓝光度法 GB /T 16489-1996 溶解氧 碘量法 GB/T 7489-1987 氰化物 异烟酸-吡唑啉酮光度法 HJ 484-2009 7、废水监测内容 本项目废水监测点位布设位置、监测项目和监测频次见表28,监测方法见表29,监测点位布置见附图五。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第108页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表28 废水监测点位、项目及频次 标志号 监测点位 监测频次 监测项目 ●1 厂区总排放口 连续2天 每天1次 pH、石油类、动植物油、SS、BOD5、CODCr、氨氮、硫化物、挥发酚、磷酸盐、粪大肠菌群 表29 废水监测分析方法 类型 监测项目 监测方法 方法来源 废水 pH(无量纲) 玻璃电极法 GB/T 6920-1986 石油类 红外光度法 HJ 637-2012 动植物油 红外光度法 HJ 637-2012 悬浮物 重量法 GB11901-1989 BOD5 稀释与接种法 HJ 505-2009 CODcr 重铬酸盐法 GB/T 11914-1989 NH3-H 纳氏试剂比色法 HJ 535-2009 硫化物 亚甲基蓝光度法 GB /T 16489-1996 挥发酚 4-氨基安替比林萃取法 HJ 503-2009 磷酸盐 钼酸铵分光光度法 GB/T 11893-1989 粪大肠菌群数 多管发酵法 HJ/T 347-2007 8、验收监测仪器 根据以上确定的被测污染因子的特点,本次验收监测选用了如下一些现场监测仪器。现场监测仪器一览表见表30 表30 现场监测仪器一览表 仪器名称 仪器型号 监测因子 生产厂家 大气采样器 LH150C、KC-6120、BX2400型、FCC-1000型 H2S、SO2、NO2、TVOC、非甲烷总烃、PM10 武汉梅林、青岛崂山电子仪器有限公司、盐城天悦 微电脑烟尘平行采样仪 TH-800F SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 武汉市天虹仪表有限责任公司 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第109页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 声级计 HS6288B 噪声 江苏红声仪器厂 分光光度计 722S H2S、SO2、NO2 上海精密科学仪器有限公司 气体检测仪 PGM7360 TVOC 美国 9、主要污染因子、点位、项目特征污染物与验收监测污染因子对照 主要污染因子、点位、特征污染因子与验收监测污染因子、点位对照见表31。 表31 主要污染因子、点位、特征污染因子与验收监测污染因子、点位对照表 污染类型 主要污 染因子 特征污 染因子 评价因子断面(点位) 验收监测断面 (点位) 验收监测污染因子 有组织废气排放 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 — 4套装置的燃气炉烟囱排放口、蒸汽锅炉矩形烟道共设6个监测点 SO2、NOx、H2S、CO、烟尘 无组织废气排放 H2S、SO2、NO2、TVOC、非甲烷总烃、PM10 H2S、SO2、NO2、TVOC、非甲烷总烃、PM10 1#椅子湾,2#园区企业倒班宿舍,3#新厂区东厂界外10米,4#新厂区西北厂界外10m,5#老厂区南厂界外10m,6#老厂区西厂界外10m 1#椅子湾,2#园区企业倒班宿舍,3#新厂区东厂界外10米,4#老厂西北区厂界外10m,5#老厂南区厂界外10m,6#老厂区西厂界外10m共布置6个监测点 H2S、SO2、NO2、TVOC、非甲烷总烃、PM10 厂界噪声 等效连续A声级 等效连续A声级 沿法定边界设8个厂界噪声监测点 沿法定边界设8个厂界噪声监测点 昼夜等效连续A声级 废水排放 pH、石油类、动植物油、SS、BOD5、CODCr、氨氮、硫化物、挥发酚、磷酸盐、粪大肠菌群 pH、石油类、动植物油、SS、BOD5、CODCr、氨氮、硫化物、挥发酚、磷酸盐、粪大肠菌群 — 厂区法定废水总排放口 pH、石油类、动植物油、SS、BOD5、CODCr、氨氮、硫化物、挥发酚、磷酸盐、粪大肠菌群 10、环境影响评价和验收监测敏感点位对照 环境影响评价和验收监测敏感点位对照见表32。 表32 环评敏感点位与验收监测敏感点位对照见表 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第110页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 类别 环评监测点位 验收监测点位 备注 排放废气 — 4套装置的燃气炉烟囱排放口、蒸汽锅炉矩形烟道共设6个监测点 验收监测点位见附图4 环境空气 在项目厂区、两个敏感点设置6个大气监测点位 在项目厂区、一个敏感点设置6个大气监测点位 验收监测点位见附图4 厂界噪声 在项目场界四周设置8个监测点位 在项目场界四周设置8个监测点位 验收监测点位见附图4 地表水 废水排放口郪江河受纳口上游设1个监测点位、下游设2个监测点位 废水排放口郪江河受纳口上游设1个监测点位,下游设2个监测点位 — 废水 — 厂区排放口处设置1 个监测点位 — 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第111页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表六、污染物验收监测结果及评价 1、废气验收监测结果及评价 本项目废气监测结果表33。 表33 废气监测结果统计 单位:kg/h 序号 监测点位 监测项目 监测时间 监测结果 执行标准 ◎1 200万吨燃料油装置加热炉 NOX 02月07日 0.053 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.089 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.762 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 2.66×10-5 200mg/m3 NOX 02月08日 0.062 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.089 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.771 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 4.43×10-5 200mg/m3 NOX 02月09日 0.069 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.069 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.764 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 5.15×10-5 200mg/m3 ◎2 25万吨/年催化汽油加氢装置加热炉烟囱 NOX 02月07日 0.273 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.352 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.0 — H2S 0.171 9.3kg/h(H=80) 烟尘 1.56×10-5 200mg/m3 NOX 02月08日 0.264 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.350 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.0 — H2S 0.173 9.3kg/h(H=80) 烟尘 2.33×10-5 200mg/m3 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第112页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 监测点位 监测项目 监测时间 监测结果 执行标准 ◎2 25万吨/年催化汽油加氢装置加热炉烟囱 NOX 02月09日 0.281 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.354 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.0 — H2S 0.173 9.3kg/h(H=80) 烟尘 2.34×10-5 200mg/m3 ◎3 20万吨/年碳四石脑油非临氢改质装置加热炉烟囱 NOX 02月07日 0.214 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 1.14 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.0 — H2S 0.0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 3.34×10-5 200mg/m3 NOX 02月08日 0.207 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 1.12 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.0 — H2S 0.0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 2.67×10-5 200mg/m3 NOX 02月09日 0.221 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 1.13 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0.0 — H2S 0.0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 3.35×10-5 200mg/m3 ◎4 3#蒸汽锅炉矩形烟道 NOX 02月07日 0.425 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 6.57×10-4 200mg/m3 NOX 02月08日 0.410 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 6.57×10-4 200mg/m3 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第113页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 监测点位 监测项目 监测时间 监测结果 执行标准 ◎4 3#蒸汽锅炉矩形烟道 NOX 02月09日 0.411 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 6.80×10-4 200mg/m3 ◎5 150万吨/年燃料油处理装置F101常压加热炉烟囱 NOX 02月07日 0.436 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.033 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 2.05×10-3 200mg/m3 NOX 02月08日 0.451 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.032 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 2.05×10-3 200mg/m3 NOX 02月09日 0.421 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.032 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 0 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 2.00×10-3 200mg/m3 ◎6 150万吨/年燃料油处理装置F102减压加热炉烟囱 NOX 02月07日 0.033 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.164 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 2.62 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 1.93×10-3 200mg/m3 NOX 02月08日 0.037 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.160 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 2.63 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 1.91×10-3 200mg/m3 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第114页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 序号 监测点位 监测项目 监测时间 监测结果 执行标准 ◎6 150万吨/年燃料油处理装置F102减压加热炉烟囱 NOX 02月09日 0.035 240mg/m3、31kg/h(H=80m) SO2 0.161 550mg/m3、110kg/h(H=80m) CO 2.60 — H2S 0 9.3kg/h(H=80) 烟尘 1.90×10-3 200mg/m3 验收监测期间,对四川盛马化工股份有限公司有污染物排放的四套装置的加热炉尾气排放和一台蒸汽锅炉尾气排放进行连续三天的监测,NOx、SO2、H2S、CO、烟尘的浓度均符合《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)表2中的排放监控浓度限值标准的要求。 2、环境空气验收监测结果及评价 项目环境空气监测结果见表34。 表34环境空气验收监测结果统计 单位:mg/m3 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○1 椅子湾 SO2 02月07日 0.010 ND~0.02mg/m3 0.50mg/m3 0.013 0.011 0.019 02月08日 0.008 0.008 ND 0.009 02月09日 0.009 0.010 ND 0.008 NO2 02月07日 0.017 0.012~0.052mg/m3 0.20mg/m3 0.012 0.025 0.036 02月08日 0.028 0.021 0.025 0.034 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第115页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○1 椅子湾 NO2 02月09日 0.034 0.027 0.042 0.052 H2S 02月07日 ND ND~0.004mg/m3 0.01 mg/m3 0.001 ND ND 02月08日 ND 0.001 ND ND 02月09日 0.004 0.004 ND ND TVOC 02月07日 0.00 0.00~0.20mg/m3 - 0.10 0.00 0.00 02月08日 0.05 0.00 0.00 0.00 02月09日 0.20 0.00 0.00 0.00 非甲烷总烃 02月07日 0.294 0.188~0.537mg/m3 4.0 mg/m3 0.265 0.230 0.452 02月08日 0.418 0.305 0.188 0.328 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第116页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○1 椅子湾 非甲烷总烃 02月09日 0.288 0.276 0.225 0.537 PM10 02月07日 0.049 0.04~0.049mg/m3 0.15mg/m3 02月08日 0.040 02月09日 0.043 ○2 园区企业倒班宿舍 SO2 02月07日 0.010 ND~0.011mg/m3 0.50mg/m3 0.011 ND ND 02月08日 ND ND ND ND 02月09日 0.008 ND ND ND NO2 02月07日 0.032 0.011~0.041mg/m3 0.20mg/m3 0.037 0.041 0.037 02月08日 0.035 0.011 0.028 0.026 02月09日 0.032 0.036 0.038 0.032 H2S 02月07日 0.003 ND~0.010mg/m3 0.01 mg/m3 0.002 0.002 ND 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第117页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○2 园区企业倒班宿舍 H2S 02月08日 0.004 0.001 0.014 ND 02月09日 0.002 0.002 0.001 0.003 TVOC 02月07日 0.80 0.00~1.45mg/m3 - 0.45 1.45 0.40 02月08日 0.00 0.20 0.60 0.55 02月09日 0.10 0.00 0.05 0.00 非甲烷总烃 02月07日 0.737 0.424~0.777mg/m3 4.0mg/m3 0.714 0.424 0.736 02月08日 0.607 0.724 0.543 0.672 02月09日 0.777 0.666 0.625 0.771 PM10 02月07日 0.058 0.043~0.058mg/m3 0.15mg/m3 0.043 0.051 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第118页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○3 新厂区东厂界外10米 SO2 02月07日 ND ND~0.018mg/m3 0.50mg/m3 0.011 0.012 0.018 02月08日 0.008 ND 0.009 ND 02月09日 ND 0.008 0.008 0.009 NO2 02月07日 0.053 0.03~0.069mg/m3 0.20mg/m3 0.059 0.041 0.066 02月08日 0.064 0.039 0.030 0.042 02月09日 0.041 0.052 0.042 0.069 H2S 02月07日 0.001 ND~0.005mg/m3 0.01mg/m3 ND ND ND 02月08日 0.001 ND 0.002 0.002 02月09日 0.003 0.002 0.005 0.003 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第119页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○3 新厂区东厂界外10米 TVOC 02月07日 0.00 0.00~0.15mg/m3 - 0.00 0.05 0.05 02月08日 0.05 0.00 0.00 0.05 02月09日 0.15 0.00 0.00 0.00 非甲烷总烃 02月07日 0.267 0.124~0.295mg/m3 4.0mg/m3 0.295 0.278 0.172 02月08日 0.271 0.242 0.235 0.271 02月09日 0.124 0.142 0.200 0.247 PM10 02月07日 0.060 0.06~0.066mg/m3 0.15mg/m3 02月08日 0.062 02月09日 0.066 ○4 老厂区西北厂界外10米 SO2 02月07日 0.016 ND~0.012mg/m3 0.50mg/m3 ND 0.011 0.012 02月08日 0.008 ND ND ND 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第120页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○4 老厂区西北厂界外10米 SO2 02月09日 0.012 ND ND 0.008 NO2 02月07日 0.034 0.017~0.038mg/m3 0.20mg/m3 0.031 0.037 0.037 02月08日 0.031 0.017 0.030 0.019 02月09日 0.029 0.038 0.021 0.037 H2S 02月07日 0.002 ND~0.005mg/m3 0.01mg/m3 0.001 ND ND 02月08日 ND ND ND ND 02月09日 0.005 0.001 0.001 0.002 TVOC 02月07日 0.00 0.00~0.10mg/m3 - 0.10 0.00 0.00 02月08日 0.00 0.00 0.00 0.00 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第121页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○4 老厂区西北厂界外10米 TVOC 02月09日 0.10 0.00 0.00 0.00 非甲烷总烃 02月07日 0.047 0.013~0.582mg/m3 4.0mg/m3 0.336 0.154 0.036 02月08日 0.159 0.582 0.054 0.013 02月09日 0.264 0.312 0.335 0.077 PM10 02月07日 0.045 0.045~0.049mg/m3 0.15mg/m3 02月08日 0.049 02月09日 0.047 ○5 老厂区南厂界外10米 SO2 02月07日 0.033 ND~0.033mg/m3 0.50mg/m3 0.008 ND ND 02月08日 0.024 ND ND ND 02月09日 0.024 0.008 ND ND NO2 02月07日 0.057 0.019~0.057mg/m3 0.20mg/m3 0.038 0.051 0.041 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第122页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○5 老厂区南厂界外10米 NO2 02月08日 0.038 0.025 0.030 0.032 02月09日 0.027 0.021 0.019 0.027 H2S 02月07日 0.005 ND~0.005mg/m3 0.01mg/m3 0.002 0.002 0.003 02月08日 0.001 ND ND 0.001 02月09日 0.001 ND 0.001 ND TVOC 02月07日 0.00 0.00~0.65mg/m3 - 0.00 0.00 0.00 02月08日 0.00 0.00 0.65 0.15 02月09日 0.15 0.00 0.05 0.00 非甲烷总烃 02月07日 0.948 0.00~0.10mg/m3 4.0mg/m3 0.761 0.778 0.937 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第123页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○5 老厂区南厂界外10米 非甲烷总烃 02月08日 1.05 1.00 0.995 0.983 02月09日 1.02 0.907 1.01 0.936 PM10 02月07日 0.057 0.055~0.057mg/m3 0.15mg/m3 02月08日 0.055 02月09日 0.057 ○6 老厂区西厂界外10米 SO2 02月07日 ND ND mg/m3 0.50mg/m3 ND ND ND 02月8日 ND ND ND ND 02月09日 ND ND ND ND NO2 02月07日 0.017 0.017~0.042mg/m3 0.20mg/m3 0.037 0.025 0.038 02月08日 0.033 0.017 0.021 0.032 02月09日 0.019 0.035 0.042 0.035 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第124页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○6 老厂区西厂界外10米 H2S 02月07日 ND ND~0.003mg/m3 0.01mg/m3 ND ND ND 02月08日 0.001 ND 0.001 ND 02月09日 0.001 0.001 0.003 0.001 TVOC 02月07日 0.00 0.00~0.05mg/m3 - 0.00 0.00 0.00 02月08日 0.00 0.00 0.00 0.00 02月09日 0.05 0.00 0.00 0.00 非甲烷总烃 02月07日 1.02 0.736~1.02mg/m3 4.0mg/m3 0.866 0.842 1.01 02月08日 0.889 0.736 0.936 0.877 02月09日 1.00 0.918 0.848 0.878 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第125页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 监测点位 监测位置 监测项目 监测时间 监测结果 均值或范围 执行标准 ○6 老厂区西厂界外10米 PM10 02月07日 0.049 0.042~0.047mg/m3 0.15mg/m3 02月08日 0.047 02月09日 0.042 验收监测期间,整个项目区域内监测点位环境空气中SO2的小时均值浓度范围为ND~0.033mg/m3;NO2的小时均值浓度范围为0.011~0.069mg/m3;H2S的小时均值浓度范围为ND~0.010mg/m3;TVOC的小时均值浓度范围为0.00~1.45mg/m3;非甲烷总烷的小时均值浓度范围为0.00~1.02mg/m3;PM10的日均值浓度范围为0.040~0.066mg/m3。以上所有监测值均符合《环境空气质量标准》(GB3095-2012)2级标准的要求。 3、厂界噪声监测结果及评价 项目厂界噪声监测结果见表35。 表35 厂界噪声验收监测结果统计 单位:Leq[dB(A)] 监测点位 昼间等效声级 夜间等效声级 02月08日 02月09日 02月08日 02月09日 ▲1 49.7 47.5 45.7 44.6 ▲2 42.8 40.7 38.4 38.2 ▲3 45.7 43.6 40.6 39.2 ▲4 44.3 42.0 41.2 40.3 ▲5 47.1 47.5 42.4 43.4 ▲6 54.5 53.6 49.6 49.8 ▲7 53.2 52.7 48.3 48.7 ▲8 47.5 49.8 44.0 46.3 执行标准 昼 间65dB(A) 夜 间55dB(A) 验收监测期间,厂界噪声监测结果表明:在对8个厂界噪声监测点连续2天,昼夜各一次的监测中,昼间厂界噪声范围在40.7~54.5dB(A),所有监测点的昼间噪声监测值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)Ⅲ类标准的要求;夜间厂界噪声范围在38.2~49.8dB(A),各监测点各次监测值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)Ⅲ类标准的要求。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第126页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 4、废水监测结果及评价 项目废水监测结果见表36。 表36 废水监测结果统计单位:mg/L 时间 项目 监测结果 均值或范围 执行标准 02月09日 pH(无量纲) 7.94 7.84~7.94 6~9 02月10日 7.84 02月09日 CODcr 59.1 59.1~59.5 ≤60 02月10日 59.5 02月09日 悬浮物 16.0 15.0~16.0 ≤70 02月10日 15.0 02月09日 石油类 0.72 0.72 ≤5.0 02月10日 0.72 02月09日 动植物油 0.36 0.36 ≤15 02月10日 0.36 02月09日 挥发酚 0.023 0.023~0.026 ≤0.5 02月10日 0.026 02月09日 硫化物 ND ND ≤1.0 02月10日 ND 02月09日 NH3-H 2.01 2.01~2.03 ≤8.0 02月10日 2.03 02月09日 BOD5 2.1 2.1~2.2 ≤20 02月10日 2.2 02月09日 磷酸盐 0.35 0.35~0.37 ≤1.0 02月10日 0.37 02月09日 粪大肠菌群数MPN/L 2.1×103 2.1×103~2.2×103 — 02月10日 2.2×103 验收监测期间,排放口废水监测结果表明:在对1个点位废水连续监测2天,pH值范围为 7.84~7.94,CODcr的浓度范围为59.1~59.5mg/L,悬浮物的浓度范围为15.0~16.0mg/L,石油类的浓度范围为0.72mg/L,动植物油的浓度范围为0.36mg/L,挥发酚的浓度范围为0.023~0.026mg/L,硫化物的浓度范围为 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第127页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 NDmg/L,NH3-H的浓度范围为2.01~2.03mg/L,BOD5的浓度范围为2.1~2.2mg/L,磷酸盐的浓度范围为0.35~0.37mg/L,粪大肠菌群数的浓度范围为2.1×103~2.2×103MPN/L。以上所有监测值均符合GB8978-1996《污水综合排放标准》一级排放标准的要求。 5、地表水监测结果及评价 项目地表水监测结果见表37。 表37 地表水监测结果统计 单位:mg/L 地点 时间 项目 监测结果 均值或范围 执行标准 郪江犁马大桥水位监测站 02月09日 pH(无量纲) 7.92 7.89~7.92 6~9 02月10日 7.89 02月09日 CODcr 18.9 18.7~18.9 ≤20 02月10日 18.7 02月09日 悬浮物 6.0 5.0~6.0 — 02月10日 5.0 02月09日 石油类 0.03 0.03 ≤0.05 02月10日 0.03 02月09日 挥发酚 0.0006 0.0006 ≤0.005 02月10日 0.0006 02月09日 硫化物 ND ND ≤0.2 02月10日 ND 02月09日 氨氮 0.410 0.365~0.410 ≤1.0 02月10日 0.365 02月09日 BOD5 2.8 2.8~2.9 ≤4 02月10日 2.9 02月09日 溶解氧 5.8 5.1~5.8 ≥5 02月10日 5.1 02月09日 氰化物 ND ND ≤0.2 02月10日 ND 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第128页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 地点 时间 项目 监测结果 均值或范围 执行标准 郪江受纳口下游500米 02月09日 pH(无量纲) 7.95 7.87~7.95 6~9 02月10日 7.87 02月09日 CODcr 19.5 19.5~19.6 ≤20 02月10日 19.6 02月09日 悬浮物 8.0 7.0~8.0 — 02月10日 7.0 02月09日 石油类 0.04 0.04 ≤0.05 02月10日 0.04 02月09日 挥发酚 0.0004 0.0004 ≤0.005 02月10日 0.0004 02月09日 硫化物 0.012 ND~0.012 ≤0.2 02月10日 ND 02月09日 氨氮 0.427 0.426~0.427 ≤1.0 02月10日 0.426 02月09日 BOD5 3.5 3.5~3.7 ≤4 02月10日 3.7 02月09日 溶解氧 5.0 5.0~5.2 ≥5 02月10日 5.2 02月09日 氰化物 ND ND ≤0.2 02月10日 ND 郪江受纳口下游3000米 02月09日 pH(无量纲) 7.89 7.89~7.91 6~9 02月10日 7.91 02月09日 CODcr 19.3 19.3~19.6 ≤20 02月10日 19.6 02月09日 悬浮物 4.0 4.0~7.0 — 02月10日 7.0 02月09日 石油类 0.04 0.04 ≤0.05 02月10日 0.04 02月09日 挥发酚 0.0005 0.0005~0.0006 ≤0.005 02月10日 0.0006 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第129页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 地点 时间 项目 监测结果 均值或范围 执行标准 郪江受纳口下游3000米 02月09日 硫化物 0.006 ND~0.006 ≤0.2 02月10日 ND 02月09日 氨氮 0.512 3.78~3.82 ≤1.0 02月10日 0.478 02月09日 BOD5 3.8 3.8 ≤4 02月10日 3.8 02月09日 溶解氧 6.8 6.0~6.8 ≥5 02月10日 6.0 02月09日 氰化物 ND ND ≤0.2 02月10日 ND 验收监测期间,在对郪江3个点地表水连续监测2天、每天1次的监测结果表明:,郪江犁马大桥水位监测站:pH值范围为 7.89~7.92,CODcr的浓度范围为18.7~18.9mg/L,悬浮物的浓度范围为5.0~6.0mg/L,石油类的浓度范围为0.03mg/L,挥发酚的浓度范围为0.0006mg/L,硫化物的浓度范围为NDmg/L,NH3-H的浓度范围为0.365~0.410mg/L,BOD5的浓度范围为2.8~2.9mg/L,溶解氧的浓度范围为5.1~5.8mg/L,氰化物的浓度范围为NDmg/L。郪江受纳口下游500米处:pH值范围为7.87~7.95,CODcr的浓度范围为19.5~19.6mg/L,悬浮物的浓度范围为7.0~8.0mg/L,石油类的浓度范围为0.04mg/L,挥发酚的浓度范围为0.0004mg/L,硫化物的浓度范围为ND~0.012mg/L,NH3-H的浓度范围为0.426~0.427mg/L,BOD5的浓度范围为3.5~3.7mg/L,溶解氧的浓度范围为5.0~5.2mg/L,氰化物的浓度范围为NDmg/L。郪江受纳口下游3000米处:pH值范围为7.89~7.91,CODcr的浓度范围为19.3~19.6mg/L,悬浮物的浓度范围为4.0~7.0mg/L,石油类的浓度范围为0.04mg/L,挥发酚的浓度范围为0.0005~0.0006mg/L,硫化物的浓度范围为ND~0.006mg/L,NH3-H的浓度范围为0.478~0.512mg/L,BOD5的浓度范围为3.8mg/L,溶解氧的浓度范围为6.0~6.8mg/L,氰化物的浓度范围为NDmg/L。以上所有监测值均符合《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类标准的要求。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第130页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表七、总量控制、公众意见调查结果 1、总量控制 根据本项目具体情况,结合国家污染物排放总量控制原则,列出本项目需要执行的总量控制指标: 本项目废水排放量为69.9m3/h,排放的污染物主要为COD、石油类及氨氮,盛马化工现有废水处理站采用三级处理工艺后排入郪江,因此本项目建议总量控制指标为:CODcr≤33.54吨/年,NH3-N≤8.4吨/年。 本项目废气的排放主要由200万吨/年燃料油处理装置燃气加热炉烟气,汽油加氢精制装置燃气加热炉烟气,石脑油碳四加氢改质装置燃气加热炉烟气组成,排放的污染物主要为二氧化硫、氮氧化物,燃料油处理装置区加热炉以自身产生的低压瓦斯气作燃料,其含硫量在500ppm以下;动力站锅炉以厂区脱硫干气为燃料,不足部分采用天然气补充,含硫量在20ppm以下。上述燃料气均为低硫清洁燃料,可从源头减少烟气中SO2的产生。外排废气通过燃气加热炉30米、45m烟囱满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)排放标准要求排入大气,因此,本项目建议总量控制指标为:SO2≤24.0吨/年,NOx≤42.4吨/年。 本项目位于大英县工业集中发展区,其总量控制指标为新增指标,纳入四川盛马化工股份有限公司整个总量控制指标范围之内。总量控制指标见四川省环境保护厅川环审批[2015]411号)“关于四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目环境影响报告书的批复”。见附件3 2、项目周边公众意见调查 验收期间,针对本项目在建设及运行过程中,出现的环境问题以及环境污染治理情况与效果,污染扰民情况进行了抽样调查。调查以问卷方式进行,共发放公众意见调查表50份,收回公众意见调查表50份,有效调查表50份。调查人群年龄从22~60岁,女性占40%,文化程度从小学到大学,公众以应调查对象主要为项目所在地及周围居住人群。在这次调查中,由于调查表格是随机发放的,事先并不知道被调查者的职业及文化程度。因此,统计调查人员的职业及文化构成比呈非均匀性。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第131页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 被调查人员主要有一般居民、公务员、附近农民、其他职业等。本次调查的范围广、针对性较强,调查结果真实地反映了受影响的人群的意见。据调查,认为本工程的投产对其生活有正影响或无影响的人员占100%,没有不支持该项目建设的人员。公众意见调查表见附件十,公众意见调查结果见表38。 表38 公众意见调查统计表 调查内容 调查结果 被调查者居住地与本项目的距离 0~200米 200~1000米 1000~5000米 5000米以上 100米 — — — 你对本项目环境工作的态度 可接受 支持 反对 — 100% — 本工程的投产对当地居民有何影响 正影响 负影响 负影响但可接受 无影响 90% — — 10% 你认为本项目对你的主要影响是 大气 废水 废气 噪声 废弃物 人群健康 — 10% 50% 20% 20% — 本项目对你的影响主要体现在 工作 正影响 负影响 负影响但可接受 无影响 — — — 100% 学习 正影响 负影响 负影响但可接受 无影响 — — — 100% 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第132页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表八、环境管理检查 1、环保审批手续及“三同时”执行情况检查 本项目存在“未批先建”的环境违法问题,但四川盛马化工股份有限公司根据《中华人民共和国环保法》和《建设项目环境管理办法》的要求,进行了环境影响后评价、履行了建设项目环境影响审批手续,认真执行了“三同时”制度。四川环科院科技咨询有限责任公司于2014年12月完成了本项目环境影响报告表的编制,四川省环境保护厅于2015年8月对其环境报告表进行了审批。本项目9套装置于2013年10月全部建设竣工并投入试运行。与工程配套的环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用,自投产以来,该项目生产主体设备和环保设施运行基本正常。 2、环保治理设施的完成、运行、维护情况检查 本项目按照环评及批复的要求对废水、废气、噪声和固体废弃物都采取了相应的治理或处置措施。各种环保设施运行正常、有专人对设备、管道、各项治污措施进行定期检修和维护;验收期间,环保设施系统正常运转。 3、固体废弃物综合利用处理 项目办公、生活垃圾采取加盖垃圾桶存储,由当地环卫部门统一清运至垃圾填埋场处理。一般固废(废铁屑、废包装材料)送再生资源回收市场回收处理。危险废物(燃料油处理装置产生的废碱液、油品储罐区产生的罐底油泥、污水处理站产生的废油,去燃料油处理装置作原料回炼;浓缩脱水后的污泥):定期交由有资质的单位[盛马化工大英石化有限公司(危废经营许可证:川环危510923029号)]进行处置。各类废催化剂由供应商回收处置。 4、环境保护档案管理情况检查 该项目与工程建设有关的各项环保档案资料(如环评报告表及相关批复文件等)较为齐全,且均由公司统一保存。 5、环境保护管理制度的建立和执行情况检查 该公司成立了环境管理领导小组,设立了安全环保消防科,由安全环保消防科 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第133页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 负责日常的环境管理工作,配置有环保管理人员,各种环保设施运行正常、有维修部门对设备、管道、各项治污设施进行定期检修和维护;建立有较为完善的环保规章制度和污染事故风险的环保应急预案。自试生产以来,该项目生产主体设备和环保设施运行正常。 6、厂区绿化及排污口规范化整治检查 该公司投资了51万元,进行了厂区绿化,绿化面积达到一定规模。本项目严格按照“清污分流、雨污分流”的原则,规范和完善了厂区废水分类收集系统建设;并根据项目废水产生特点,按“生产废水分类分质处理”的原则,强化了厂区污水处理系统运行效果,实现了稳定达标排放。产生的含硫废水均进入催化裂化装置中的酸性水汽提单元,经净化后全部回用于原料油电脱盐及塔顶注水回用,未外排;产生的各类含盐废水、含油废水、生活污水等进行废水处理站采用三级处理工艺后达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准后排入郪江,未超标排放。严格落实各项大气污染防治措施,确保了催化液化气脱硫醇装置尾气水洗罐排气、MTBE装置催化蒸馏塔顶回流罐不凝气,及聚丙烯装置丙烯回收系统膜回收截留尾气及抽真空尾气均送厂区火炬系统;其余各生产装置产生的含烃不凝气或尾气均引至厂区燃料气管网作燃料气。重切割塔配备加热炉烟气经45米烟囱达标排放,重汽油原料加热炉烟气经30米烟囱达标排放,反应器加热炉烟气和导热油炉烟气经30米烟囱达标排放。为控制和减少无组织排放废气对周围环境影响,设置了卫生防护距离,做到了无居民分布,未建设医院、学校、住宅等敏感设施。严格落实了固体废弃物污染防治措施。各类固体废弃物(特别是危险废物)收集、暂存、转运、综合利用能按环境规定进行管理,做好危险废物外委处置的 接,严格执行了危险废物转移联单制度,并采取的效措施防止二次污染。确保了生产过程中产生的危险废物送有危险处理资质单位处置;确保了定期更换的各类废脱硫剂及废催化剂,由供应商回收处置。选用了低噪声设备,采取消声、隔声和减震等措施,落实了噪声污染防治措施。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第134页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 7、风险事故、应急防范措施落实情况及应急预案检查 项目为了加强对事故的有效控制,最大限度地降低事故的危害程度,保障人民生命、国家财产的安全,保护环境,已根据《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国环境保护法》以及《危险化学品安全管理条例》等,特制定了《四川盛马化工股份有限公司应急预案》。 8、对施工期和试生产期环境影响投诉情况检查 公众意见调查结果表明,该项目在建设及试生产过程中未曾发生过环境纠纷和投诉等事件。 9、环评批复要求落实情况检查 环评批复要求落实情况检查对照表见表39。 表39 环评批复要求落实情况检查对照表 环评批复 落实情况 一、严格执行“三同时”制度,委托有资质的污染治理公司按《环境影响报告表》的要求搞好废气、废水、噪声治理工程,落实监理制度,备好监理档案,纳入验收内容。 本项目执行“三同时”制度,已按照《环境影响报告表》的要求做好废气、废水、噪声治理工程,环境管理制度、环境保护档案等资料齐全。 二、加强环保设施日常管理和维护,定期清掏油渣等沉淀物,使治理设施随时保持良好的工作状态,防止因设备故障引发环境污染事故,并确定专岗专人专责管理污染治理设施。 项目的各项环保设施定期进行检查和维护,并有专人负责。 三、加强员工环保意识,认真执行《中华人民共和国清洁生产促进法》,保持厂区内美化整洁。 全体员工环保意识强烈,自觉执行各项环保法律法规,厂区环境整洁。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第135页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 表九、验收监测结论及建议 1、验收监测结论 综上所述,四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工建设项目执行了建设项目的环境影响评价制度和“三同时”制度;按照环评的要求建立了环保治理设施、落实了相应的环保措施,环保投资1567万元(不包含绿化工程),占总投资的2.49%。 (1)废气 企业排放的废气中污染物最高允许排放速率符合《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)二级标准、《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078-1996)二级标准、《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)的要求。 (2)环境空气 环境空气质量符合《环境空气质量标准》(GB3095-2012)2级标准、《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)、《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)标准的要求。 (3)噪声 工业企业厂界噪声监测点昼夜间监测值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)Ⅲ类标准的要求。 (4)废水 厂区废水排放的污染物浓度符合《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准的要求 (5)地表水 四川盛马化工股份有限公司废水排放受纳水域郪江地表水符合《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类的要求。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第136页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 (6)环境管理检查 项目建设过程中,环保设施按环评要求建设,环保审批手续完备。项目完成了环评报告表中提出的污染防治措施,并对环保设施的运行和维护进行统一管理,有相应的环境管理制度及应急预案。 综上所述,四川盛马化工股份有限公司燃料油处理技改扩能及下游产品加工项目在验收监测期间,企业排放的废气中污染物最高允许排放速率符合《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)二级标准、《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078-1996)二级标准、《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)标准的要求;项目区域的环境空气质量符合《环境空气质量标准》(GB3095-2012)2级标准的标准的要求;厂界噪声监测点昼夜间监测值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)Ⅲ类标准的要求;厂区废水排放的污染物浓度符合《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准的要求;废水排放受纳水域郪江地表水符合《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类的要求。该项目固体废弃物处置较为妥善,环保公众舆论调查支持率为100%。该项目有较为完善的环保规章制度和污染事故风险的环保应急预案,该项目有专门的环保管理机构和专职的环保人员。 总之,四川盛马化工股份有限公司燃料油处理技改扩能及下游产品加工项目竣工后,通过试运行期间的调试,生产工况稳定、各项治污设施能够正常运行,经监测各项指标稳定达到相应标准要求,符合建设项目竣工环境保护验收条件,建议准予其通过验收。 2、验收监测建议 根据现场监测、检查结果,我们提出如下的整改意见和建议: (1)进一步加强环保设施的日常维护与管理,确保环保处理设施的有效运行,做好环保设施的维护与运行记录;环保处理设施失效停止运行时,应停产进行检修,严禁未经处理直接排放,杜绝污染事故的发生。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第137页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 (2)加强设备、管道、各项治污措施的定期检修和维护工作。进一步做好生产装置、储罐区围堰及各种管道区域的地面石化和防渗处理,防止废油渗漏对土壤和地下水产生污染。 (3)进一步完善环境风险防范措施和环境风险防范应急处理措施,加强对员工安全教育和事故演练,提高处理突发安全、风险事故能力。 (4)加强管理,减少生产过程中的跑、冒、滴、漏,确保无组织废气不对周围环境产生影响。 (5)健全各种生产环保规章制度,严格在岗人员操作管理,杜绝由于安全事故引发的环境风险。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第138页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 附图: 附图一、地理位置图 附图二、外环境关系图 附图四、厂区平面布置图 附图四、环保设施分布图 附图五、监测点位示意图 附件: 附件一、四川省经信委《关于四川盛马化工股份有限公司技改项目有关问题的复函》(川经信技改函[2013]1292号) 附件二、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2012]33号“大英县经济和信息化局关于同意四川盛马化工股份有限公司200万吨/年燃料油处理项目备案延期通知书“。 附件三、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2011]91号“大英县经济和信息化局关于同意四川盛马化工股份有限公司25万吨/年催化汽油加氢技改项目备案延期通知书”。 附件四、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2011]75号“大英县经济和信息化局关于同意四川盛马化工股份有限公司20万吨/年碳四、石脑油非临氢改质技术改造项目备案延期通知书”。 附件五、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2010]45号“大英县经济和信息化局关于同意四川盛马化工股份有限公司8.4万吨/年液化石油气脱硫装置新工艺和20万吨/年汽油醚化技改项目备案延期通知书”。 附件六、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2009]82号“15万吨/年气分装置技改项目备案延期通知书”。 附件七、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2009]81号“3万吨/年MTBE装置技改项目备案延期通知书”。 附件八、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2011]25号“8万吨/ 年聚丙烯装置技改项目备案延期通知书”。 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第139页 共140页 燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目 环境保护验收监测报告 附件九、大英县经济和信息化局信局备案号大英县技改备案[2012]3号“4万吨/年甲醇回收装置技改项目备案延期通知书”。 附件十、四川省环境保护厅川环审批[2015]411号“关于四川盛马化工股份有限公司燃料油处理技改扩能及下游产品加工项目环境影响报告书的批复”。 附件十一、大英县环境保护局大环[2015]32号“关于四川盛马化工股份有限公司燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目环境影响评价执行标准的请示”。 附件十二、四川盛马化工股份有限公司(川盛化[2017]32号)“关于燃料油处理装置技改扩能及下游产品加工项目环境保护竣工验收的申请”。 附件十三、大英县人民政府(大府[2009]55号)“关于公司周边卫生防护距离内住房拆迁安置的承诺”。 附件十四、四川盛马化工股份有限公司燃料油处理技改扩能及下游产品加工项目竣工验收环境监测委托书 附件十五、四川科特石油工业井控质量安全监督测评中遂宁环境监测所验收环境监测报告 附件十六、四川盛马化工股份有限公司生产日报表 附件十七、四川盛马化工股份有限公司川盛化[2015]27号“关于印发《环境保护管理规定》等七项管理制度的通知 附件十八、四川盛马化工股份有限公司应急预案执行情况 附件十九、公众意见调查表 附件二十、“三同时”验收登记表 附件二十一、四川盛马化工股份有限公司燃料油处理技改扩能及下游产品加工项目竣工环境保护验收监测方案 四川科特石油工业井控质量安全监督测评中心遂宁环境监测所编制 第140页 共140页
 
 

返回目录 || 打印本页 || 关闭窗口
版权所有 © 2012 四川盛马化工股份有限公司 All rights reserved by www.scshengma.com
地址:四川省遂宁市大英县工业集中发展区 技术支持:亿速科技
备案号:蜀ICP备12029631号 遂公网安备51092302000004

川公网安备 51092302000211号