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延11延133井区14亿方天然气开发项目-延安环保局
延11延133井区14亿方天然气开发项目-延安环保局
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
目录
概述...........................................................................................................................................................................................
延11延133井区14亿方天然气开发项目-延安环保局
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
目录
概述.........................................................................................................................................................................................1 1总则 ......................................................................................................................................................................................3 1.1编制依据 ..........................................................................................................................................................................3 1.2环境影响因素识别与评价因子筛选 .........................................................................................................................5
1.3环境功能区划 .................................................................................................................................................................7 1.4评价 ..........................................................................................................................................................................7 1.5评价等级及范围.............................................................................................................................................................8 1.6评价重点 ........................................................................................................................................................................13 1.7环境保护目标 ...............................................................................................................................................................13 2建设项目工程分析..........................................................................................................................................................17 2.1建设项目概况 ...............................................................................................................................................................17 2.2影响因素分析 ...............................................................................................................................................................35 2.3污染源源强核算...........................................................................................................................................................45 2.4相关平衡 ........................................................................................................................................................................53 2.5项目污染物排放情况..................................................................................................................................................54
3建设项目周围环境状况.................................................................................................................................................56
3.1自然环境现状调查与评价.........................................................................................................................................56
3.2环境保护目标调查 ......................................................................................................................................................59
3.3环境质量现状监测与评价.........................................................................................................................................60
4环境影响预测与评价 .....................................................................................................................................................75
4.1施工期环境影响分析..................................................................................................................................................75
4.2运营期环境影响分析..................................................................................................................................................81
4.3退役期环境影响综述............................................................................................................................................... 104
5环境风险分析与评价 .................................................................................................................................................. 106
5.1总则.............................................................................................................................................................................. 106 5.2风险识别 ..................................................................................................................................................................... 107 5.3源项分析 ..................................................................................................................................................................... 112 5.4源强计算及后果预测............................................................................................................................................... 114
5.5 风险评价 .................................................................................................................................................................... 125 5.6 风险事故的预防和处置措施................................................................................................................................. 126
5.7应急措施 ..................................................................................................................................................................... 133 5.8风险分析小结 ............................................................................................................................................................ 138 6环境保护措施及其可行性论证 ................................................................................................................................ 139
6.1施工期污染治理措施可行性分析 ........................................................................................................................ 139
6.2运营期污染治理措施可行性论证 ........................................................................................................................ 142
6.3退役期污染防治措施可行性分析 ........................................................................................................................ 148
6.4环保投入 ..................................................................................................................................................................... 148
I
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
7环境经济损益分析....................................................................................................................................................... 151 7.1社会经济影响分析 ................................................................................................................................................... 151 7.2经济效益分析 ............................................................................................................................................................ 151 7.3社会效益分析 ............................................................................................................................................................ 152 7.4天然气替代煤的环境效益...................................................................................................................................... 153
7.5环境影响经济损益分析结论 ................................................................................................................................. 154
8环境管理和监测 .................................................................................................................................................. 155 8.1环境管理 ..................................................................................................................................................................... 155 8.2 QHSE(质量、健康、安全与环境)管理体系建立....................................................................................... 156
8.3环境监理与环境管理计划...................................................................................................................................... 158
8.4环保竣工验收清单 ................................................................................................................................................... 166 8.5环境监测计划 ............................................................................................................................................................ 168 8.6环保监督管理 ............................................................................................................................................................ 169 8.7环保信息公开 ............................................................................................................................................................ 169 9结论 ................................................................................................................................................................................. 171
9.1建设项目概况 ............................................................................................................................................................ 171 9.2环境质量现状评价 ................................................................................................................................................... 171 9.3污染物排放情况........................................................................................................................................................ 172 9.4主要环境影响评价 ................................................................................................................................................... 173 9.5公众意见采纳情况 ................................................................................................................................................... 175 9.6污染防治措施 ............................................................................................................................................................ 175 9.7环境影响经济损益分析 .......................................................................................................................................... 178 9.8环境影响评价结论 ................................................................................................................................................... 178
II
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 附件:
附件1:委托书
附件2:关于陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司天然气地面集输工程项目备案确认书的通知
附件3:关于下达集团公司二〇一六年第一批投资计划的通知
附件4:延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程2017年度建设项目详表 附件5:《陕西延长石油(集团)有限责任公司延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程环境影响报告书》的批复
附件6:《关于油气勘探公司延113-延133合作项目天然气处理厂及6号集气站变更选址规划选址申请的复函》延区规函[2017]64号
附件7:弃土场弃土协议
附件8:陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司污染物排放指标的复函 附件9:陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司突发环境事件应急预案备案登记表 附件10:环境影响评价执行标准的复函
附件11:宝塔区建设项目环境影响评价选址意见审批表
附件12:环境监测站监测报告
附件13:采纳意见的承诺函
III
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
概述
1、建设项目特点
8343本次天然气净化项目净化区建设规模为14×10m/a，设置2套230×10m/d脱碳装
43置和2套230×10m/d脱水装置，厂内配套建设集气站。工程包括宋家沟天然气处理厂、梁村清管站、梁村清管站至天然气处理厂集输管线、天然气处理厂至蟠龙清管站外输联络管线和配套道路等地面工程，不含井场及井下工程。工程所在区域环境属于一般敏感区，评价范围内不涉及集中水源地、自然保护区、文物保护单位等敏感目标。
2、环境影响评价工作过程
2013年4月，陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司委托西安地质矿产研究所编制《延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目环境影响报告书》，延安市环境保护局于2016年4月26日以延市环函【2016】75号对报告书进行批复。根据批复意见要求，该报告书中涉及的所有单体项目另行办理环评手续。为此，陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司于2017年3月委托核工业二〇三研究所承担“延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目”的环境影响评价工作，编制该项目环境影响报告书。
接受委托后，经过现场勘察及对有关资料的分析，并结合本项目的特点，收集了拟建厂址所在地区的自然、生态环境资料，进行了环境质量现状监测，依据工程有关的技术资料及《环境影响评价技术导则》的要求，在认真分析建设项目和环境概况的基础上，编制完成了《延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书》。
在报告书编制过程中，得到了延安市环境保护局、延安市环境保护局宝塔区分局，以及建设单位的大力支持和协助，在此表示衷心的感谢。
3、产业政策、相关规划符合性初步判定
本项目属于国家《产业结构调整指导目录(2011年本)》(2013修正)中鼓励类“七、石油 天然气 第3条 原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设”，符合国家产业政策。
根据《陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司宝塔-延长-延川-宜川区块天然气勘探开发规划》，延113-延133井区宝塔区域将新建6座集气站、1座天然气处理厂、1座清管站、1座生产基地、77.7km集气管网、18.2km外输联络线并配套建设井
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 场和采气管线。本次天然气开发项目地面工程在宝塔区新建“1座天然气处理厂、1座清管站、15.6km集输管网、10km外输联络线”，工程建设内容符合《陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司宝塔-延长-延川-宜川区块天然气勘探开发规划》要求。
工程拟建集输管网、外输联络线管线的选址、选线沿线无饮用水源地保护范围、占地避开了城镇、工矿企业和人口稠密区、国家级公益林、一级林地、文物保护区和永久基本农田保护区。工程选线满足《输气管道工程设计规范》(GB50251-2003)和《油气田集输管道施工规范》(GB 50819-2013)中线路选择的有关规定。
延安市宝塔区规划局已经原则上同意宋家沟天然气处理厂选，具体见附件7。
4、本环评关注的主要问
本工程中既有天然气处理厂等站场的建设，又有输气管线、外输联络线和道路等线性工程的建设。站场的环境影响以污染型影响为主，而管线、道路工程的影响以生态影响为主。根据工程的环境特征和污染物排放特点，本次评价以工程分析、施工期环境影响评价、地下水环境影响评价、生态影响评价、风险事故分析评价作为关注的主要问题。
5、环境影响报告书主要结论
综合分析结果表明，拟建的延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目符合国家产业政策和地方的相关规划要求。本项目不存在重大环境制约因素，工程建设的环境影响可以接受、环境风险可控，环境保护措施经济技术能满足长期稳定达标，项目的建设符合当地生态环境保护要求，当地群众支持该项目建设。从环境保护角度分析，本项目建设是可行的。
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1总则
1.1编制依据
1.1.1相关法律法规
(1)《中华人民共和国环境保护法》，2015.1.1;
(2)《中华人民共和国环境影响评价法》，2016.9.1;
(3)《中华人民共和国水污染防治法》，2008.6.1;
(4)《中华人民共和国大气污染防治法》，2016.1.1;
(5)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2016.11.7;
(6)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，1997.3.1;
(7)《中华人民共和国清洁生产促进法》，2012.2.29;
(8)《中华人民共和国土地管理法》，1999.1.1;
(9)国务院《建设项目环境保护管理条例(第253号令)》;
(10)国务院《危险化学品安全管理条例(修改)》(第645号令)，2013.12.7;
(11)国务院关于《落实科学发展观加强环境保护的决定》，国发[2005]39号;
(12)《关于西部大开发中加强建设项目环境保护管理的若干意见》，2001.1;
(13)《关于加强环境评价管理防范环境风险的通知》国家环保总局，环发[2005]152号文;
(14)陕西省实施《中华人民共和国环境影响评价法》办法2007年3月;
(15)《陕西省煤炭石油天然气开发环境保护条例(2007年修订)》;
(16)《关于加强环境噪声污染防治工作改善城乡声环境质量的指导意见》环发[2010]144号;
(17)《大气污染防治行动计划》国发〔2013〕37号;
(18)《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》，国发〔2015〕17号;
(19)《陕西省大气污染防治条例》，2014年1月1日起实施。 1.1.2产业政策和相关部门法规、规划
(1)国家发改委《产业结构调整指导目录》(2013年修订本);
(2)《建设项目环境影响评价信息公开机制方案》(环发[2015]162号)，2015年12月10日;
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 (3)《建设项目环境保护事中事后监督管理办法(试行)》(环发[2015]163号)。 (4)《石油天然气开采业污染防治技术政策》，环境保护部公告 2012 年第 18 号; (5)《关于印发陕西省扬尘污染专项整治行动方案的通知》(陕建发〔2017〕77); (6)陕政办发,2004,100号《陕西省水功能区划》;
(7)《陕西省“治污降霾?保卫蓝天”行动计划(2013年)》陕政办发[2013]20号; (8)《陕西省城市空气重污染日应急方案(暂行)》陕政发[2013]20号; (9)陕西省环境保护厅“关于切实加强建设项目环境保护管理工作的通知”陕环发[2013]12号;
(10)《陕西省“铁腕治霾•保卫蓝天”2017年工作方案》 (陕政办发〔2017〕12号);
(11)《关于进一步加强建设项目环境监理工作的通知》，陕环发〔2008〕14 号; (12)《关于加强危险废物污染防治工作的通知》，陕环发〔2011〕90 号; (13)《陕西省建设项目环境监理管理暂行规定》，陕环办发〔2017〕8号。 1.1.3技术规范
(1)《建设项目环境影响评价技术导则?总纲》(HJ2.1,2016);
(2)《环境影响评价技术导则?大气环境》(HJ2.2,2008);
(3)《环境影响评价技术导则?地面水环境》(HJ/T2.3,93);
(4)《环境影响评价技术导则-地下水环境》(HJ610-2016) (5)《环境影响评价技术导则?声环境》(HJ/T2.4,2009);
(6)《环境影响评价技术导则?生态影响》(HJ19-2011);
(7)《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169,2004);
(8)《环境影响评价技术导则?石油化工建设项目》(HJ/T89,2003); (9)《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009);
(10)《天然气净化厂设计规范》SY/T0011-2007;
(11)《天然气净化厂安全规范》SY6278-1997;
(12)《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)。
1.1.4项目依据
(1)《陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司关于本项目环境影响评价委托书》;
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
(2)《延113-延133天然气处理工程初步设计说明书》，2015.3;
(3)延安市环境保护局关于本项目环评执行标准的批复;
(4)《延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程环境影响报告书》，西安地质矿产研究所;
(5)《延安市环境保护局关于<陕西延长石油(集团)有限责任公司延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程环境影响报告书>的批复》(延市环函【2016】75号)，2016.4.26;
(6)建设单位、设计单位提供的其他资料。
1.2环境影响因素识别与评价因子筛选
1.2.1环境影响因素识别
本建设项目在建设阶段的施工行为和运行阶段天然气处理厂排放的各类污染物都可能会对项目周边的自然环境产生一定的影响，主要包括直接和间接行为，各种行为与可能受影响的环境要素间的作用效应关系、影响性质、影响范围、影响程度等，对各环境要素可能产生的污染影响与生态影响，包括有利与不利影响、长期与短期影响、可逆与不可逆影响、直接与间接影响、累积与非累积影响等。
用矩阵法对各环境要素的影响性质、影响范围、影响程度分析见表影响程度进行识别，结果见表1.2-1。
表1.2-1 环境影响因素识别表
影响性质 影响范围 影响程度 影响类型
不非有不可短长直间累较一明 可累小 中 大 利 利 逆 期 期 接 接 积 小 般 显 影响阶段及环境要素 逆 积
地表水 ? ? ? ? ? ? ?
地下水 ? ? ? ? ? ? ?
环境空气 ? ? ? ? ? ? ? 施工
期环声环境 ? ? ? ? ? ? ? 境影动物 ? ? ? ? ? ? ? 响 植物 ? ? ? ? ? ? ?
? ? ? ? ? ? ? 土壤
人群健康 ? ? ? ? ? ? ?
地表水 ? ? ? ? ? ? ?
地下水 ? ? ? ? ? ? ?
环境空气 ? ? ? ? ? ? ? 营运
声环境 ? ? ? ? ? ? ? 期环
境影动物 ? ? ? ? ? ? ? 响 ? ? ? ? ? ? ? 植物
土壤 ? ? ? ? ? ? ?
人群健康 ? ? ? ? ? ? ? 退役地下水 ? ? ? ? ? ? ?
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
? ? ? ? ? ? ? 期 动物
植物 ? ? ? ? ? ? ?
土壤 ? ? ? ? ? ? ?
由表1.2-1可知，本建设项目的实施，对环境的影响是综合性的。这些影响，既有有利影响，也有不利影响;既有可逆影响，也有不可逆影响;既有短期影响，也有长期影响;既有直接影响，也有间接影响;既有累积影响，也有非累积影响;影响范围比较小，影响程度有大有小。
施工期主要环境影响因素见表1.2-2。
表1.2-2 施工期主要环境影响因素
环境要素产生影响的主要行为主要影响因素备注
施工准备，土地平整，土方开挖、回填，扬尘 环境空气物料运输、使用等
施工机械、车辆尾气、、 CONOTHC X
水环境施工人员生活废水、施工废水等、、、等 CODBODSSNH-N 53
L 声环境施工机械、车辆作业Aeq
施工准备，土地平整，土方开挖，施工道土地占压、植被破坏、土壤破坏、生态环境路，施工机械、车辆行驶，土方、物料堆 干扰野生动物 存，弃土等
拟建项目运营期将产生废气、废水、噪声等污染及对生态环境的影响因素，对项目周边的环境产生不同程度的影响，具体见表1.2-3。
表1.2-3 运营期主要环境影响因素
环境要素产生影响的主要行为主要影响因素备注
/ 燃气导热油炉 烟尘、NO x
燃气压缩机 烟尘、NO x
环境空气三甘醇再沸釜 烟尘、NO x
火炬燃烧 烟尘、NO x
无组织逸散烃类
生产分离器三甘醇脱水、石油类甲醇甲醇为冬季产生 SS/
脱碳装置、石油类 MDEA SS
水环境导热油区供热系统盐类
循环水站盐类
生活活动、、 CODNH-NSS 3
压缩机、空气冷却器、泵等机声环境L Aeq械设备、风机等
生态环境干扰野生动物/
1.2.2评价因子筛选
根据环境影响识别结果和以上分析，本项目各专题、各环境要素的污染因子筛选结果列于表1.2-4。
表1.2-4 环境影响评价因子筛选结果表
环境要素现状评价因子预测评价因子
SO、NO、PM、总烃、非甲烷总烃、HS、甲22102环境空气 NO、烟尘、非甲烷总烃、甲醇 x醇
pH值、COD、BOD、氨氮、石油类及挥发酚、5SS 地表水 COD、氨氮、 氟化物、硫化物、硫酸盐、挥发酚、六价铬、
地下水 pH、高锰酸盐指数、溶解性总固体、碳酸根、COD、石油类、SS
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重碳酸根、总硬度、氨氮、氯化物、氰化物、
硝酸盐、亚硝酸盐、硫酸盐、氟化物、六价铬、
挥发酚、汞、砷、钾、钠、钙、镁、铅、镉、
铁、锰、总大肠菌群、细菌总数
噪声等效连续A 声级等效连续A 声级
固体废弃物/ 清管废渣、废润滑油、污泥、生活垃圾等
调查评价区域土地利用、植被、动物 生态环境 占地、土壤、植被、动物、生态系统等 等
环境风险 天然气(管线泄露) 甲醇(储罐泄露、火灾爆炸) /
1.3环境功能区划
(1)环境空气质量功能区
项目区域主要为农村地区，依据环境空气质量功能区分类，属二类区。
(2)地表水环境质量功能区
依据《陕西省水功能区划》，评价区域内主要河流蟠龙川属于《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)?类水体。
(3)地下水环境功能区
评价范围内无集中式地下水水源地，地下水主要用途为工、农业用水，依据地下水环境功能区分类，地下水环境功能属?类。
(4)声环境功能区
项目作业区域周边主要为散居农村环境，根据《声环境质量标准》(GB 3096-2008)中对声环境功能区划的规定，声环境功能为 2 类。
(5)生态环境功能区划
依据《陕西省生态功能区划》，评价区生态功能属于黄土峁状丘陵沟壑水土流失敏感区和黄土梁峁沟壑水土流失控制区，生态建设要求主要是以实施生态建设为主，主要 方向是控制人口数量，提高人口素质，建设基本农田，坡地退耕还林还草，开展中尺度 流域综合治理，控制水土流失。
1.4评价标准
执行延安市环境保护局、延安市环保局宝塔分局下达的标准。
1.4.1环境质量标准
(1) 环境空气质量执行《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二级标准;
HS现状评价参照执行《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)居住区大气中有害物2
3质的最高容许浓度0.01mg/m;
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甲醇现状评价参照执行《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)居住区大气中有害
3物质的最高容许浓度3.0mg/m;
3非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中给出的参考标准2mg/m。
(2) 地表水环境质量评价执行《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)?类标准。
(3) 地下水环境质量评价执行《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中的?类标准。
(4) 声环境执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)的2类区标准。 1.4.2污染物排放标准
(1)燃气导热油炉执行《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)燃气锅炉标准;火炬废气执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中二级标准;食堂油烟执行GB18483-2001《饮食业油烟排放标准》中型标准。
(2)污废水零排放。
(3)施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)中有关规定;厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的2级标准;
(4)固体废物排放执行《一般工业固体废物贮存、处置物污染控制标准》(GB18599-2001)和《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)中的有关规定。 1.5评价等级及范围
1.5.1环境空气
(1)评价工作等级
根据《环境影响评价技术导则-大气环境》的有关规定，大气评价工作等级通过计算本项目主要大气污染物的最大地面浓度占标率来确定，计算公式如下:
Ci,,，100% iC0i
式中:P——第i个污染物的最大地面占标率，%; i
3C——采用估算模式计算出的第i个污染物的最大地面浓度mg/m; i
3 C——第i个污染物的环境空气质量标准mg/m。oi
各污染物的地面占标率计算结果列于表1.5-1。
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表 1.5-2 项目环境空气评价等级确定估算结果 排气筒估算结果生产装烟气温废气量 排放速率 污染源 污染物 D% CCP max0ii10高度内径3置 m/s kg/h 度 (?) 33m m (mg/m) (mg/m) (%) (m)
烟尘0.0690 0.001008 0.9* 0.11 / 导热油炉 1.84 12 0.6 180 NOx 0.9103 0.01329 0.20 6.65 /
1550kW燃气烟尘0.1962 0.002087 0.9* 0.23 / 2.27 8 0.7 399 天然气压缩机组 NOx 0.2809 0.002989 0.20 1.49 / 处理厂 烟尘0.0039 0.0003873 0.9* 0.04 / 三甘醇再沸釜 0.10 15 0.3 120 NOx 0.0506 0.005024 0.20 2.51 /
烟尘0.0078 0.00004873 0.9* 0.01 / 放空火炬 0.21 75 0.6 120 NOx 0.1028 0.0006429 0.24 0.27 /
注:*烟尘小时浓度值取日均值的 3倍。
由表 1.5-1可知，各污染源中以导热油炉所排 NO浓度占标率最大，其最大落地浓 X
度占标率 P=6.65%。 max
跟据《环境影响评价技术导则?大气环境》(HJ2.2-2008)分级判据要求，见表1.5-2。
表1.5-2 评价工作等级判据对照表
一级 二级 三级 评价工作
分级判据 P?80%且D?5km 其他 P<10%或D<污染源距厂界最近距离 max10%max10%
本项目情况 P,6.65%<10% NOX
评价等级 三级
由表1.5-2可知，本项目最大地面占标率最大值为P,6.65%<10%，因此环境NOX
空气评价工作等级为三级。
(2)评价范围
据《环境影响评价技术导则-大气环境》(HJ 2.2-2008)要求，评价范围的直径或边长一般不应小于5km。因此，本次评价中环境空气评价范围取拟建天然气处理厂导热油炉
2排气筒为中心，半径为 2.5km 的圆形区域，总面积约19.63km。具体见图1.7-1。 1.5.2地表水
(1)评价等级
根据项目所在地环境保护行政主管部门的要求和工程实际情况，工程运行期生产废水、生活污水可实现零排放。区域主要地表水体雷鼓川、蟠龙川等。 按水域规模划分均属小河，水功能区划均为?类水体。根据《环境影响评价技术导则- 地面水环境》(HJ/T 2.3-93)定级原则，确定地表水评价工作等级为三级。
(2)评价范围
评价范围为厂区上游500m，下游1000m蟠龙川河道，评价重点分析废水处置措施的可行性。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 1.5.3地下水
(1)评价等级:
建设项目地下水环境影响评价工作等级划分是依据建设项目行业分类和地下水环境敏感程度分级进行判定。地下水评价工作等级分级见表1.5-3。
表1.5-3 地下水评价工作等级分级表
项目类别 I类项目 II类项目 III类项目 环境敏感程度
敏感 一 一 二
较敏感 一 二 三
不敏感 二 三 三
本项目为天然气处理项目，根据《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)中关于建设项目行业分类情况划分，本项目属于“38类的天然气、页岩气开采(含净化)”，本项目地下水环境影响评价类别属于?类。
本项目处于处理厂所处位置位于宋家沟村的南侧山包上，北侧紧邻蟠龙川，南侧为山体，处理厂周围周边无居民居住，地下水评价范围内无居民分散式饮用水水源地和集中式饮用水水源，评价区不涉及敏感及较敏感目标。建设项目地下水环境敏感程度分级表见表1.5-4，根据表可知，项目地下水环境敏感程度为“不敏感”。
表1.5-4建设项目的地下水环境敏感程度分级表
分级 地下水环境敏感特征
集中式饮用水水源地(包括已建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地)准保护区;
敏感 除集中式饮用水水源地以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿
泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。
集中式饮用水水源地(包括已建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地)准保护区以
外的补给径流区;未划定准保护区的集中式饮用水水源，其保护区以外的补给径流区;分散式饮用较敏感 水水源地;特殊地下水资源(如矿泉水、温泉等)保护区以外的分布区等其它未列入上述敏感分级
的环境敏感区。
不敏感 上述地区之外的其它地区。
最终判定本项目地下水环境影响评价工作等级为“三级”，划分情况见表1.5-5。
表1.5-5项目地下水环境影响评价工作等级判定依据
项目场地 项目类别 环境敏感程度 等级判定
厂址区 ?类 不敏感 三级
(2)评价范围:
依据《环境影响评价技术导则-地下水环境》(HJ 610-2016)，项目地下水评价范围采用自定义法进行确定。评价区地下水总体由南向北径流，评价区北部边界以蟠龙川
2为界，其它边界以项目区周边的分水岭为界，地下水环境评价范围面积约为0.27km，
具体见图1.5-1。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
图1.5-1 地下水评价范围图
1.5.4声环境
(1)评价等级:
根据《环境影响评价技术导则?声环境》(HJ2.4,2009)规定，本项目位于声环境功能2类区，最近敏感点距离厂界约135m，项目在采取了必要的噪声污染控制和治理措施后，建设前后厂界噪声级增高量小于3dB(A)。根据声环境影响评价技术导则，确定评价工作等级为二级。本工程噪声环境影响评价工作等级判定见表1.5-6。
表1.5-6 环境噪声影响评价工作等级判定依据表
判别依据 环境噪声标准 敏感目标噪声级数增量 受噪声影响范围内的人口 二级评价标准判据 2类 3dB(A)~5dB(A
本项目 2类 <3dB(A) 小
评价等级 二级评价
(2)评价范围:厂界外 1m 及厂界外(包括管线、道路)200m 范围内的居民点。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 1.5.5环境风险
(1)评价等级:
本工程建设内容天然气处理厂、集输管线、外输联络线等内容，其中涉及到的危险化学品有集输、外输及处理系统中的天然气，属于可燃、易燃危险性物质;天然气处理厂内的甲醇属易燃液体。天然气处理厂脱碳工艺中涉及的MDEA溶液及脱水工艺涉及的三甘醇溶液不属于危险化学品。
依据《危险化学品重大危险源辨识》(GB 18218-2009)给出的物质品名及其临界量对本工程主要生产场所进行危险源辨识，结果见表1.5-7。
表1.5-7 重大危险源的辨识结果
成重序 实际量是否构临界量 设施名称 名称 类别 (t)备注 号 (t)大危险源
一、天然气处理厂
1 脱碳工艺区 50 0.1 否 天然气 易燃气体 2 脱水工艺区 50 0.1 否
3 甲醇储罐甲醇易燃液体 200m?，有效容积 170 m?500 134 否
二、外输联络线
Φ508×8.0，10km 4 处理厂-蟠龙清管站 天然气 易燃气体 50 79.05 是 5.8 MPa
三、集输管线
Φ508×8.0，15.6km 5 梁村清管站-处理厂 天然气 易燃气体 50 123.32 是 5.8 MPa
根据重大危险源辨识结果，本项目天然气处理厂未构成重大危险源;处理厂-蟠龙清管站外输联络线和梁村清管站-处理厂管线中天然气超出天然气临界量，构成重大危险源。
根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169,2004)的规定，项目环境风险评价工作等级见表 1.5-8。
表 1.5-8 环境风险评价工作级别判据 剧毒危险性物质一般毒性物质可燃、易燃危险性物质
重大危险源一二一
非重大危险源二二二
环境敏感地区一一一
?外输联络线天然气在线量超出临界量，构成重大危险源，且天然气属易燃物质，确定上述管线风
险评价等级为一级。本项目情况 为二级。 其余集输管线天然气在线量未超出临界量，构成重大危险源，管线风险评价等级
为二级。 天然气处理厂内甲醇储罐及装置不构成重大危险源，确定风险评价等级
(2)评价范围:
根据评价等级，确定本项目环境风险评价范围如下:
?以外输联络线管线、集输管线为中心线，两侧500m范围;
?以天然气处理厂甲醇储罐为中心，半径3km圆形区域;
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 1.5.6生态环境
(1)评价等级:
22本项目总占地面积约为0.8708km，影响面积?2km。建设项目拟建地周围无自然保护区、世界文化和自然遗产地、风景名胜区、森林公园、地质公园、重要湿地、原始天然林、珍稀濒危野生动植物天然集中分布区、产卵场及索饵场、越冬场、洄游通道、水源地保护区等敏感目标，项目所在地属于一般区域。
根据《环境影响评价技术导则生态影响》(HJ19-2011)，确定生态评价等级为三级，对项目产生的生态影响进行简要分析。详见表1.5-8。
表1.5-8 生态评价工作等级判定表
工程影响范围 影响区域生态敏感2 2 2 面积?20km面积2,20km面积?2km性 判定 或长度?100km 或长度50km~100km 或长度?50km 依据 特殊生态敏感区 一级 一级 一级
重要生态敏感区 一级 二级 三级
一般区域 二级 三级 三级 评价级别 三级
(2)评价范围:
净化厂区边界向外延伸200m的区域，管线两侧向外延伸200m的区域。 1.6评价重点
根据工程分析和环境影响识别结果，确定本次评价重点为:
(1)工程分析;
(2)施工期环境影响评价;
(3)地下水环境影响分析;
(4)生态环境影响评价;
(5)环境风险评价;
(6)环保措施及可行性论证;
1.7环境保护目标
现场调查，本次评价环境保护目标详见表1.7-1、表1.7-2、表1.7-3，具体见图1.7-1、图1.7-2。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
表 1.7-1 天然气处理厂周围 2.5km 范围内环境保护目标 环境要相对站场位置距离站场 序号 村庄 户数 人口 素 方位距离(m) 1 宋家沟 60 252 N 50 2 石咀 35 147 E 420 3 酸刺沟 15 60 W 1050 4 新农村 29 115 NWW 1120 5 柳沟坪 34 143 SES 1030 6 刘胜沟 17 108 NEN 1540 7 华英沟 30 124 ENE 1860 环境空8 鲁家屯 42 176 SES 1735 气 9 火焰沟 18 70 S 1680 天然 气 处 理厂 10 李家庄 16 65 SWS 1915 11 22124SWS 1935 杜家山
12 韩家沟89 406 WNW 1960
13 贯屯社区57 260 WNW 2140
14 元屯沟 1760WNN 1700
47 142 15 石家砭 NE 2050
声环境 1 宋家沟60252N 50
- - 地表水 1 蟠龙川 N 15
- - 地下水 宋家沟村水井 E 280
表 1.7-2 外输联络线两侧 500m 范围环境保护目标分布情况 相对输油气管线位置距离序号 村庄 户数 人口 方位距离(m)
1 宋家沟60 252 W 200
2 石咀35 147 E、W 2400
3 34 143 W 50 柳沟坪
4 鲁家屯42 176 W 80
5 前石家沟25 105 W 400
6 华庙坪64 269 W 250
7 刘家坪54 227 W 50
8 纸坊坪35 147 W 50
9 蟠龙镇244 546 W 200
10 窑坪24 101 W 150
表 1.7-3 集输管线两侧 500m 范围环境保护目标分布情况 相对输油气管线位置距离序号 村庄 户数 人口 方位距离(m)
1 宋家沟60 252 W 200
2 毛沟村80 383 E 250
3 64 305 E 160 圪驮村
4 郭家石畔村 44 189 SW 300
14
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
14 15
13
拟建处理厂 4 6 12
1
2 5km 3 7
5
11
9 8 10
大气敏感点及编号 1
图1.7-1 处理厂周边环境敏感目标分布图
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
1
2
3
4
5 2
6
7
3
8
9
10
大气敏感点及编号 1 4
图1.7-2 输气管线和外输联络线周边环境敏感目标分布图
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2建设项目工程分析
2.1建设项目概况
2.1.1项目基本情况
项目名称:延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目
建设单位:陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司
建设地点:延安市宝塔区贯屯社区宋家沟村
建设性质:新建
43建设规模:天然气处理规模460×10m/d
项目投资:总投资34513.76万元
22永久占地面积:117106.67m，其中天然气处理厂占地114466.67m，清管站占地
2811m。
工作人员:65人
年运行时间:330天
2.1.2地理位置
陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司延113-延133井区行政区域上主要包括子长县西部、延安市宝塔区北部。行政区域涉及延安市宝塔区的梁村乡、张坪乡、蟠龙镇和子长县余家坪乡、寺湾乡。延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目厂址位于宝塔区蟠龙镇贯屯社区宋家沟村，处理厂所处位置位于宋家沟村的南侧山包上。
宋家沟天然气处理厂位于山坡上，西高东低，南高北低。处理厂北侧玉贯路自西北向东南通过，进厂道路直接从玉贯路接入。拟建天然气处理厂北侧紧挨蟠龙川，最近距离15m，厂址北距宋家沟村最近50m，距玉贯路最近60m，东距神延铁路120m，天然气处理厂四邻关系见图2.1-1。
该区域满足布站要求，场地布置采用台阶式布置。有沥青路可以依托。
项目地理位置见图2.1-2。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
拟建处理厂
图2.1-2 项目地理位置图
2.1.3建设规模及产品方案
2.1.3.1建设规模
834343建设规模为14×10m/a，设置2套230×10m/d脱碳装置和2套230×10m/d脱水装置。
2.1.3.2产品方案
83年产产品气13.86×10m，商品气率98.11%。
(1)原料气成分及特点
?原料气成分
本井区盒8-本溪组天然气来自于山西组-本溪组煤系烃源岩，盒8、山1、山2及本溪组气藏天然气主要组分的含量相似，以甲烷为主，现有气井试气结果显示，二氧化碳含量3.5%,4.0%，基本不含凝析油，产水气井占总产气井的61.4%。其中盒8、山1、
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33山2均有无规律产水，本溪组所有井全部产水，水气比超过1m水/万m天然气的井占16.0%，天然气组分见表2.1-1。
表2.1-1 井区天然气组分表
组分 CH CH CH CH He H N CO 42638410222含量(mol%) 94.51 0.466 0.042 0.005 0.041 0.010 1.194 3.732
本井区盒8-本溪组天然气的非烃组分中以氮气和二氧化碳为主，不含HS 气体，2属无硫干气。
?原料气特点
原料气不含HS 气体，不需要进行脱硫处理。CO含量超过国家lI类商品气气质22
要求，必须脱碳脱水处理才能外输。
原料气中不含凝析油、羟基硫和硫醇。
(2)产品气
本工程所产商品天然气满足《天然气》GB17820-2012中二类商品气的要求，交接
43点在输气首站入口。商品天然气量420×10m/d，商品气外输压力5.2MPa，商品气外输温度40?，二氧化碳含量?3%(V)，水露点冬季DP?-5?、夏季DP?10?(冬季:每年10月1日至下年4月30日;夏季:每年5月1日至9月30日)。
本工程商品天然气组成见表2.1-2。
表2.1-2产品气组成一览表(V%)
N CO HO CH CH CH CHHe H组分 合计 42638410 2222
95.68 0.48 0.04 0.01 0.04 0.01 1.22 2.5 0.01 100 组成
2.1.4项目组成
(1)建设内容
配套建设包括梁村清管站、清管站至净化厂集输管线、外输联络线、天然气增压、输气首站、天然气脱碳、天然气脱水、燃料气系统、空氮站及分析化验、供热系统、供配电系统、通信系统、给排水及消防系统和中心控制室等部分内容，建设项目组成见表2.1-3。
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表2.1-3建设项目组成
组成 工程内容 主要组成
4个集气站来气进站阀组，集气分离器1台，原料气压缩机3台，燃料气系集配气及增压单元 统1套，开式排放罐1台，闭式排放罐1台。 43过滤分离器装置 2套230×10m/d 432套230×10m/d，采用MDEA脱碳剂，工艺流程选用常规的吸收+再生的
天然气脱碳及溶液再生装置 工艺方案包括吸收、闪蒸、再生、胺液贮存等一整套胺法脱碳工艺设施。脱
碳装置为成套采购，由成都赛普瑞兴科技有限公司负责设计并成套供货。 432套230×10m/d，脱水系统采用三甘醇法脱水，包括天然气脱水塔2套，天然气脱水装置及三甘醇再三甘醇再生装置2套(含1套尾气焚烧炉)。脱水装置为成套采购，由四川主体 生装置 杰瑞恒日天然气工程有限公司负责设计并成套供货。 工程 2梁村清管站 位于Y283井场内，征地面积811m。
梁村清管站至天然气处理厂来气管线，进厂压力为3.5MPa，温度0~20度，83管线规格为Φ500，净化天然气出厂压力位4.4MPa，气量为14×10m/a，集配气管线 输往蟠龙清管站(蟠龙清管站不属于本工程设计内容)，集输管线总计长约
15.6km。
输气首站 天然气处理厂内，外输计量设施2套，外输管道智能发球设施1套。 83外输联络线 外输联络线10km，D508mm;设计压力5.3MPa，设计输量20×10m/a 21层框架结构，建筑面积599.2m。空氮站共设置2台喷油螺杆式空气压缩机，清水处理间、空氮站、脱盐水3每台压缩机的排气量为14m/min，出口压力1.0MPa，一开一备。制氮装置1套，处理间及泵间消防泵房、循环33规模:120m/h。纯度99.9%，3个40m储罐，分别用作非净化空气、净化空气水泵房 和氮气的存储。
3台4.6MW导热油炉及采暖换热泵房，导热油炉2台运行，1台备用，室外燃气导热油炉及供气系统 布置，采用卧式内燃炉，配全自动燃烧器及空气预热器。
4343火炬高压放空系统 高压放空450×10m/d，低压放空10×10m/d，共用1套高架火炬Ф700，
66.5m; 火炬低压放空系统
2中控室及化验室 2层框架结构，建筑面积1000m
2辅助 配电室及机柜间 1层框架结构，建筑面积539m 工程
2门卫 2座，1层框架结构，建筑面积139.2/17.4m
2原料气压缩机房 1层框架结构，建筑面积1905m
2装卸车泵棚 1层框架结构，建筑面积57.7m
2消防水罐基础及阀室 1层框架结构，建筑面积61.5m
2缓冲沉降罐基础及阀室 1层框架结构，建筑面积69.9m
2净化水罐基础及阀室 1层框架结构，建筑面积61.5m
进厂道路 进厂道路两条，全长300m，直接从贯玉路引接。
在天然气处理厂东侧400m蟠龙川南岸新建3口水源井，单井产量为给水 3360m/d。
生活污水经化粪池，食堂污水经隔油池，与其他生活污水汇集后自流入地埋
生活污水处理装置，处理达标后排至场区南侧的污水蒸发池回用于厂区洒
水、绿化或蒸发;生产污水和生产废水脱盐水装置、循环水站的生产污水和排水 给水处理设备、脱盐水处理设备以及循环水的排污一起排入厂区污水提升
站，与集气分离器分离出的污水汇合，提升后与滤罐反冲洗排水汇合排至3500m污水沉降罐，处理后回注。 公用 新建消防水泵房及配套设施。配置消防车2台，并配备专用消防队员，建设工程 3一座700m钢制消防水罐、泵站、消防给水管网等。处理厂场区室外消火栓消防 系统室外消防水供给流量45L/s，消防水供给时间3h，一次灭火消防水用量:3486m;综合楼室内、外消防系统室内消防水供给流量:15L/s，室外消防水3供给流量25L/s，消防水供给时间3h，一次灭火消防水用量288m。
站内路长1559m，路面宽6m或4m;站内设停车场和装车场各1处，设人
行道140m，铺砌场地6处;道路、停车场及装车场均采用水泥砼路面结构:道路 20cmC30水泥混凝土+20cm水泥稳定碎石(6:94)+20cm水泥土(8:92)。
人行道铺砌结构:6cm彩色混凝土路面砖+3cmM7.5水泥砂浆;装置区铺砌
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
结构:8cm混凝土预制块+4cmM7.5水泥砂浆。
电源引自附近110kV贯屯变电站的10kV两段母线上，采用2回10kV水泥
供电 杆架空专线供电，2回10kV架空线路独立敷设，单回长约3.5公里，共7
公里。(电源及线路部分不在本工程设计范围)
在天然气处理厂站内建3台4.6MW导热油炉及采暖换热泵房，导热油炉2
采暖 台运行，1台备用，室外布置，采用卧式内燃炉，配全自动燃烧器及空气预
热器，以天然气为燃料。
在处理厂西南侧设火炬区。
火炬系统包括分液罐、火炬相应的点火、密封设施，设放空系统设高压放空
分液罐、低压放空分液罐和燃料气缓冲罐各1台。火炬由火炬头、长明灯、火炬系统 火炬筒体及自动点火系统组成，高低压放空火炬共用一根火炬，火炬高度为
66.5m。
梁村清管站设10m放空火炬1根。
燃气导热油炉烟气可直接达标排放
MDEA富液闪蒸废气、三甘醇再生塔闪蒸气引入燃料气系统利用 废气处理措施 三甘醇再沸釜烟气、放空火炬烟气引入放空火炬排放
食堂油烟经油烟净化器处理
环保 生活污水中卫生间污水经过化粪池，食堂污水经隔油池，在与其他部分生活工程 污水汇集后靠重力自流进入地埋生活污水处理装置，处理达标后排至场区南
侧的污水蒸发池回用于厂区洒水、绿化或蒸发;生产污水和生产废水脱盐水废水处理措施 装置、循环水站的生产污水和给水处理设备、脱盐水处理设备以及循环水的
排污一起排入厂区污水提升站，与集气分离器分离出的污水汇合，提升后与3滤罐反冲洗排水汇合排至500m污水沉降罐，处理后回注。
天然气处理站产生的生产污水、前期雨水全部经处理达标后回灌地下，最大回灌站 3回灌量为230m/d。在距离天然气处理厂700m处新建回罐井1口。 3事故应急池 不单设事故应急池，事故状态废水排入一座690m初期雨水池。
固废处理措施 厂内设置临时防雨、防渗、防流失的储存设施
噪声处理措施 对项目主要的噪声源进行消声、隔声、减震等措施 2绿化 绿化面积25000m，厂区内绿化率为15.63%。
防渗措施 储罐区地面防渗处理并设置不低于1.2m的围堰 甲醇污水罐(10D-0104) 一台，Φ1800×6774PN10材质:Q245R，卧式 MDEA溶液储罐(10D-0204) 两座，Φ5000×6500常压材质:S30408，立式 高压放空分液罐(10D-0401) 一座，Ф3000×13616PN10.5材质:Q245R，卧式 低压放空分液罐(10D-0402) 一座，Ф1600×5674PN10.5材质:Q245R，卧式 储运燃料气缓冲罐(10D-0403) 一座，Ф500×2458PN14材质:Q245R，卧式 工程 净化风储罐(10TK-0601) 一座，Φ2600H7704立式PN11Q245R 非净化风储罐(10TK-0602) 一座，Φ2600H7704立式PN11Q245R 氮气储罐(10TK-0603) 一座，Φ2600H7704立式PN11Q245R 3甲醇污水储罐(10TK-0501) 200m，材质:Q235B，立式 3延北甲醇污水处理厂的建设规模为100m/d，该甲醇污水处理厂位于宝塔区
蟠龙镇石家沟村玉贯路东侧，距离宋家沟天然气处理厂约12km。天然气处
理厂甲醇污水由甲醇污水罐车拉运，在甲醇污水处理厂内卸车，进入甲醇污
水接收罐，去除部分污油和悬浮物，泵送至甲醇污水储罐。从储罐泵送至管
壳式换热器换热，经换热后进入一次压力除油器，一次压力除油器出水投加依托延北甲醇污水处理厂(拟建项复合碱剂(氢氧化钠+双氧水)调节PH值到7,7.5后进入二次压力除油器工程 目，另行做环评) 3进一步除油除悬浮物;二次压力除油器出水进入100m甲醇污水缓冲罐，然
后经甲醇再生装置原料泵提升进入与甲醇再生装置配套的一级核桃壳过滤
器及二级精细过滤器，进甲醇提馏塔、甲醇再生塔进行再生。回收甲醇(甲
醇含量95%以上)产品进入甲醇储罐装车运输至各集气站循环使用，脱甲醇
污水(甲醇含量小于0.1%)经泵回注地层。
(1)平面布置
工程建设包括宋家沟天然气处理厂、梁村清管站、梁村清管站至天然气处理厂集输
管线、天然气处理厂至蟠龙清管站外输联络管线和配套道路等地面工程。具体布置见图
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 2.1-2。
集输管网
外输联络线
图2.1-2 拟建集输管网和外输联络线布置图 2.1.5原辅材料及能耗
本项目原辅材料及能耗见表2.1-4。燃料气消耗见表2.1-5。
表2.1-4原辅材料及能耗表
序名称 单位 消耗量 来源 备注 号
原料运入采用管道运输，其延113一延133井3831 原料气 m/a 14×10 中26664000m/年作为厂内区 燃料气 32 102.17 氮气1.0MPaG 万m/a 自制 33 净化空气1.0MPaG 万m/a 634.4 自制 34 MDEA(甲基二乙醇胺) m/a 170 外购 初次填装 35 三甘醇 m/a 20 外购 初次填装 36 m/a 104.5 甲醇 外购 注醇 37 缓蚀剂 m/a 79.1 外购 管道防腐
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 8 润滑油 t/a 36 外购 压缩机 39 填料 m 199/次 外购 矩鞍环型 310 水 m/a 82566 地下水 11 电 kWh 3398.5 蟠龙变电站
表2.1-5燃料气消耗表
3序号 名称 压力(MPa) 数量(m/h) 备注
1 热媒油炉 0.1~0.3 400(最小)/800(正常) 连续
2 食堂 0.1~0.3 25 间歇
3 集气压缩机 0.3 800 连续
4 原料气压缩机 0.3 1600 连续
12 连续 5 火炬 0.5 120 间歇 2.1.6主体工程
本项目主体工程为天然气净化工程、清管站和管线工程。
(1)天然气处理厂
天然气处理厂规划来气干线有三条，进厂压力为3.5MPa，温度为0,20?。管线规
83格为D168.3、D219.1和D273mm;净化天然气出厂压力为4.9MPa，气量14×10m/a，
43输往蟠龙清管站。项目设置两条天然气净化生产线，每套生产能力230×10m/d。主要包括天然气MDEA溶液脱除CO装置、三甘醇脱水装置。 2
?增压装置
43布置2套单台流量为60×10m/d的燃气驱动往复式压缩机;3套单台流量为230
43×10m/d的燃气驱动往复式压缩机。
原料气自原料气分离器分离后，进入原料气压缩机，压缩机第1年不运行，气田开发1年后，将天然气由3.5MPa增压至5.4MPa，增压后的天然气温度约为80~86?，进入出口空冷器后冷却至50?后进入天然气脱碳装置。
?脱碳装置
43设置脱碳装置2套，每套处理能力为230×10m/d，年运行时间不少于330天。
原料气分离器分离出的天然气，首先进入原料气聚结分离器，进一步分离出天然气中携带的小液滴，之后与净化气换热升温，进入MDEA(甲基二乙醇胺)吸收塔底部，气体逆流向上，并与塔顶来的胺溶液接触。吸收塔顶部的净化气中CO含量低于3%(摩2尔含量)，但该脱碳工艺使塔顶的净化气中含有饱和水，并提高了气体温度。净化气与原料气换热降温后，产生冷凝水，通过净化气分离器将这部分冷凝水及携带的少量MDEA溶液除去，分出的液体与吸收塔底部的富液混合后进入MDEA溶液闪蒸罐。净化气分离器顶部分离出的气体去脱水装置进一步脱水。
?脱水装置
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
43设置脱水装置2套，每套处理能力为230×10m/d，本装置的年运行时间不少于330天。脱碳后的湿天然气较洁净，无需经过过滤分离器，直接进入三甘醇吸收塔底部，与从塔顶下来的三甘醇贫液逆流接触，以脱除天然气中的水汽，脱水后的干气经塔顶丝网除雾，除去大于5µm的甘醇液滴后由塔顶部出塔。干气出塔后，经过套管式气液换热器与进塔前的热贫甘醇换热，降低贫三甘醇进塔温度。换热后的干气经旋风分离器分离后，进入外输气管网作为商品气。脱出的气田水排入污水处理系统的污水沉降罐。
天然气处理厂平面布置见图2.1-3。
(2)梁村清管站
为清除新家坪集气站和张川集气站方向的集气管线来气中挟带的沉积物、积水，检测管道内腐蚀、泄漏、变形，提高管道的输送效率，项目拟在位于梁村乡郭家石畔村附近的Y283井场内单独建设清管站1座。清管站建构筑物见表2.1-6，主要设备见表2.1-7，平面布置见图2.1-4。
表2.1-6 清管站建/构筑物列表 序号建/构筑物名称单位数量备注
1 1/1 大门/大门樘宽4m/3m
2 m 136 铁艺围墙高2.5m
3 m? 4 2m×2m×1m 污水池
4 1 放空火炬基础 处 3:7灰土压实场地
表2.1-7 清管站主要设备列表 序号设备名称数量规格尺寸/mm备注
1 DN450×400 收球筒台
2 DN350×300 收球筒台
3 DN500mm 发球阀台
4 放空立管具DN200H,10m
(3)管线工程
?集输管网
83新建梁村清管站至净化天然气集输管网，出厂压力为4.4MPa，气量为20×10m/a，输往蟠龙清管站，集输管线总计长约15.6km。管线布置见图2.1-1。
?外输联络管线
本工程建设天然气处理厂至延长外输干线蟠龙清管站外输联络线10km。外输联络管线设计管径、输送压力、输量设计管径:D500mm;设计压力:5.3MPa;设计输量:
8320×10m/a;操作温度:天然气管道操作温度为40?。外输联络管线布置见图2.1-1。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
图2.1-4 清管站平面布置图
2.1.7辅助工程
2.1.7.1火炬及放空系统
为减少事故状态时排放的天然气对环境的污染，本工程设置高压放空系统和低压放空系统。高压放空系统用于净化厂及来气干线紧急事故状态天然气的放空，低压放空系统用于工厂事故状态低压气放空。两套放空系统共用一台火炬，火炬筒直径为Ф700，
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 火炬高66.5m。高压放空和低压放空系统安全阀最大背压分别设计为0.35MPa和0.1MPa。放空火炬底部不设集液池，火炬产生的污水通过排污管道排至低压分液罐回收。
天然气处理厂中的集气区、增压区、脱碳脱水区天然气需紧急放空时排入高压放空
43系统，要求放空阀后压力不大于0.35MPa。系统最大放空量设计为450×10m/d。
燃料气系统和脱碳单元闪蒸气、脱水单元的闪蒸气需紧急放空时排入低压放空系
43统，要求放空阀后压力不大于0.1MPa。系统最大放空量设计为10×10m/d。 2.1.7.2空氮站
天然气净化站设有空氮气站一座，为全站各生产装置提供仪表用的净化空气、开停工吹扫置换用氮气。空氮站共设置2台喷油螺杆式空气压缩机，每台压缩机的排气量为
3314m/min，出口压力1.0MPa，一开一备。制氮装置1套，规模:120m/h。纯度99.9%，3
3个40m储罐，分别用作非净化空气、净化空气和氮气的存储。
2.1.7.3自动控制系统
天然气处理厂的控制要求包括天然气集气及增压单元、天然气脱碳单元(共2列)、天然气脱水单元(共2列)、火炬部分、供热部分、甲醇污水储运单元和空氮站的工艺系统温度、压力、流量和液位参数的检测控制;阀门开、关和机泵启停控制、运行状态显示;可燃气体以及火焰等进行监测;过程控制系统(DCS)和安全仪表系统(SIS)的设计。输气首站的控制要求包括天然气出站计量和紧急关断，并接受蟠龙清管站上传数据。
2.1.7.4系统配套
(1)厂前区
厂前区主要建设工程包括综合楼、库房、料棚、防渗排污池。
综合楼就餐按91人(含管道公司26人)设计，满足白天在CPF检修或其它白班工作的人员，这部分人员会在下班时回到姚店基地;办公人员(含管道公司)按50人设计;综合楼的住宿按66人设计(含管道公司)，主要是考虑倒班的操作人员和值班干部，设有33间双人宿舍。
(2)进厂道路
天然气处理厂进厂道路全长300m，全部新建，直接从贯玉路引接。路基宽8~9m，路面宽6m，采用沥青砼路面结构:5cm中粒式沥青混凝土+20cm水泥稳定碎石(6:94)
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 +30cm水泥土(8:92)。
2.1.8公用工程
2.1.8.1给排水工程
2.1.8.1.1给水
(1)水源
33本项目用水量为250.2m/d(82566/a)，水源为天然气处理厂东侧400m蟠龙川南
3岸新建3口水源井，单井产量为360m/d。
33供水站内设置100m清水罐一座，水源井输来的地下水先进入100m的清水罐，由变频供水设备向厂区用水单元变频供水，分别进入给水处理装置、脱盐水装置、消防水罐及绿化管网，给水处理设备的出水供给循环水泵房和厂内的生活水管网。
采用反渗透工艺提供生活用水和生产用除盐水。反渗透水处理工艺流程图如下:
原水箱?原水泵?多介质过滤器?活性炭过滤器?软水器?中间水箱?中间水泵?保安过滤器?高压泵?RO装置?储水箱?出水。
(2)供水系统
3本项目供水规模为250m/d，管线采用20#无缝钢管，室外埋地给水管线采用给水用乙烯(PE)管，装置区地面给水管线采用低压流体输送用镀锌钢管。 聚
本工程给水管网系统划分为生产给水管网、生活给水管网、消防给水管网三个独立的系统。
生产给水管网主要提供工艺冲洗水，循环冷却系统、软化水的补水等生产用水。
生活给水管网主要供给综合楼等。
消防给水管网主要为全厂室外消火栓、消防冷却水系统、室内消火栓提供高压消防水。
2.1.8.1.2排水
(1)排水系统
天然气处理厂厂区排水划分为三个系统，即:生活污水系统、生产废水系统和清净下水系统。排水方式为清污分流、雨污分流。
生活污水排水系统主要受纳综合楼、中控室、门卫、空氮间、化验室等，采用重力流排放。厨房废水排入生活污水排水系统前经油水分离器处理。
生产废水系统主要受纳生产工艺排水、装置地面冲洗水、围堰区初期污染雨水、消
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 防发生时产生的消防废水等。
清净下水系统主要受纳非污染区域的道路、绿地、铺砌地面、建筑屋面的雨水、循环水系统、净化水站及软化水系统排水。清净下水采用重力流直接排放。
(2)排水情况
本项目排水实行清污分流，雨污分流。
333项目废水产生量为110.2m/d，其中，清净下水42.5m/d;气田水26m/d(其中含
3333甲醇废水6.5m/d，其他生产废水19.5m/d);生活污水5.0m/d;初期雨水4.3m/d。清净下水直接排入雨水管网;甲醇废水依托延北甲醇污水处理厂处理后回注地层;食堂废水经油水分离器处理后和其他生活污水、生产废水混合经MBR生活污水处理装置处理达标后排入生活污水池内，可用于厂内绿化、道路洒水，富余水量自然蒸发。
3本项目在净化厂设置一座690m的初期雨水池，用于接收事故状态下的物料泄漏、污染消防水及污染雨水。
2.1.8.2供配电
天然气处理厂主要用电负荷包括工艺装置、给排水、自控仪表、暖通及照明等。
天然气处理厂计算负荷为3398.5kW(10kV负荷425kW，0.4kV负荷2973.5kW)，其中二级负荷为2392.2kW。
在天然气处理厂中部东侧位置合建10kV变、配电所1座。电源引自附近110kV贯屯变电站的10kV两段母线上，采用2回10kV水泥杆架空专线供电，2回10kV架空线路独立敷设，单回长约3.5公里，共7公里(电源及线路部分由延安供电局设计，不包括在本工程设计范围)。
2.1.8.3消防
按照《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)中有关规定，天然气处理厂为三级站场，临近消防协作能力在30min分钟可以到达，消防可依托延长石油子长采油厂消防中队、延长石油蟠龙采油厂消防中队、瓦窑堡采油厂消防中队，其中延长石油蟠龙采油厂消防中队距离天然气处理厂25km。该中队设消防指挥车1部，4T干粉车1台，8T泡沫水车2台。当发生火灾时，消防车可作为本工程借用消防力量，及时到达辅助灭火。本工程消防立足自救。
本项目新建消防水泵房及配套设施。配置消防车2台，并配备专用消防队员，建设
3一座消防水罐(钢制700m)、泵站、消防给水管网等。处理厂场区室外消火栓系统室
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
3外消防水供给流量45L/s，消防水供给时间3h，一次灭火消防水用量:486m;综合楼室内、外消防系统室内消防水供给流量:15L/s，室外消防水供给流量25L/s，消防水供
3给时间3h，一次灭火消防水用量288m。
2.1.8.4供热
根据用热负荷统计，净化厂厂区总用热负荷总共7.18MW。在油气处理厂站内建3台4.6MW导热油炉及采暖换热泵房，导热油炉2台运行，1台备用，室外布置，采用卧式内燃炉，配全自动燃烧器及空气预热器。导热油炉配套燃烧系统、热油循环泵、填充泵、氮封装置、储油罐、膨胀罐、控制系统和阀门均由厂家供应。
导热油系统:为密闭机械循环系统，导热油炉供出的导热油(180?)为工艺换热器换热和采暖、伴热换热器换热，导热油回油(150?)经过滤后经导热油循环泵加压送至导热油炉加热再供出。导热油循环泵2台运行，1台备用。
33导热油系统设有膨胀油罐(30m)和储油罐(50m)，膨胀油罐采用高架形式为系统补充油品，保持系统压力稳定。利用1台填充泵向系统充油。当装置检修时，系统中的导热油可回至储油罐内储存。
热水系统:与导热油换热，为密闭机械循环，系统回水(60?)至回水缸，经除污
2器进循环水泵(2台运行，1台备用)加压，送至U型管式油-水换热器(2台F=90m)，加热后的85?热水经计量后进入分水缸，分配至各用户。系统补水采用定压变频补水，保持系统回水压力0.2MPa，补水泵1台运行1台备用。
3水处理设备:选全自动脱盐水处理装置一套，处理量为4m/h。采用反渗透(RO)+填充床电渗析(EDI)二级处理方式，系统排水由污水回收装置排入站内污水处理系统。
供热管网:热网采用架空及埋地两种敷设方式。导热油管线、脱盐水管线及部分热水干管架空敷设，管线尽量与工艺管线共架，管架至综合楼、消防水泵房等单体的热水管线及进入各采暖单体的分支管采用直埋敷设，管线管顶埋深不小于0.5m。管线热力补偿:管线补偿优先采用自然补偿当受条件限制，自然补偿不能满足需要时，采用方形补偿器进行热补偿。另外，架空热水管道高点设置放气阀，低点设放水阀。
自控:导热油炉控制以厂家自带控制系统为主，主要有自动点火控制、自动熄火保护、超温超压保护等，以上在值班控制室内进行监视操作。
燃气:导热油炉燃料为净化厂天然气，要求送至炉前压力为0.3,0.4MPa，以满足燃烧器稳定燃烧的要求，燃气管道上的各放散管道统一接入全厂的火炬放空系统，以确
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 保安全生产。
2.1.9贮运工程
2.1.9.1 运输系统
运输物料为天然气、甲醇等。物料运输方式有管道、公路方式。
原料天然气和净化天然气采用管道运输，甲醇产品采用公路运输方式。 2.1.9.2 贮存设施
33厂区设甲醇污水接收罐1具，200m立式拱顶罐，甲醇污水罐2具，200m立式拱
33顶罐;设消防水罐1具700m钢制拱顶罐，清水罐1具100m钢制拱顶罐;设MDEA
33溶液储罐2具，120m立式拱顶罐;设产品甲醇罐1具700m内浮顶罐。 2.1.9.3 厂内管网
(1)敷设方式
站内天然气管线敷设采取地上架空敷设方式，地面管线低位敷设，支撑采用活动支撑，架空管线设置管架支撑。
(2)管道器材选用
管子外径统一采用HG20553《化工配管用无缝及焊接钢管尺寸系列选用系列》(Ia 系列)。原料天然气、酸气等管线阀门采用抗硫材质，湿净化气、溶液再生系统及其它部位的阀门采用一般材质。
2.1.10依托工程
(1)延北甲醇污水处理厂
本工程甲醇废水由罐车运至位于宝塔区蟠龙镇石家沟村玉贯路东侧的延北甲醇污
3水处理厂，依托处理厂内拟建的100m/d含醇污水处理和回注系统。
延北甲醇污水处理厂为延113-延133井区天然气开发项目配套新建甲醇污水处理厂，同时还能接收临近的延长气田其它井区(如子长东井区、安塞井区)产生的甲醇污
3水。该处理处理厂拟建一套100m/d含醇污水处理和回注系统，项目规划总投资4006.15万元，预计2017年底投入运行。
延北甲醇污水处理厂甲醇接收工艺:各井区甲醇污水罐车拉运，在甲醇污水处理厂内卸车，进入甲醇污水接收罐，去除部分污油和悬浮物，控制水质含油?600mg/L、悬浮物?250mg/L，泵送至甲醇污水储罐。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
甲醇污水处理厂内流程:甲醇污水从储罐泵送至管壳式换热器换热，经换热后进入一次压力除油器，出水水质达到含油?150mg/L、悬浮物?120mg/L;一次压力除油器出水投加复合碱剂(氢氧化钠+双氧水)调节PH值到7,7.5后进入二次压力除油器进一步除油除悬浮物，出水水质达到含油?30mg/L、悬浮物?30mg/L;二次压力除油器
3出水进入100m甲醇污水缓冲罐，然后经甲醇再生装置原料泵提升进入与甲醇再生装置配套的一级核桃壳过滤器及二级精细过滤器，出水水质达到含油?10mg/L、悬浮物?5mg/L，进甲醇提馏塔、甲醇再生塔进行再生。回收甲醇(甲醇含量95%以上)产品进入甲醇储罐装车运输至各集气站循环使用，脱甲醇污水(甲醇含量小于0.1%)经泵回注地层。
(2)依托可行性分析
延北甲醇污水处理厂是专门为延113-延133井区天然气开发项目配套新建的甲醇污
3水处理厂，处理总规模100m/d含醇污水。延北甲醇污水处理厂距离宋家沟天然气处理厂公路运距约12km，天然气处理厂产生的甲醇污水可以通过甲醇污水罐车沿玉贯路直接运抵延北甲醇污水处理厂，玉贯路沿线全部为柏油道路，交通条件较为便利，依托可行。
目前延北甲醇污水处理厂正在设计当中，相关的环保手续即将开展。环评要求，待延北甲醇污水处理厂投入运行后，宋家沟天然气处理厂方可投入运行。 2.1.11工程土石方量及其流向
(1)土石方平衡
本项目主要土方开挖来自天然气处理厂和管线工程、其次为道路工程。本项目施工期开挖土石方总量为87.43万m?，填方量16.02万m?，工程土石方工程量见表2.1-6。
3表2.1-6 工程土石方工程量 单位:万 m 工程名称 挖方 填方 调入 弃土 备注
本项目拟采用位于韩家沟村附近的沟壑作为弃土场，3天然气处理厂 71.92 0.51 / 71.41 运距约为3.5km，总容量约为77.8万m，占地总面积约2为21.1hm。
15.36 15.36 / 0 管线 余土就近在管道上方平整压实 道路 0.15 0.15 / 0
合计 87.43 16.02 / 71.41
(2)弃土场设置
由表 2.1-6可见，本项目中产生弃方的主要工程内容为天然气处理厂。天然气处理厂工程开弃土方量大，本项目拟采用位于韩家沟村的沟壑作为弃土场，运距约为3.5km，
32总容量约为77.8万m，占地总面积约为21.1hm。本项目弃土场选择在天然气处理厂附
31
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 近，减少了运距。容量能够达到弃渣要求，且周边无公共设施、工业企业、居民点等环境敏感点。同时，弃土场不占用河道，对防洪行洪安全无重大影响。因此，从环保角度，选址可行。并且建设单位已与韩家沟村签订了弃土协议，具体见附件。
管线工程管沟回填后有少量多余土方，由于管线施工长度较长，且开挖土方经过回 填后单位长度余方量较少，如果采用收集集中回填，不但效率较低，同时投入较大，因 此多余土方全部就近在管道上方平整压实。
2.1.12工程占地
22根据设计资料占地情况，本工程总占地面积为77.88hm(扣除重复计算0.03hm)，
22其中永久占地面积12.01hm，临时占地面积65.9hm。永久占地中天然气处理厂占地
22211.45hm，清管站占地0.08hm，其它占地面积0.48hm。具体情况见表 2.1-7。
2由表2.1-7可以看出，本工程占地中以旱地为主，占地面积43.78hm，约占占地总面
2积的56.21%;其次为草地，占地面积29.22hm，约占占地总面积的37.52%;林地占地面
2积4.88hm，约占占地总面积的6.26%。
2表 2.1-7 工程占地一览表 单位:hm 占地面积 占地类型 用地单位 备注 临时 永久 合计 旱地 林地 草地
天然气处0 11.45 11.45 8.15 0.25 3.05 理厂
清管站 0 0.08 0.08 0 0 0.08 与Y283合建
?项目集输管线施工作业带临时占地
宽度 14m;?管道附属设施三桩1562集输管线 21.84 0.02 21.84 14.20 0.65 6.99 个，每个永久占地1m;?三桩永久占
地与临时占地重合， 在总面积中不重
复统计。
?项目外输联络线长10km，施工作业
带临时占地宽度14m; 外输联络14 0.01 14 10.08 0.52 3.4 ?管道附属设施三桩52个，每个永久线 2占地1m;?三桩永久占地与临时占地
重合，在总面积中不重复统计。
0 0.31 0.31 0 0 0.31 进厂道路
井场道路 0 0.14 0.14 0 0 0.14 进梁村清管站(Y238井场)
?集输管线施工便道长15.6km，外输
8.96 0 8.96 6.07 0.29 2.60 临时道路 联络线施工便道长10km;
?施工便道宽均以3.5m计; 弃土场 21.1 0 21.1 5.28 3.17 12.65
合计总占地面积扣除重复计算面积合计 65.9 12.01 77.88 43.78 4.88 29.22 20.03hm。 2.1.13主要设备
本项目主要工艺设备见表2.1-8。
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表2.1-8 主要工艺设备一览表
序号 设备名称 单位 数量 规格型号 备注 一 集气及增压单元 1 生产分离器(10D-0101) 台 1 φ2800×12768PN45材质:Q345R，卧式 2 集气分离器(10D-0102) 台 1 φ3600×16388PN45材质:Q345R，卧式
原料气压缩机出口分离φ2000×9128PN63材质:S31603/Q345R，卧3 台 1 器(10D-0103) 式
燃料气缓冲罐4 台 1 Φ1400×5689PN14材质:Q245R，立式 (10D-0105)
5 闭式排放罐(10D-0106) 台 1 Φ1800×6774PN10材质:Q245R，卧式 6 开式排放罐(10D-0107) 台 1 Φ2200×7000PN10材质:Q235B，卧式
甲醇污水储罐7 台 1 Φ1800×6774PN10材质:Q245R，卧式 (10D-0104)
QV=50?104m3/d，P入=1.0MPa，P出8 集气压缩机(10C-0101) 台 2 =3.5MPa，压缩级数:二级。
原料气压缩机QV=230×104m3/d，P入=3.5MPa，P出9 台 3 2用1备 (10C-0102) =5.4MPa，压缩级数:一级。 10 污水泵(10P-0101) 台 2 排量:30m3/h 11 污水液下泵(10P-0102) 台 1 排量:30m3/h 二 天然气脱碳单元
Φ2400×27295PN63材质:S31603+Q345R，1 吸收塔(10T-0201) 台 2 立式
Φ1600×14640PN12材质:S31603+Q245R，2 闪蒸塔(10T-0202) 台 2 立式
Φ2000×31355PN6.1材质:S31603+Q245R，3 再生塔(10T-0203) 台 2 立式
湿净化气分离器4 2 台 Φ1800×6870PN63材质:Q345R，立式 (10D-0201)
5 2 酸气分离器(10D-0203) 台 Φ2000×7070PN6.1材质:Q245R，卧式
MDEA溶液储罐6 2 座 Φ5000×6500常压材质:S30408，立式 (10D-0204)
MDEA溶液地下槽7 台 2 Φ2400×2500常压材质:S30408，立式 (10D-0205)
8 水封罐(10D-0206) 台 2 800?800?1100常压材质:Q235B，立式
湿净化气空冷器9 台 2 P9×3-4-129-6.3S-23.4/L-IIa 2片管束 (10A-0203)
湿净化气水冷器10 台 2 BEM1200-6.3/0.8-549-6/25-2 水冷器 (10E-0201)
贫富液换热器11 台 2 热负荷:2207kWA=187m2 板式 (10E-0202)
再生塔底重沸器12 台 2 BKU1100/1600-2.5/0.6-333-4.5/25-2 导热油 (10E-0203)
13 贫液空冷器(10A-0201) 台 2 P9×3-6-193-1.6S-23.4/L-VIa 2片管束 14 酸气冷却器(10A-0202) 台 2 P9×3-4-129-0.6S-23.4/L-IIa 1片管束
一段贫胺液泵15 台 4 Q=77m3/hH=50mP=22kW 2用2备 (10P-0201)
二段贫胺液泵16 台 4 Q=70m3/hH=620mP=250kW 2用2备 (10P-0202)
17 回流泵(10P-0203) 台 4 Q=4m3/hH=60mP=5.5kW 2用2备 18 补充胺液泵(10P-0204) 台 2 Q=15m3/hH=70mP=7.5kW 19 地下槽泵(10P-0205) 台 4 Q=15m3/hH=70mP=7.5kW
原料气过滤分离器20 台 2 设计压力:5.3MPa卧式材质:Q345R (10F-0201)
胺液预过滤器21 台 2 Ф800×2740PN10立式材质:Q245R (10F-0202)
胺液活性炭过滤器Ф800×1600(筒体高)PN10立式材质:22 台 2 (10F-0203) Q245R
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胺液后过滤器23 台 2 Ф800×1840PN10立式材质:Q245R (10F-0204)
三 天然气脱水单元
产品气分离器1 台 2 Φ1800H6817PN63材质:Q345R，立式 (10D-0301)
2 TEG地下槽(10D-0303) 台 2 Φ2400×2500材质:Q235B，立式
三甘醇脱水成套设备夏季水露3 (10T-0301，10SK-0301，套 2 处理规模:230×104m3/d干气水露点?-5? 点?10? 10H-0301?)
4 2 Q=5m3/hH=30mP=5.5kW 地下槽泵 台
四 放空和火炬单元
高压放空分液罐1 座 1 Ф3000×13616PN10.5材质:Q245R，卧式 (10D-0401)
低压放空分液罐2 座 1 Ф1600×5674PN10.5材质:Q245R，卧式 (10D-0402)
燃料气缓冲罐3 座 1 Ф500×2458PN14材质:Q245R，卧式 (10D-0403)
筒体:Ф700×66500Q345R火炬头:4 火炬(10X-0401) 套 1 Ф700×3500S31008/S30408 5 火炬排污泵(10P-0401) 台 2 Q=2.5m3/hP=5.5kW 五 空氮站及化验室
净化风储罐1 座 1 Φ2600H7704立式PN11Q245R (10TK-0601)
非净化风储罐2 座 1 Φ2600H7704立式PN11Q245R (10TK-0602)
3 氮气储罐(10TK-0603) 座 1 Φ2600H7704立式PN11Q245R
空气压缩系统橇块34 2 套 qv=14m/minP出=1.0MPaP=83kW (10SK-0601)
5 1 制氮橇块(10SK-0602) 套 120Nm3/h纯度99.9% 六 甲醇污水处理单元
甲醇污水储罐31 台 2 200m，材质:Q235B，立式 (10TK-0501)
甲醇污水装车泵32 2 Q=20m/hH=30mP=7.5kW 台 (10P-0501)
甲醇污水装车鹤管/3 台 1 Q=20m3h (10X-0501)
2.1.14主要技术经济指标
本项目主要技术经济指标见表2.1-9。
表2.1-9 主要技术经济指标
序号 项目名称 单位 数量 备注
一 建设规模 431 脱碳装置 10m/d 230/列 共两列 432 脱水装置 10m/d 230/列 共两列
3 km 15.6 集输管线 水平长度
4 天然气外输联络线 km 10 水平长度
5 站外路 m 300
二 产品产量及质量
1 商品天然气 431) 产量 10m/d 420 2) 二氧化碳含量 %(V) ?2.5 3) 水露点 ? -5(冬季) 夏季水露点:10
2 二氧化碳气体 放空，预留回收接口 4310m/d 6.45 1) 产量
2) 二氧化碳含量 %(V) 91.60
三 水、电力、燃料气消耗
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量 31 水 m/d 200 新鲜水
2 电力 kWh 3398.5 433 燃料气 10m/d 8.08
四 主要辅助材料消耗量 31 溶剂活化MDEA脱碳剂 m 170 初次装填 33 三甘醇 m 20 初次装填 34 填料 m 199/次 矩鞍环型
按原料天然气量计3五 工程能耗 MJ/m?天然气 0.75 算
六 “三放”排放 31 废水 m/d 230 回注
2 废渣 t/a 10 活性炭
七 定员 人 65 43八 弃土 10m 26.4 弃土距离:5km
永久占地:180.15亩 九 工程征地面积 亩 1168.65 临时占地:988.5亩 2十 建筑面积 m 8434.19
十一 工程费用 万元 34513.76 2.1.15工作制度、劳动定员
本项目全年生产天数330天，生产班制按两班运转编制。行政管理、技术管理及后勤人员按白班考虑。
项目设计劳动定员总数为65人。其中管理人员4人，工艺装置人员39人，辅助生产22人。
2.1.16施工期
本项目施工期为2017年7月至2017年12月。
2.2影响因素分析
2.2.1污染影响因素分析
2.2.1.1工艺总流程概述
根据延113-延133井区天然气开发项目的总体布局，井口气经采气管道输至集气站，然后输送进天然气处理厂进行脱碳脱水处理后商品气通过外输首站和外输联络线送往蟠龙清管站。工程工艺总流程及产污环节见图2.2-1。
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图2.2-1 工程建设污染物排放流程及生态影响示意图 2.2.1.2天然气处理厂工艺流程
由于延113-延133井区地面集输工程天然气处理厂属于典型的高碳硫比、不含HS2气体，且不需要脱除HS，仅脱除部分CO即可达到GBl7820—2012中II类气指标要22
求。
结合国内天然气处理厂的生产实践证明采用MDEA溶液可以有效脱除天然气中的CO，更适应低含硫、高含碳天然气的脱碳。MDEA不易降解，具有较强的抗化学和热2
降解能力，腐蚀性小，蒸汽压低，溶液循环率低，并且烃溶解能力小，是目前应用最广泛的气体净化处理溶剂。
本项目工艺主要为天然气净化。
天然气净化工艺主要包括原料气预分离装置—净化(脱碳、脱水)—外输等主体工艺单元，天然气处理厂工艺流程图见图2.2-2。
水蒸气脱碳液三甘醇
外排 再生 再生
贫液 贫液
集气干 净化天然清管区 过滤分脱碳装脱水装
线来气 气外输 离器 置 置
清管废水 分离器排每年2次， 放含甲醇3 一次15m
废水
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图2.2-2天然气处理厂工艺流程图
(1)天然气处理工艺流程简述如下:
来自集气干线的3.5MPa的天然气，温度0,25?原料天然气经过过滤分离预分离后，通过换热、脱碳后的湿净化气进入脱水装置进行脱水，脱水后的干净化气即为产品天然气，经配气区计量后通过外输管道输往下游用户，净化气质量按照国家标准《天然气》(GB17820-2012)?类气技术指标控制。
净化装置由脱碳工段和脱水工段组成:脱碳工段采用活化MDEA脱碳剂，工艺流程选用常规的吸收，再生(闪蒸，汽提)的工艺方案;脱水工段中脱水系统采用三甘醇脱水，采用吸收，再生工艺。
(2)脱碳工序工艺流程
?工艺流程
1)原料天然气脱碳
集气及增压单元原料气(5.4MPa，45,50?)，经全厂管网送至脱碳装置，原料气经过滤分离器分离凝结液后进入吸收塔脱碳底部，与顶部自上而下喷淋的贫胺液5.4MPa，62.3?)逆流接触脱除二氧化碳，得到含碳合格的湿净化气(5.37MPa，62.2?)。 (
夏季运行时，湿净化气(5.37MPa，62.2?)经湿净化气空冷器冷却(5.34MPa，50?)，再经湿净化气水冷器冷却(5.32MPa，40?)后进入湿净化气分离器(10D-0201)，分离气顶部分离出的湿净化气进入脱水单元进行脱水。
冬季运行时，湿净化气水冷器停运，湿净化气(5.37MPa，62?)经湿净化气空冷器冷却(5.34MPa，28?)后进入湿净化气分离器(10D-0201)，分离气顶部分离出的湿净化气进入脱水单元进行脱水。
由湿净化气分离器(10D-0201)分出的液体主要是水份和少量的MDEA，经分离器底部出口的调节阀调节到1.0MPa后进入闪蒸塔(10T-0202)进行闪蒸处理。
装置入口设置原料气流量计，每列装置入口管道上设置紧急关断阀，在两列装置汇管上设置自动超压放空系统，用于脱碳装置事故状态下进装置原料气的事故放空。
2)MDEA富液再生
吸收了CO的富MDEA溶液(5.38MPa，45,55?)由吸收塔(10T-0201)底部流2
出，经吸收塔底部出口设置的调节阀调压至1.0MPa、45,55?，与湿净化气分离器(10D-0201)分出的液体一同进入闪蒸塔(10T-0202)，塔顶闪蒸出少量烃类气体和
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MDEA富液(1.0MPa，52.9?)自闪蒸塔(10T-0202)底部流出，先经贫富液换热器(10E-0204)与再生塔底流出的贫液换热(0.95MPa，88~90?)，再经再生塔进口调节阀调压(150kPa、76.1~80.5?)后进入再生塔(10T-0203)上部。分离出的气相(1.0MPa，45,55?)经过管道输送至生产分离器，形成密闭流程。
MDEA富液进再生塔(10T-0203)上部解吸再生。再生塔由2层6m高填料、三块塔板和塔釜组成，MDEA富液由填料段与塔板段中间部位进料，再生塔下部集液槽抽出的富MDEA溶液由1台再沸器通过导热油加热，加热后的MDEA溶液(0.05MPa，100?)返回塔釜，再沸器解析出的气相返回再生塔釜上段。再生塔顶解吸出的二氧化碳气(0.04MPa，73.9?)经酸气空冷器(10A-0202)冷却至40,50?后进酸气分离器(10D-0203)，分出的二氧化碳气(20kPa，40,50?)直接排入大气，液相含酸水经回流泵(10P-0203)增压后(0.32MPa，40,50.2?)返回到再生塔(10T-0203)顶部。
再生塔塔釜引出的MDEA贫液(0.05MPa，100?)经贫富液换热器(10E-0204)与富胺液换热后(58~66?，0.03MPa)，经一段贫胺液泵(10P-0201)升压至0.5MPa后进贫液空冷器(10A-0201)冷却至60?，然后经二段贫胺液泵(10P-0202)增压(5.7MPa，62.3?)后进入吸收塔(10T-0201)顶部，当贫胺液循环量较小时，部分贫胺液经旁路循环回再生塔塔釜(10T-0203)。
部分MDEA贫液(约总液量的10,15%)经胺液预过滤器(10F-0203)、胺液活性炭过滤器(10F-0204)及胺液后过滤器(10F-0205)滤除杂质后返回一段贫胺液泵(10P-0201)入口。
MDEA再生水平衡由脱盐水加入量来控制。界外来脱盐水注入至酸气分离器(10D-0203)中，注入量约为0.55,0.6m3/h。消泡剂采用引射式注入器间竭注入:通过回流泵注入再生塔内，通过一段贫胺液泵注入吸入塔内。
3)MDEA储存及补充流程
MDEA溶液储罐(10D-0204)用于储存MDEA溶液，储罐采用氮气密封。溶液储罐内的MDEA溶液通过补充胺液泵(10P-0204)打入再生塔(10T-0203)底部。
脱碳装置检修或事故状态下的MDEA溶液通过排放汇管汇集至MDEA溶液地下槽(10D-0205)，经MDEA溶液地下槽泵(10P-0205)提升至MDEA溶液储罐(10D-0204)储存，装置开工或检修污水通过胺液地下槽排入开式排放罐，提升后送至本工程污水沉降罐。
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4)事故流程
当脱碳装置发生火灾事故，由SIS系统发出指令，关断紧急切断阀，打开脱水装置安全泄放阀，脱碳和脱水装置天然气泄压放空。MDEA溶液泄放到地下槽，并通过地下槽泵打入到溶液储罐中。
?产污节点
原料天然气在过滤分离的过程中会有少量杂质产生。MDEA再生系统中胺再生塔会定期排放废MDEA溶液;富液再生塔产生CO气体;贫胺活性炭过滤器会定期更换活2
性炭;空冷器、泵等会产生设备噪声。
(3)脱水系统
?工艺流程
1)脱碳后的天然气脱水
脱碳后的湿净化气(5.32MPa，28,40?)经过滤分离器除去所含的固体颗粒，粉尘和液态杂质后进入三甘醇脱水吸收塔下部，分离出冷却凝结水后与上部进入的TEG贫液在塔内逆流接触，天然气中的部分饱和水被TEG贫液吸收而脱除。脱水后的干天然气自吸收塔顶部出来(5.31MPa，28,41.5?)，经干气贫液换热器换热后(5.30MPa，28,42.5?)，经调压及计量后去集气增压单元外输阀组。
夏季工况脱水后水露点低于10?，冬季工况脱水后水露点低于-5?。
2)三甘醇再生
三甘醇(TEG)富液(5.32MPa，28,41.3?)从吸收塔下部排出，经TEG循环泵至TEG重沸器上部精馏柱内盘管换热后进入TEG闪蒸罐，闪蒸出少量的烃类及HO等，2闪蒸后的TEG富液(0.5MPa，49~63?)经液位控制阀后依次进入TEG机械过滤器、活性炭过滤器，以除去其中的杂质及降解产物。然后进入TEG贫富液换热器与热的TEG贫液换热后进入TEG精馏柱。在TEG再生系统中，TEG溶液被提浓。再生后的TEG贫液(196~204.44?)经TEG贫富液换热器换热冷却后(72?)进入TEG泵升压，再经干气贫液换热器进一步冷却后(45?)
进入吸收塔的上部，完成TEG吸收、再生循环。本工程设有再生汽提气工艺，正常生产时不开汽提气，当脱水不合格时开汽提气提高贫甘醇浓度。再生精馏柱尾气进入焚烧炉进行灼烧，两列装置共用一套尾气焚烧炉。
经设计方与厂家核实，该尾气焚烧炉型号为ZBFSL-GAS-40L，为直燃式废气焚烧
43炉，该炉额定热负荷为炉内负荷25×10Kcal/m?h，设计为负压设计(压力为-100,
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 200Pa)，焚烧炉配套烟囱高度15m，出口内径400mm。
3)TEG储存及补充
本工程设置了三甘醇地下槽，用于储存TEG溶液，储罐内的TEG溶液通过溶液补充泵增压后进入脱水吸收塔循环使用。脱水装置检修或事故状态下，TEG溶液通过汇管汇至地下槽。
4)事故流程
当脱水装置发生事故时，由SIS系统发出指令，关断干天然气进出装置紧急切断阀，打开安全泄放阀，脱水装置天然气泄压放空，同时切断三甘醇再沸器燃料气气源。
?产污节点
三甘醇再生系统定期排放废三甘醇溶液;贫三甘醇活性炭过滤器会定期更换活性炭;空冷器、泵等会产生设备噪声。
2.2.2施工期污染及生态影响因素分析
(1)净化厂工程
在建设过程中，由于施工开挖、建筑材料特别是碎石、沙等的堆放，工程施工期间，挖土、运土、填土、夯实和汽车运输过程中的扬尘等，都将给周围大气环境带来一定程度的污染。
施工期的废水主要来自施工人员生活污水和施工废水。
施工期的噪声来自各种施工设备噪声以及运输车辆噪声。
施工期间产生的固体废物主要有施工人员的生活垃圾;地表开挖产生的弃土、残土;施工场地营房、管道建筑施工中产生的废弃建材、砖瓦、废料等施工垃圾。
净化厂的建设永久占地改变了土地使用功能，主要对生态环境造成一定的影响。
(2)管线工程
该工程管线敷设主要包括集输管线和外输联络管线，管道施工流程见图2.2-3所示。
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作业线路、场地清理
修筑施工便道
穿跨、越河流、公路 阀室、支墩 开挖管沟
焊接、补口、补伤、防腐
下管入沟
试压、清管、覆土回填
清理现场、恢复地貌、恢复植被、绿化
竣工验收
投产运行
图2.2-3管线施工流程图
?施工作业带清理、施工便道建设和管沟开挖
管道施工的作业带清理、施工便道和管沟开挖同时进行，弃渣、土可以相互利用，其对环境的影响也大致相同。施工时尽量利用现有的村道、县乡级公路;对于需进行机械布管、扫线以及大型设备运输的地段，根据实际情况新修临时施工便道。
管线施工建设必然要压占、破坏施工作业带内土地上的植被和农作物，对农业生产和生态环境产生一定影响。如不及时对植被进行恢复和重建，土壤的新坡面扰动可能成为新的侵蚀点，加重水土流失。
?管道河流沟谷穿跨越工程
管线穿越蟠龙川和雷鼓川，均属于小型河流、冲沟以及蟠龙川的穿越，可研推荐采用大开挖方式。由于在正常情况下河床平缓，岸坡稳定，水流量小，适合采用沟埋敷设。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 大开挖穿越可能会使河水中泥沙含量增加，对河流水质会产生短期影响;管沟回填后多余土石方处置不当可能造成河道淤积和水土流失。
?公路穿越工程
本次管线工程穿越公路5次，其中穿越玉贯路1次，乡村公路4次。管线穿越玉贯路采用顶管方式，三级以下乡村公路采用大开挖直埋方式。
顶管施工技术是国内外比较成熟的一项非开挖敷设管线的施工技术，该技术分为泥水平衡法、土压平衡法和人工掘土顶进法。可研推荐采用顶进混凝土套管穿越方式，用大推力的千斤顶直接将预制套管压入土层中，再在管内采用人工或机械掏挖土石、清除余土而成管的施工方法。主要分为测量放线、开挖工作坑、铺设导向轨道、安装液压千斤顶、吊放混凝土预制管、挖土、顶管、再挖土、再顶管、竣工验收等工序。顶管施工工艺示意图见图2.2-4，管道穿越公路施工方式断面示意图见图2.2-5。
图2.2-4顶管施工工艺示意图
钢套管输气主管路基边界线加强三级PE防腐特加强级防腐
输油主管钢套管
特加强级防腐特加强级防腐
路面宽
图2.2-5 公路穿越施工方式断面示意图
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顶管和大开挖穿越方式都将产生一定量的弃渣，弃渣体堆放场将永久性占地，如拦挡不当，将造成水土流失;大开挖还将短时间阻断交通，给当地居民生产和生活带来不便。管线穿越公路方案要报公路主管部门和产权单位批准同意，或根据其要求进行。
?铁路穿越工程
本工程穿越铁路1处，穿越点分别位于宋家沟村东北，采用顶钢筋混凝土套管穿越方式。铁路穿越技术要求如下:
管道穿越铁路时，保护套管顶距铁路路肩,1.7m，距自然地面或铁路边沟沟底,1.0m。尽量正交穿越，受地形地物限制时不应小于30?。管道穿越铁路设保护套管，保护套管选用钢套管，钢套管直径比被保护管线大150mm。一般地段套管应伸出路基坡脚或路边沟外边缘2m。铁路穿越工程设计、施工方案需征得铁路主管部门同意。
管线穿跨越工程分布见图2.2-6。
图2.2-6 管线穿跨越工程位置示意图
(3)道路工程
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修整便道时，由于路面平整、边坡开挖和深洼填方破坏地表植被，并形成裸露，遇降雨形成新的水土流失。
施工期各工程段产生的环境影响可以概况为表2.2-1。
表2.2-1施工期各工程产生的环境影响因素
类别 内容 环境影响
?工程施工地会产生弃土弃渣;
?生活排污主要包括生活污水和生活垃圾排放; 净化厂的土地平整 ?工程开挖、材料运输、厂地平整等建设均产生施工扬尘; 建设 设备安装 ?施工机械产生较大噪声影响;
?造成土地占用。
管沟开挖 ?临时改变作业带的土地利用性质，施工作业带内的土壤、植被将受到影响敷设 或破坏; 管线 施工作业带 ?管道穿越河流对水生生物和河流水质造成短期影响等。
道路 施工便道修建 占用土地，破坏植被等 工程 公路整修
2.2.3运行期环境影响因素分析
2.2.3.1天然气处理厂运行期污染源分析
(1)环境空气
?有组织污染源
天然气处理厂运行期有组织废气主要来源于导热油炉、燃气压缩机、三甘醇再沸釜(火管式加热炉)和放空火炬。其主要污染物为 NOX 和烟尘。
?无组织污染源
1) 无组织逸散烃类气体
天然气处理厂内集气单元、脱碳、脱水装置区等生产过程均有无组织废气产生，主要成分为烃类。
2)MDEA 富液闪蒸废气
3MDEA 富液经闪蒸洗涤后分离出闪蒸气，闪蒸气为 110.7m/h，主要成分为烃类气 体及少量水分，闪蒸气进入燃料气系统后厂区自身利用。
3)三甘醇再生塔闪蒸气
三甘醇再生塔闪蒸废气为溶解在三甘醇溶液中的少量烃类气体，闪蒸气量约为
318.1m /h，主要成分为烃类气体，闪蒸出的气体进入厂区燃料气系统后厂区自身利用。
4)无组织甲醇废气
回收甲醇经计量后输送至甲醇罐区，采用甲醇装车泵输送至装车区外运。甲醇在储存、输送过程有甲醇蒸气排放。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
5)食堂油烟
天然气处理厂厂前区设置食堂，解决职工就餐问题，主要产生食堂油烟。
(2)水环境
本项目污废水主要分为4类:气田水、初期雨水、清净下水、生产废水和生活污水。
气田水是天然气处理厂内集气单元生产分离器和脱水单元分离出的天然气中的游离水;生产废水主要包括导热油区供热系统排水、循环水站排水、化验室排水和设备冲洗废水等;生活污水主要来厂前区驻站职工的生活排水;初期雨水进入初期雨水收集池，清净下水直接进入雨水管网。
(3)声环境
天然气处理厂主要噪声源为压缩机、空气冷却器、泵等，拟对噪声源采取隔声、消 声处置措施。噪声级多为 85,105dB(A)。
(4)固体废物
工程运行期产生的固体废物主要是清管废渣、废润滑油、含油污泥和生活垃圾等。 2.2.3.2清管站运行期污染源分析
(1)放空火炬烟气
清管站内设10m 高放空火炬，用于事故状态下紧急放空。
(2)清管废渣
清管站运行期废渣产生量约 0.14t/a，送有资质单位集中处置。
2.2.4退役期环境影响因素分析
项目运行后期，随着气田储量逐渐下降，整个地面工程集输系统也将逐渐关停。当天然气开发工作接近尾声时，各种机械设备将停止使用，进驻其中的工作人员将陆续撤离气田开发区域，由此带来的大气污染物、生产废水、生活污水、噪声及固体废物等对环境的影响将会消失。
服务期满后将产生部分废弃管线、废弃建筑残渣，对这些废弃管线、残渣将进行集中清理收集，管线外运经清洗后可回收再利用，废弃建筑残渣外运至指定填埋场填埋处理。
2.3污染源源强核算
2.3.1正常工况下污染源源强核算
2.3.1.1大气污染物源强核算
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 ,1,有组织污染源
天然气处理厂运行期有组织废气主要来源于导热油炉、燃气压缩机和三甘醇再沸釜(火管式加热炉)。其主要污染物为NOX和烟尘。其中，NOX排放量按产排污系数表中4430工业锅炉(热力生产和供应行业)燃气工业锅炉产排污系数核算，上述燃气设备的产物系数见表2.3-1。
表2.3-1 工业源产污系数 项目工业废气量氮氧化物343433 单位Nm/10m-原料kg/10m-原料mg/m
产污系数136259.17 18.71 137.31
导热油炉
18.71 137.31 三甘醇再沸釜排污系数 136259.17 燃气壁挂炉
燃气压缩机4.68* 34.35
*注:本项目燃气压缩机采三元催化装置脱硝，烟气脱硝效率75%。
?导热油炉烟气
天然气处理厂内设4.6MW导热油炉3台(2用1备)，评价中导热油炉烟尘排放参数类比《长庆油田苏里格气田50亿方/年产建骨架工程第二天然气处理厂竣工环保验收》中导热油炉验收实测数据，见表2.3-2。
表2.3-2 类比导热油炉烟尘排放监测结果 监测项目 第1次 第2次 第3次 第4次 第5次 第6次 平均值
实测浓度(mg/m3) 5.3 5.0 4.9 6.0 4.6 5.9 5.3 烟尘 折算浓度(mg/m3) 10.6 9.6 9.8 11.5 9.2 11.8 10.4 烟气黑度(林格曼黑度，级) ，1 ，1
根据设计资料，本项目导热油炉分冬、夏两种运行运行工况(表2.7-3)，其运行方案见表2.3-3。导热油炉运行期产生的烟气量和主要污染物排放情况表2.3-4。
表2.3-3 天然气处理厂导热油炉运行方案 编号工况热负荷热媒炉出力耗气量运行时数备注3 1 7.11MW 973m/h2880h 冬季7.11/(4.6*2)=77.28%2用1备3 2 6.09MW 833m/h5120h 夏季6.09/(4.6*2)=66.20%2用1备
/ / / 8000h / 合计
表2.3-4 天然气处理厂导热油炉烟气及主要污染物排放情况 污染物排放量排放污染物排放量排放高度 耗气量 烟气量 排气筒工况 NO 烟尘标准 标准 x33(m/h) (m/h) (m) 3333 kg/h mg/mmg/mkg/h mg/mmg/m
冬季973 13258 0.1379 1.8205 12 10.40 20 137.31 200 夏季833 11350 0.1180 1.5585
?燃气压缩机烟气
天然气处理厂内设1063kW集气压缩机2台、1550kW原料气压缩机3台(2用1备)，均采用天然气作为燃料。压缩机烟气经配套的三元催化装置处理后排放，根据压缩机设备资料，三元催化装置的NOX净化效率可达75%，经处理后排放浓度可降至
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334.35mg/m，采取烟气脱硝后的烟气参数见表2.3-5。
表2.3-5 天然气处理厂压缩机烟气及主要污染物排放情况 污染物排放量污染物排放量标准 标准 污染源位烟气量高度 排放排放排气筒3耗气量(m/h) NO烟尘x3置 (m/h) (m) 3333 kg/h mg/mmg/mkg/h mg/mmg/m
元 集气单800 10901 8 0.2616 0.3744 24.00 120 34.35 200 脱碳前1200 16351 8 0.3924 0.5617
小计2000 27252 8 0.6540 24.00 120 0.9361 34.35 200
?三甘醇再沸釜烟气
三甘醇再沸釜位于脱水装置区，通过自带的火管式加热炉进行加热。火管式加热炉运行的主要污染物排放情况表2.3-6。
表2.3-6 天然气处理厂脱水装置火管加热炉烟气及主要污染物排放情况 污染物排放量污染物排放量标准 标准 污染源位耗气量 烟气量 高度 排放排放排气筒 NO烟尘x33置 (m/h) (m/h) (m) 3333 kg/h mg/mmg/mkg/h mg/mmg/m
元 脱水单54 736 15 0.0077 10.40 20 0.1011 137.31 200
(2)无组织污染源
?无组织逸散烃类气体
天然气处理厂内集气单元、脱碳、脱水装置区等生产过程均有无组织废气产生，主要成分为烃类。经类比同类型工程运行情况，天然气处理生产过程的无组织废气排放量
43约1.56×10m/a。
?MDEA富液闪蒸废气
3MDEA富液经闪蒸洗涤后分离出闪蒸气，闪蒸气为110.7m/h，主要成分为烃类气体PP
及少量水分，闪蒸气进入燃料气系统后厂区自身利用。
?三甘醇再生塔闪蒸气
三甘醇再生塔闪蒸废气为溶解在三甘醇溶液中的少量烃类气体，闪蒸气量约为PP
318.1m/h，主要成分为烃类气体，闪蒸出的气体进入厂区燃料气系统后厂区自身利用。
?无组织甲醇废气
回收甲醇经计量后输送至甲醇罐区，采用甲醇装车泵输送至装车区外运。甲醇在储存、输送过程有甲醇蒸气排放。评价参照《石油库节能设计导则》中推荐公式进行计算，如下:
内浮顶罐小呼吸排放:由于周围环境温度和大气压力的变化引起罐内蒸气的膨胀和收缩而产生的蒸气排出，可用下式估算排放量:
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式中:L—内浮顶罐的呼吸排放量(kg/a); S
F—顶板接缝长度系数; d
D—罐的直径(m)
Kd—顶板接缝损耗系数，焊接顶板K=0，非焊接顶板K,3.66;
Fm—浮盘附件总损耗系数;
Nmj—某种附件个数;
Kmj—某种附件的损耗系数
内浮顶罐大呼吸排放:装料时罐内压力超过释放压力时，蒸气从罐内压出;而卸料
损失发生于液面排出，空气被抽入罐体内，有机蒸气排出由下式估算:
式中:LW—罐的大呼吸损失(kg/a);
33Q1—罐的年周转量(10m/a);
3ρY—物质的密度(kg/m));
C—罐壁的黏附系数
32(m/1000m)。
其他的同上式。
经计算储罐甲醇无组织排放见表2.3-7。
表2.3-7 甲醇储罐污染物排放表
单个罐容 总罐容 小呼吸大呼吸合计排放 储罐名称 数量(座) 储罐型式 污染物 (m3) (m3) (kg/a) (kg/a) (t/a)
1 200 200 0.82 166.11 0.167 甲醇储罐 内浮顶罐 甲醇
?食堂油烟
天然气处理厂厂前区设置食堂，解决职工就餐问题，食堂规模为100人/(d?餐)，主
要产生食堂油烟。
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职工食堂基准灶头数按4个考虑，规模属于中型食堂。食堂年运营天数为330天，油
3烟净化器以日工作3h计，油烟净化器风量以8000m/h(4个灶头)计，一般的食用油耗油系数为7kg/100人?d，由此计算得采气基地食堂食用油用量为7.0kg/d，烹饪过程中的挥发损失为1.5%左右，食堂油烟经专用厨房油烟净化装置处理去除率可达75%以上，浓度
3为1.0mg/m。油烟通过楼顶3m排气筒排放，排气筒出口朝向应避开易受影响的建筑物。 2.3.1.2水污染物源强核算
本项目污废水主要分为3类:气田水、生产废水和生活污水。气田水是天然气处理厂内集气单元生产分离器和脱水单元分离出的天然气中的游离水;生产废水主要包括导热油区供热系统排水、循环水站排水、化验室排水和设备冲洗废水等;生活污水主要
来厂前区驻站职工的生活排水。其主要污染物及产生量如下:
(1)气田水
?不含醇气田水
天然气中含有一定的气田水，在开采过程中随气流挟带至地面，在天然气处理厂内主要通过集气单元生产分离器分离，并在脱水单元三甘醇脱水装置进一步脱除。结合勘探试采情况和周边气田开发过程的数据，本项目天然气处理厂内气田水产量约为
322.9m/d。分离的气田水排入厂内污水处理系统污水沉降罐统一处理。
?含醇气田水
冬季工况下，为防止管线冻堵，在集气站压缩机出口处向集气管线内注入甲醇，并在集气管线末端(天然气处理厂)将含醇气田水脱出。含醇气田水中甲醇体积百分比约
320%，在天然气处理厂脱出，暂存于200m甲醇污水罐内，定期由罐车运往延北甲醇污水处理厂进行处理，最后回注地层，根据设计方案，天然气处理厂内含甲醇污水产生量约为6.5m?/d。
上述气田水产生量及去向见表2.3-8。
表2.3-8 天然气处理厂运行期气田水产量估算 编号类型来源产水量暂存设施规模去向备注
三甘生产分离器W1 气田水 22.9m?/d 500m?污水沉降罐 污水处理系统 / 醇脱水
W2 6.5m?/d 含醇气田水天然气处理厂200m?甲醇污水罐延北甲醇污水处理厂冬季工况按210d
(2)生产废水
?MDEA脱碳装置分离废水为保障MDEA脱碳装置稳定运行，原料气进入装置前首
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 先经原料气聚结分离器进一步分离天然气中携带的小液滴。脱碳后的净化气与原料气换热降温后，还将产生一部分冷凝水，通过净化气分离器将这部分冷凝水及携带的少量MDEA溶液除去，进入处理厂污水处理站进行处理。
?导热油区供热系统排水
3导热油区供热系统排污主要为软水制备系统排水，热水循环系统损耗量为63.5mPP/d，
3软水制备排污8.5mPP/d。排污主要含有盐类。该部分污水进入处理厂污水处理站进行处理。
?循环水站下清水
循环水站采用反渗透设备制备脱盐水，脱盐水制备产生清下水(W5)，产生量约
3处40m/d，脱盐水系统制水排污主要含有盐类。该部分污水进入处理厂污水处理站进行理。
?地坪冲洗及化验废水
33本项目地坪冲洗及化验室产生的废水量分别为5m/d、0.9m/d，全部进入处理厂污水处理站进行处理。
?污水处理系统双滤料过滤罐反冲洗排水
厂内污水处理系统双滤料过滤罐定期进行反冲洗，反冲洗排水中主要含有SS、石油
3类等，类比相同类型项目，反冲洗排水约3.2m/d，该部分废水返回污水处理站处理。
上述生产废水的产生量及去向见表2.3-9。
表2.3-9 生产废水产生及去向表 单位:m?/d 编号 名称 来源 产水量 去向 W3 MDEA脱碳装置分离废水 MDEA脱碳装置 4.0
W4 导热油区供热系统排水 导热油区 8.5
W5 循环水站下清水 循环水站 40.0 进入污水处理站，处理达标后回注地层 W6 地坪冲洗水 工艺装置区 4.5
W7 化验废水 厂化验室 0.9
W8 3.2 双滤料过滤罐反冲洗排水 污水处理系统
61.1
(3)生活污水
天然气处理厂定员按65人计算，参照《陕西省行业用水定额》要求，每人每天用水
3量按95L计，产污系数按0.8计，运行期厂内生活污水(W9)量共计4.94m/d，其主要污
3染物是SS、COD、和NH-N等，全部由厂前区3m/h生活污水处理装置处理。达标后排3
入生活污水池内，自然蒸发或用于厂内绿化或道路洒水，不外排。
2.3.1.3噪声源强核算
天然气处理厂主要噪声源为压缩机、空气冷却器、泵等，拟对噪声源采取隔声、消
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 声处置措施。通过类比主要生产设备实测数据，噪声级多为85,105dB(A)，各噪声源统计情况见表2.3-10。
表2.3-10 天然气处理厂主要噪声源及治理措施 声源位声源代运行台数 单台治理前声源名称 评价治理措施 排放特征 置 号 (台) 声压级dB(A)
集气单N1 消泡剂配制撬 1 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
元 N2 缓蚀剂加注撬 1 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
选用低噪声设备，基础减振、消声 N3 原料气压缩机组 3 90 室内、连续 脱碳前装置、车间隔声 增压 N4 压缩机出口空冷器 3 90 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
N5 MDEA贫液空冷器 2 90 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
N6 MDEA再生塔顶空冷器 2 95 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 脱碳装N7 MDEA再生塔顶回流泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 置区 N8 MDEA溶液循环泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
N9 MDEA溶液配制泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
N10 2 85 三甘醇循环泵 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 脱水装N11 三甘醇补液泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 置区 N12 三甘醇装卸泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
N13 污水提升泵 2 85 选用低噪声设备，消声器、基础减振 室外、连续
选用低噪声设备，消声器、基础减振、N14 空压机 2 98 室内、连续 制氮撬车间隔声
块 选用低噪声设备，基础减振车、车间N15 制氮橇块 1 90 室内、连续 隔声
加热 N16 导热油炉鼓风机 2 85 室外、连续 选用低噪声设备，基础减振 区 N17 热媒循环泵 2 85 室外、连续 回注泵选用低噪声设备，基础减振、车间隔N18 气田水回注泵 1 85 室内、连续 房 声
污水处选用低噪声设备，基础减振、车间隔N19 污水提升泵 1 85 室内、连续 理泵房 声
装卸车N20 卸车泵 1 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 泵棚 N21 装车泵 1 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
N22 1 105 火炬区 火炬 消音器
2.3.1.4固体废物源强核算
工程运行期产生的固体废物主要是清管废渣、废润滑油、含油污泥和生活垃圾等。
?清管废渣(S1)
天然气处理厂内设清管区，并定期进行清管作业。清管作业时清出管道的杂质中含有氧化铁、井内杂屑、机械杂质等，根据同类工程类比结果，单个清管站产生量为35kg/次，每年清管4次，处理厂内每年清管作业所产清管废渣0.14t/a，属于危险废物，交有资质单位集中处置。另外梁村清管站运行期废渣产生量约0.14t/a，送有资质单位集中处置。
?废润滑油(S2)
本项目天然气处理厂内压缩机组等设备消耗润滑油。参考同类气田站场的实际运行数据，单台压缩机组每年的润滑油使用量约为9t，在运行过程中更换掉的废润滑油约占70%，即6.3t/a。按照上述数据统计，天然气处理厂内压缩机组的年废润滑油产生量约31.5t/a。根据《国家危险废物名录》，废润滑油属危险废物(HW08，废矿物油)，替
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 换后的废润滑油收入润滑油桶内，暂存于厂内，由建设单位统一组织交有资质单位进行回收，处理达到油品合格标准后的润滑油循环利用，不外排。
?污水处理系统污泥(S3)
天然气处理厂内污水处理系统在运行过程中的排泥中含有烃类物质，产生量约4t/a，根据《国家危险废物名录》，污泥属危险废物(HW08，废矿物油)。定期清理送有资质单位集中处置，不外排。压滤机脱出水返回污水处理系统处理。
?废滤料(S4)
污水处理系统双滤料过滤罐滤料定期更换，更换频率为2年1次，更换质量按照一次最大初装量计算，废滤料厂家回收处理。
?生活垃圾(S5)
天然气处理厂厂前区人员生活垃圾产生量按每人每天产生1.0kg考虑，定员65人生活垃圾产生量为65kg/d，即21.5t/a，通过设置生活垃圾集中收集装置，将生活垃圾定期运往当地市政部门指定地点处置。
2.3.2非正常工况下污染源源强核算
2.3.2.1非正常排放废气
本项目开停车、设备检修、事故安全阀跳开及工艺装置不正常时，会有排空气通过火炬燃烧，导致污染物非正常排放。天然气处理厂放空区设置66.5m高放空火炬，火炬点燃放空的天然气量约55m?/h。放空火炬产生的烟气量和主要污染物排放情况表2.3-11。
表2.3-11 天然气处理厂放空火炬烟气及主要污染物排放情况 污染物排放量污染物排放量高度 标准 标准 排气量 烟气量 排气筒排放排放 污染源位置 烟尘NOx 33(m/h) (m/h) (m) 3333 kg/h mg/mmg/mkg/h mg/mmg/m
放空区55 749 66.5 0.0078 10.40 120 0.1028 137.31 240 2.3.2.2火炬放散噪声影响分析
本项目净化厂火炬为非正常情况下的偶发性噪声，属于高架噪声源，传播较远。
净化厂天然气放空火炬燃烧器最大处理量时噪声为125dB(A)，火炬底部最大处理量时噪声为83.3dB(A)。安装消声器后其对厂界噪声的最大贡献值约为65dB(A)，满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》中“夜间偶发噪声的最大声级超过限值的幅度不得高于15dB(A)”的要求。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 2.4相关平衡
2.4.1物料平衡
本次评价根据原料气中二氧化碳含量，全厂燃料气的消耗量，原料气脱水量、主要产品净化天然气的产生量确定工程的天然气物料平衡。全厂天然气平衡分析见表2.4-1。
3天然气密度为0.7174kg/m。
表2.4-1天然气平衡分析
输入(t/d) 输出(t/d)
物料名称 数量 输出物名称 数量 3原料天然气4342900m/d 3115.60 二氧化碳 40.5
水 4.0 3 厂区用做燃料气(80800m/d) 57.97 3 无组织排放总烃(47.3m/d) 0.03 3 净化天然气(4200000m/d) 3013.08
杂质(甲醇) 0.02
合计 3115.60 合计 3115.60 2.4.2水平衡
项目水平衡见图2.4-1。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
延北甲醇污水处理
厂
1.2
250.2 6.2 6.2 5.0
3图2.4-1 全厂水平衡图(m/d)
2.5项目污染物排放情况
项目营运期“三废”排放量汇总见表2.5-1。
表2.5-1项目污染物排放汇总
污染源 主要污染物 产生量 排放量 处理措施及去向
烟尘 1.0t/a 1.0t/a 导热油炉烟引入不低于12m 高排气筒排放 气 NOx 13.22t/a 13.22t/a
天烟尘 5.23t/a 5.23t/a 安装脱硝装置、通过 8m排气筒燃气压缩机 然排放 NOx 29.94t/a 7.49t/a 废气
气 处烟尘 0.06t/a 0.06t/a 三甘醇再沸引入15m 高的排气筒排放 理釜烟气 NOx 0.81t/a 0.81t/a 厂 烟尘 0.06t/a 0.06t/a 放空火炬烟通过66.5m 高火炬点燃排放 气 NOx 0.82t/a 0.82t/a
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
43m/1.56×1043无组织逸散烃类 1.56×10m/a a 无组织排放
甲醇 0.167t/a 0.167t/a 无组织排放 43PMDEA 富液闪蒸废气 88.56×10mP/a 0 引入燃料气系统利用 43P三甘醇再生塔闪蒸气 14.48×10mP/a 0
食堂油烟 24.75kg/a 8.67kg/a 通过油烟净化装置处理后排放 气田不含甲集中至处理厂污水处理，达标回3石油类、SS 113m/d 0 醇污水 注 气田含甲醇厂区延北甲醇污水处理厂处理，3石油类、SS、甲醇 6.5m/d 0 污水 脱甲醇后达标回注 废水 运往延北甲醇处理厂处理，达标3生产废水 SS 67.4m/d 0 回注
利用厂内生活污水处理装置处理3/d 0 5.0m生活污水 COD、SS、NH-N 3达标用于绿化、洒水、自然蒸发
燃气压缩机、压缩机空冷器、泵类、放空火炬等，声级85,噪声 设备噪声 采取隔声、消声 105dB(A)
清管渣(机杂、杂屑、 危险废物，送有资质单位集中处清管站 0.28t/a 0 硫化铁) 置
危险废物，交有资质单位回收，燃气压缩机 废润滑油 31.5 t/a 0 固废 循环利用 处理厂污水危险废物，送有资质单位集中处含油污泥 4 t/a 0 处理污泥 置 厂前生活区 生活垃圾 21.5 t/a 0 收集交环卫部门
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3建设项目周围环境状况
3.1自然环境现状调查与评价
3.1.1地形地貌
拟建天然气处理厂场地所在处地貌单元属黄土梁梁坡，坡面积较大，坡长而陡，多呈凹形坡，坡度在20?~28?之间，坡面上冲沟发育，地形较破碎。场地西高东低，南高北低，勘探点高程介于1182~1106m，最大高差达76m。
3.1.2 工程地质
(1)区域地质构造
造鄂尔多斯地台在构造上是一个台向斜，属岩层西缓倾的单斜结构，工程所在的延安市正处在单斜构造的东南角，以大地构造分区称此为陕北台凹。在台凹北面是乌兰格尔隆起(东胜台凸)，南界是渭北隆起(渭北北山灰岩地区)，西至西缘断块翘起(六盘山地区)，东达晋西翘析台向斜(黄河岸边)。延安地质构造简单，无大型剧烈的褶皱和断层。根据相关资料，下反射层反映在陕北斜坡上，有东西向三个陡带、两个缓带，表现区域性东西构造上为台状阶梯形。每一个台阶都包括一个平台缓带和一个斜坡陡带。在东部单斜层上，有连续小翘曲，呈波浪式由东向西推进排列，东边宜川至洛川县李家河为第一条台阶带;由米脂、延川至宜川县丁盘为第二条台阶带;永坪至富县茶房为第三条台阶带;安塞县招安至甘泉县老人仓为第四条台阶带;延安由东北向南至崂山处在第三条台阶带，而延安以北和枣园川则处于第四条台阶带。根据《中国地震动参数区划图》GB18306-2015，该场地地震动峰值加速度值为0.05g(对应地震基本烈度?度)，地震动反应谱特征周期值为0.35s。
(2)地层岩性
根据天然气处理厂工程地质勘察报告，拟建站场在勘探深度范内揭示地层主要为第四系松散堆积层(Q4)、上第三系(N)粉质黏土和白垩系(K)泥岩，现将各层岩土性特征分述如下:
1)素填土(Q4ml)?:浅黄色，稍湿，稍密，以马兰黄土为主，含钙质结核，土质较均匀。层厚2.80~4.30m，层底高程1189.55~1197.93m，仅在zk24及zk25中揭露。
2)卵石(Q4al+pl)?:杂色，湿~饱和，磨圆度一般，呈次圆形~圆形，级配不良，重型动力触探锤击数N63.5=4.7~10.2击，松散~中密，成分以砂岩、泥岩及石英岩为主，
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 粒径20~60mm，最大粒径120mm，粉质黏土充填。层厚5.90m，层底高程1182.24m，仅在zk21中揭露。
3)马兰黄土(Q3eol)?:黄褐色，稍湿，成分以粉质黏土为主，大孔隙发育，上部多虫孔与植物根孔，具垂直节理。干强度中等，韧性中等，无摇震反应，稍具光泽，a1-2=0.28MPa-1，I,-0.77~0.49，属中压缩性土，可塑,坚硬状态，δ=0.002~0.030，具湿陷性，表层为0.4~0.5m耕植土。层厚3.00~18.50m，层底高程1196.15~1253.21m，本层在场地范围内广泛分布。
4)马兰黄土(Q3eol)?:黄褐色，稍湿，成分以粉质黏土为主，可见针状孔隙，具垂直节理。干强度中等，韧性中等，无摇震反应，稍具光泽，a1-2=0.22MPa-1，IL,-0.79~0.79，属中压缩性土，可塑~坚硬状态，δs=0.001~0.014，不具湿陷性。层厚6.00~14.50m，层底高程1191.31~1240.67m，本层在场地范围内广泛分布。
5)粉质黏土(N)?:褐红色~棕红色，稍湿~湿，无摇振反应，干强度中等，韧性中等，具光滑，含铁锰质结核及姜石，局部夹砂砾层，a1-2=0.20MPa-1，IL,-0.46~0.69，属中压缩性土，可塑~坚硬状态，δs=0.001~0.008，不具湿陷性。层厚1.70~17.20m，层底高程1185.50~1238.05m，本层在场地范围内广泛分布。
6)强风化泥岩(K)?:青灰色，矿物成分以粘土矿物为主，少量石英、长石等，泥质胶结，成岩压固作用差，强度低，用刀可切断，失水易开裂崩解，岩心呈碎块状及饼状，局部与砂岩互层。层厚1.30~5.40m，层底高程1178.94~1202.37m，本层主要分布在场区东侧。
7)中风化泥岩(K)?:青灰色，矿物成分以粘土矿物为主，少量石英、长石等，泥质胶结，岩心呈柱状及短柱状，局部与砂岩互层。最大揭露层厚7.80m，最大揭露深度22.00m，本层主要分布在场区东侧。
3.1.3水文条件
拟建项目评价区内涉及的河流主要有蟠龙川(延河支流)。项目区水系分布见图 3.1-1。
蟠龙川是延河支流，上游又称雷鼓川，发源于宝塔区和安塞县交界处的好汉崾岘一带，自西北向东南流入延河。全长 65公里，流域面积约570平方公里。
蟠龙川属于延河支流，由场地北侧、东侧穿过，勘察期间水面宽约0.80~1.50m，水深0.20~0.30m，流速约0.1m/s。据调查，该河一般洪水仅高于河床2~3m，百年一遇的
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 洪水位约为1192.30m。
拟建处理厂
图3.1-1 项目区域地表水系图
3.1.4气候气象
评价区属半干旱大陆性季风气候，四季分明、日照充足、昼夜温差大，具有春季 多风、夏季温热、秋季富雨、冬季干旱的特点。多年气象观测统计资料见表 3.1-1。
表 3.1-1 评价区气象要素统计表 气象要素 单位 数值
年平均气压hPa 908.0
年平均?9.5
气温 极端最高?39.3
-23.0 极端最低?
平均相对湿度 年平均% 59.0
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最热月平均% 68.0
最冷月平均% 53.0
年平均降水量mm 514.5
年平均蒸发量mm 1638.9
平均m/s 1.8 风速 最多风向/ NW
12.2 地面温度平均?
日照时数h 2507.9
大风日数d 4.6
最大积雪深度cm 27.0
冻土深度最大冻土深度cm 77 3.1.5植被
项目区大部分属于荒地，局部为耕地、林地和果园，耕地主要种植小麦、油菜和玉米等，林地主要为槐树及杨树，果园主要种植苹果树和梨树，是当地居民的主要经济来源。
项目建设场地四周无珍稀保护动植物，生态结构较为简单
3.1.6水文地质条件
(1)地下水类型
根据拟建场地区地下水赋存条件、水力性质和水动力条件，将地下水划分为第四系松散堆积层孔隙潜水和基岩裂隙水，前者与工程有关，而后者对工程基本无影响，故主要叙述第四系松散层孔隙潜水。
第四系松散堆积层孔隙潜水:埋藏于第四系松散层中，受松散层岩性、厚度控制明显。由于区内地表以粉质黏土为主，透水性弱，故富水性差。
(2)地下水的补给、径流、排泄和地下水露头(泉、井)
拟建场地区地下水补给、径流、排泄受大气降雨、地表水、地形地貌、地层岩性、构造部位和水文网切割深度所控制。拟建场地区地下水的补给形式有两种:其一是来自大气降雨渗入补给;其二是史家湾河地表水渗入补给。
(3)地下水位
勘察期间，仅zk21内见地下水，埋深0.60m。据访问地下水位年变化幅度0.5~1.5m。 3.2环境保护目标调查
拟建项目区无自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区和重点文物保护单位等需要特别保护的特殊敏感保护目标。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 3.3环境质量现状监测与评价
本次环境质量现状监测委托陕西精益达安全环保技术服务有限公司于2017年4月21日,4月27日进行。
3.3.1环境空气监测与评价
3.3.1.1监测点位和监测项目
设置3个监测点，厂址上风向1个，下风向1个，厂址内设置1个。具体监测点位置及监测项目见表3.3-1和图3.3-1。
表3.3-1环境空气监测点位置及监测项目
相对厂址方位与距离 编号 监测点位置 监测项目 方位 距离(m)
上风向 北 1 500 SO、NO、PM10、非甲烷总22厂址 2 / / 烃、甲醇、硫化氢、总烃 下风向 南 3 500
3.3.1.2采样及分析方法
环境空气采样及分析方法按《环境监测技术规范》进行(表3.3-2)。
表3.3-2环境空气采样及分析方法
主要仪器名称及型监测项目 分析方法及来源 检出限 号 3环境空气 二氧化硫的测定 小时值 0.007mg/m 二氧化硫 甲醛吸收-副玫瑰苯胺分光光度法 3723N可见分光光度日均值 0.004mg/m HJ 482-2009 计(JYD 004) 3环境空气 氮氧化物的测定 盐酸萘小时值 0.005mg/m 二氧化氮 3乙二胺分光光度法HJ 479-2009 日均值 0.003mg/m
赛多利斯
环境空气PM10和PM2.5的测定 PRACTUM124-1CN3PM 0.010mg/m 10型电子天平重量法HJ 618-2011
(YFJC/B18117) 非甲烷总非甲烷总烃的测定气相色谱法 GC5890气相色谱仪30.04mg/m 烃 HJ/T38-1999 JYD110
甲醇的测定 GC-2014C气相色谱3甲醇 2mg/m 气相色谱法 HJ/T33-1999 仪 JYD001
亚甲基蓝分光光度法 723N 可见分光光度3硫化氢 空气和废气监测分析方法 (第四版0.001mg/m 计(JYD 004) 增补版) 环境保护总局
GC5890气相色谱环境空气 总烃的测定 气相色谱法 3总烃 仪 0.04mg/m HJ604-2011 (JYD110)
3.3.1.3采样时间及监测
本次现状监测中于2017年4月21日,4月27日进行，连续监测7天。
60
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图例: 大气监测点 地表水监测点 地下水监测点 噪声监测点
图3.3-1 环境现状监测布点图
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3.3.1.4监测结果与评价
环境空气质量现状常规因子监测结果统计见表3.3-3,表3.3-5、特征污染物监测结
果统计见表3.3-6,表3.3-9。
3表3.3-3 SO 监测结果统计表 单位:ug/m 2
点位 厂址 上风向 下风向 监测日期 小时值范围 24h均值 小时值范围 24h均值 小时值范围 24h均值 4月21日 16~24 20 17~26 19 24~31 23 4月22日 16~19 19 13~25 20 19~27 22 4月23日 16~27 24 15~27 22 19~30 24 4月24日 17~23 22 15~23 19 19~27 20 4月25日 18~23 23 14~21 17 17~23 19
14~22 18 16~21 18 17~28 22 4月26日
4月27日 19~27 21 18~24 19 18~27 21 二级标准 500 150 500 150 500 150
5.4 16 5.4 14.7 6.2 16 最大占标率%
超标率% / / / / / / 最大超标倍数 / / / / / /
3表3.3-4 NO 监测结果统计表 单位:ug/m 2
点位 厂址 上风向 下风向 监测日期 小时值范围 24h均值 小时值范围 24h均值 小时值范围 24h均值 4月21日 23~30 22 18~24 19 25~35 20 4月22日 23~28 19 15~21 15 26~38 19 4月23日 20~27 21 16~24 18 25~32 24 4月24日 25~32 25 18~28 20 20~28 22 4月25日 20~25 23 14~24 15 24~32 23
19~22 20 14~20 17 28~34 18 4月26日
4月27日 19~23 18 18~22 16 28~32 21 二级标准 200 80 200 80 200 80
16 31.3 14 25 19 30 最大占标率%
超标率% / / / / / / 最大超标倍数 / / / / / /
3表3.3-5 PM 监测结果统计表 单位:ug/m 10
点位 厂址 上风向 下风向
监测日期 24h均值 24h均值 24h均值
4月21日 70 72 81
4月22日 86 77 87
89 87 94 4月23日
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 4月24日 86 84 92 4月25日 84 82 9 4月26日 80 79 88 4月27日 78 75 85 二级标准 150 150 150 最大占标率% 59.3 56 62.7 超标率% / / / 最大超标倍数 / / /
3表3.3-6 非甲烷总烃监测结果统计表 单位:mg/m
点位厂址 上风向 下风向
监测日期小时值小时值小时值
0.31~0.44 0.32~0.42 0.33~0.40 4月21日
4月22日 0.34~0.47 0.31~0.46 0.38~0.45
0.37~0.46 0.34~0.45 0.40~0.45 4月23日
2.0 非甲烷总烃标准*
/ / / 超标率%
/ / / 最大超标倍数
注:*执行《大气污染物综合排放标准详解》。3 3.3-7 硫化氢监测结果统计表 单位:mg/m表
点位厂址 上风向 下风向
监测日期一次值一次值一次值
4月21日 0.003~0.005 0.002~0.005 0.005~0.007
4月22日 0.004~0.007 0.003~0.006 0.005~0.008
4月23日 0.006~0.008 0.004~0.006 0.006~0.009
0.01 硫化氢标准*
/ / / 超标率%
/ / / 最大超标倍数
注:*执行《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)。 3表 3.3-8 甲醇监测结果统计表 单位:mg/m
点位厂址 上风向 下风向
监测日期一次值一次值一次值
4月21日 2ND 2ND 2ND
4月22日 2ND 2ND 2ND
4月23日 2ND 2ND 2ND
3.0 甲醇标准*
/ / / 超标率%
/ / / 最大超标倍数
注:“ND”表示未检出。 3表 3.3-9 总烃监测结果统计表 单位:mg/m
点位厂址 上风向 下风向
监测日期小时值小时值小时值
4月21日 2.05~2.16 2.02~2.08 2.05~2.11
4月22日 2.06~2.14 2.03~2.15 2.06~2.11
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4月23日 2.06~2.12 2.07~2.13 2.07~2.11
总烃标准*/
/ / / 超标率%
/ / / 最大超标倍数
注:总烃无环境质量标准，监测结果作为背景值。
由监测结果可以看出，评价区环境空气中SO、NO小时值和24小时均值均符合22
《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准限值，PM24小时均值符合《环10
境空气质量标准》(GB3095,2012)中二级标准限值要求。硫化氢(一次最高允许浓度)、非甲烷总烃(小时平均值)、甲醇(一次最高允许浓度)浓度值也符合相应标准限制要求，环境空气质量现状良好。
3.3.2地表水环境监测与评价
3.3.2.1监测断面布设
根据工程地表水评价等级和废水排放特征，在蟠龙川上，本项目天然气处理厂厂址上游0.5km处、下游1.0km设置2个监测断面。具体监测断面见表3.3-10和图3.3-1。
表3.3-10地表水监测断面布点
序号 断面名称 监测断面及位置 监测河流 水域功能类别
1号断面 厂址上游500m 1 蟠龙川 ?类 2号断面 厂址下游1000m 2
3.3.2.2监测项目与分析方法
地表水的监测项目为:pH值、COD、BOD、氨氮、挥发酚、氟化物、硫化物、硫5
酸盐、挥发酚、六价铬、石油类共六11项。分析方法及检出限见表3.3-11。
表3.3-11 地表水水质分析方法及主要仪器
监测项目 分析方法及来源 主要仪器名称型号 检出限
水质 pH值的测定 PHS-3C pH计 pH / 玻璃电极法 GB6920-1986 (JYD019)
水质 氨氮的测定 723N可见分光光度计氨氮 0.025mg/L 纳氏试剂分光光度法 HJ535-2009 (JYD004)
水质 化学需氧量的测定 化学需氧量 5mg/L 重铬酸盐法GB/T11914-1989
50ml 滴定管 水质 五日生化需氧量(BOD5)的测定 五日生化需氧量 0.5mg/L 稀释与接种法 HJ505-2009
水质 硫化物的测定 723N可见分光光度计硫化物 0.005mg/L 亚甲蓝分光光度法 GB/16489-1996 (JYD004)
水质 氟化物的测定 PHS-3C pH计 氟化物 0.05mg/L 离子选择电极法 GB/T 7484-1987 (JYD019)
水质 挥发酚的测定 挥发酚 0.002 mg/L 723N可见分光光度计4-氨基安替比林分光光度法HJ 503-2009
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水质 六价铬的测定 (JYD004) 六价铬 0.004mg/L 二苯碳酰二肼分光光度法GBT7467-1987
水质 硫酸盐的测定 硫酸盐 8mg/L 铬酸钡分光光度法 HJ/T 342-2007
水质 石油类和动植物油类的测定 Oil480红外测油仪石油类 0.01mg/L 红外分光光度法 HJ 637-2012 (JYD078)
3.3.2.3采样时间和监测频率
地表水采样监测时间为2017年4月25日，监测1天、1次，为混合样。 3.3.2.4监测结果与评价
地表水监测结果见表3.3-12。
表3.3-12地表水质监测结果表单位:mg/L 监测 -6+氨氮 硫化物 挥发酚 硫酸盐 石油类 pH COD BOD F Cr 5断面
上游8.1 0.319 16.3 0.005ND 0.01ND 3.0 0.158 0.002ND 0.009 70.4 500m
下游8.13 0.579 17.5 0.005ND 0.01ND 2.8 0.140 0.002ND 0.015 83.1 1000m
超标率0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 (%)
最大超标0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 倍数
地表水?6,9 1.0 20 4 0.2 1.0 0.005 0.05 250 0.05 类标准
由上表可以看出，本次现状监测的蟠龙川2个断面中，监测期各监测因子监测值均满足《地表水环境质量标准》中?类水质要求，项目区河段水环境质量较好。 3.3.3地下水环境监测与评价
3.3.3.1监测点位布设
本次地下水现状监测共布设了5个监测点，监测点位表3.3-13和图3.3-1。
表3.3-13地下水监测点位置
位置 经度 纬度 水位(m) 井深(m) 宋家沟地下水 36?57'40.09" 109?35'58.06" 17 45 宋家沟旧井水 36?57'30.67" 109?35'58.06" 15 40
老庙沟 36?57'45.84" 109?35'23.07" - -
刘胜沟 36?58'19.95" 109?37'5.18" - -
后韩家沟 36?57'59.33" 109?34'21.23" - - 3.3.3.2监测项目
本次地下水监测项目及分析方法和检出限见表3.3-14。
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表3.3-14 地下水水质分析方法及检出限(mg/L) 监测项目 分析方法及来源 主要仪器名称型号 检出限
PHS-3C pH计 水质 pH值的测定 玻璃电极法 pH值 / GB6920-1986 (JYD019)
高锰酸盐 水质 高锰酸盐指数的测定 50ml 滴定管 0.5mg/L 指数 GB11892-1989
溶解性总 生活饮用水标准检验方法 感官性状和CP214电子天平 / 固体 物理指标GB/T5750.1-2006(8.1)称量法 (JYD016)
碳酸根 水和废水监测分析方法第四版增补版 / 重碳酸根 50ml 滴定管 水质 钙和镁总量的测定 EDTA滴定法 总硬度 0.05mmol/L GB7477-87
水质 氨氮的测定 723N可见分光光度计氨氮 0.025mg/L 纳氏试剂分光光度法 HJ535-2009 (JYD004)
水质 氯化物的测定 硝酸银滴定法 氯化物 50ml 滴定管 10mg/L GB/T11896-1989
水质 氰化物的测定 723N可见分光光度计氰化物 0.001mg/L 容量法和分光光度法HJ484-2009 (JYD004)
水质 硝酸盐氮的测定 N4紫外可见分光光度硝酸盐 0.08mg/L 紫外分光光度法 HJ/T 346-2007 计(JYD0107)
水质 亚硝酸盐氮的测定 723N可见分光光度计亚硝酸盐 0.003mg/L N.(1.萘基).乙二胺分光光度(JYD004) GB/T7493-1987
水质 硫酸盐的测定 723N可见分光光度计硫酸盐 8mg/L 铬酸钡分光光度法 HJ/T 342-2007 (JYD004)
水质 氟化物的测定 PHS-3C pH计 氟化物 0.05mg/L 离子选择电极法 GB/T 7484-1987 (JYD019)
水质 六价铬的测定
六价铬 0.004mg/L 二苯碳酰二肼分光光度法723N可见分光光度计GBT7467-1987 (JYD004) 水质 挥发酚的测定 挥发酚 0.002 mg/L 4-氨基安替比林分光光度法HJ 503-2009 -5汞 4.0×10 mg/L 水质 汞、砷、硒、铋和锑的测定 AFS-2202E原子荧光-4砷 原子荧光法 HJ 694—2014 分光光度计(JYD106) 3.0×10mg/L 钾 生活饮用水标准检验方法 金属指标 0.05mg/L
火焰原子吸收分光光度法AA-6880F 原子吸收钠 0.01mg/L GB/T2750.6-2006(22.1) 分光光度计(JYD003) 水质 钙和镁的测定 钙 0.02mg/L 原子吸收分光光度法GB11905-89
水质 钙和镁的测定 WFX-130A 镁* 0.002mg/L 原子吸收分光光度计 原子吸收分光光度法GB11905-89
铅 水质 铜、锌、铅、镉的测定 0.01 mg/L 镉 原子吸收分光光度法GB/T7475-1987 AA-6880F 原子吸收0.001mg/L
分光光度计(JYD003) 铁 水质 铁锰的测定 火焰原子吸收分光光0.03mg/L 锰 度法 GB 11911-1989 0.01mg/L
生活饮用水标准检验方法 微生物指标 电热恒温水浴锅总大肠菌群 / (2.1)多管发酵法 GB/T5750.12-2006 HH501(JYD112)
生活饮用水标准检验方法 微生物指标 电热恒温培养箱 细菌总数 / (1.1)平皿计数法 GB/T5750.12-2006 DHP360S(JYD120)
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 3.3.3.3采样时间和监测频率
地下水监测于2017年4月25日进行，采集样品为每点位每天一次。 3.3.3.4监测结果与评价
地下水现状监测结果见表3.3-15。
表3.3-15地下水水质分析结果表 单位:mg/L
采样点最大宋家沟地宋家沟旧超标标准 位 老庙沟 刘胜沟 后韩家沟 超标下水 井水 率(%) 限值 倍数 项目
pH 7.90 7.66 7.62 7.59 7.80 0 0 6.5-8.5 高锰酸盐指1.2 1.1 1.1 1.0 1.4 0 0 ?3.0 数
溶解性总固495 405 364 472 426 0 0 ?1000 体
碳酸根 0 0 0 0 0 - 重碳酸根 294.2 378.9 325.1 424.0 351.1 - 总硬度 378.0 251.0 233.7 286.5 247.9 0 0 ?450 氨氮 0.025ND 0.091 0.132 0.164 0.192 0 0 ?0.2 氯化物 33.5 9.85 11.8 11.8 17.9 0 0 ?250 氰化物 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0 0 ?0.05 硝酸盐 19.8 3.21 0.822 4.33 2.07 0 0 ?20 亚硝酸盐 0.018 0.003ND 0.003ND 0.003ND 0.003ND 0 0 ?0.02 硫酸盐 40.6 16.5 19.4 45.0 52.4 0 0 ?250 氟化物 0.140 0.146 0.118 0.107 0.126 0 0 ?1.0 六价铬 0.005 0.027 0.010 0.014 0.032 0 0 ?0.05 挥发酚 0.002ND 0.002ND 0.002ND 0.002ND 0.002ND 0 0 ?0.002
4.0×4.0×4.0×-4-43.1×10 9.4×10 汞 0 0 ?0.001 -5-5-510ND 10ND 10ND
3.0×3.0×-3-4-4砷 8.6×10 1.0×108.6×100 0 ?0.05 -4-41010ND ND
钾 2.00 0.422 0.755 0.530 0.565 -
钠 23.7 55.1 50.1 72.5 70.7 -
钙 71.6 22.8 31.8 49.6 37.0 -
镁 21.5 44.2 30.3 37.6 33.9 -
铅 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0 0 ?0.05
镉 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0.001ND 0 0 ?0.01
铁 0.03ND 0.03ND 0.03ND 0.03ND 0.03ND 0 0 ?0.3
锰 0.01ND 0.01ND 0.01ND 0.01ND 0.01ND 0 0 ?0.1 总大肠菌群 <2 <2 <2 <2 <2 0 0 ?3.0 细菌总数 55 31 49 38 17 0 0 ?100
本次现状结果表明监测期各监测点位各监测因子均满足《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中?类水质要求，区域地下水质量良好。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 3.3.4环境噪声监测与评价
3.3.4.1监测点布置
在宋家沟村布设1个声环境敏感点噪声监测点，在处理厂区四周各布设1个噪声监测点，共5个监测点。监测布点见表3.3-16和图3.3-1。
表3.3-16 噪声监测点分布表
序号 位置 噪声类别
1 处理厂(东)
2 处理厂(西) 厂界噪声 3 处理厂(南)
4 处理厂(北)
5 宋家沟村 背景噪声 3.3.4.2监测项目及监测方法
监测项目为:等效A声级。
监测方法按《声环境质量标准》(GB3096,2008)及《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348,2008)中的有关规定进行。
3.3.4.3监测结果与评价
本次噪声现状监测于2017年4月21日进行，监测结果列于表3.3-17。
表3.3-17 噪声现状监测结果统计表单位:dB(A)
监测点位 监测日期 监测结果
昼间 47.5 处理厂(东) 2017.4.21 夜间 38.9
2017.4.21 昼间 46.7 处理厂(西) 2017.4.21 37.4 夜间
2017.4.21 昼间 46.9 处理厂(南) 2017.4.21 夜间 38.4
2017.4.21 昼间 46.6 处理厂(北) 2017.4.21 夜间 38.8
昼间 47.8 宋家沟村 2017.4.21 夜间 38.7
由现状监测结果可看出，拟建天然气处理厂四周厂界和宋家沟村噪声值均符合《声环境质量标准》(GB3096,2008)2类标准昼间60dB(A)，夜间50dB(A)的要求，项目拟建地声环境质量良好。
3.3.5生态环境现状调查与评价
3.3.5.1生态环境功能区划
依据《陕西省生态功能区划》，评价区生态功能属于黄土峁状丘陵沟壑水土流失敏 感区和黄土梁峁沟壑水土流失控制区，生态建设要求主要是以实施生态建设为主，主要 方向是控制人口数量，提高人口素质，建设基本农田，坡地退耕还林还草，
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 开展中尺度 流域综合治理，控制水土流失。评价区生态环境功能区划见表 3.3-18和图 3.3-2。
表 3.3-18 评价区生态环境功能区划
生态服务功能重要性或生态敏感性特征及生态保护一级区 二级区 三级区 对策。
黄土峁状丘陵 沟壑纵横，土壤侵蚀极敏感-高度敏感，土壤保持功 沟壑水土流失 能极重要。建立基本农田,坡地退耕还林还草，开展 流域综黄土高原 黄 土 丘 陵 沟壑 水 敏感区 合治理，控制水土流失。 农牧生态 土 流 失 控 制 生态 黄土梁峁沟壑 土壤侵蚀极敏感-高度敏感，土壤保持功能极重要。区 亚区 水土流失控制 实施不同尺度流域综合治理，控制水土流失，发展以 旱作农业
区 和林果为主的特色经济。
3.3.5.2土地利用现状与评价
评价区的土地利用类型有旱地、园地、有林地、灌木林地、其他林地、天然牧草地、其他草地、农村宅基地、水面等。经面积量算，评价区土地利用现状见图3.3-3，土地利用面积统计见表3.3-19。
表 3.3-19 评价区土地利用现状 2 土地利用评价范围内面积(hm)比例(%)
旱地548.55 50.06
园地8.47 0.77
有林地6.98 0.64
灌木林地68.24 6.23
其他林地38.43 3.51
天然牧草地116.25 10.61
其他草地307.13 28.03
农村宅基地1.19 0.11
水面0.67 0.06
合计1095.90 100.00
评价区位于大陆性季风气候带，属半干旱大陆性季风气候，属于黄土高原农牧生态区，主要包括了农业生态系统与草原生态系统，土地利用方式主要受地貌的控制，旱地主要分布于河流阶地与部分黄土梁、峁的表面;草地分布于黄土沟谷;灌木林主要分布于黄土丘陵，林地主要为人工防护林，建设用地与水域面积很小。从表 3.3-19可知，评价区以旱地和草地为主，其它土地类型面积较小，其中，旱地占评价区总面积的 50.06%，草地占评价区总面积的 38.64%，其次为灌木林地和其他林地，分别占评价区总面积的 6.23%和 3.31%，其他土地利用类型占地面积均在1%以下。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
图3.3-2 拟建工程在陕西省生态功能区划的位置图
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图3.3-3 评价区土地利用现状图
3.3.5.3植被现状与评价
评价范围内植被类型较为单调，地表植被覆盖度低，以农业植被为主，草丛次之，
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 其次为灌木丛，其他植被类型占地面积均在1%以下。评价区域植被类型分布见图3.3-4，面积统计见表3.3-20。
图3.3-4 评价区植被类型分布图
表3.3-20 评价范围内植被分布现状
植被类型评价区面积比例
农业植被548.55 50.06
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
乔木林6.98 0.64
灌木林106.66 9.73
草丛423.38 38.63
经济作物8.47 0.77
建设用地1.19 0.11
水域0.67 0.06
合计1095.90 100.00
从表3.3-20评价区植被类型面积统计来看，农业植被是评价区重要的植被类型，占评价区面积的50.06%，主要分布于河流阶地及黄土梁、峁的表面，河流阶地与滩地耕作条件很好，土壤类型为砂质粘土，有机质含量高，农作物产量高，主要种植一年一熟粮食作物，农产品种类有春小麦、筱麦、荞麦、玉米、土豆、大豆、向日葵、瓜类等;其次为草丛，占评价区面积的 38.63%，广泛分布于评价区内的黄土沟谷地带;灌木丛在评价区内分布较少，占评价区面积的 9.73%，主要集中在黄土丘陵、黄土梁峁的边缘地区，主要种类有柠条、花棒、踏郎、牛心朴子等;乔木林主要分布于河流阶地，占评价区面积的 0.64%，包括防护林及田间行树，分布稀疏零星，主要树种为杨树、柳树、油松、杏林等;经济作物、建设用地和水域在评价区域内分布较少，分别占评价区面积的 0.77%、0.11%和 0.06%。
3.3.5.4动物资源现状
(1)野生动物
评价区野生动物在动物地理区划中属古北界-蒙新区-东部草原亚区。目前该区的野生动物组成比较简单，种类较少。根据现场调查及资料记载，目前该区的野生动物(指脊椎动物中的兽类、鸟类、爬行类和两栖类)约有 70 多种，隶属于 22 目 39 科，其中兽类 4 目 9 科，鸟类 15 目 26 科，爬行类 2 目 2 科，两栖类 1 目 2 科。分布较广的有野兔、跳鼠、松鼠、刺猬、喜鹊、崖鸽、麻雀等种类。
(2)畜家禽等动物
主要有牛、马、驴、骡、猪、羊、鸡等。据调查，评价区内没有国家及省级珍稀保护的动物物种。
3.3.5.5农业生产现状
评价区农业种植结构分为粮食作物、经济作物及其它农作物三大类，其中粮食作物 以冬小麦和玉米为主，经济作物以油料作物为主，其它作物以蔬菜类为主，评价区主要 农作物种类见表3.3-21。
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表3.3-21 评价区主要农作物种类
分类农产品名称
禾谷类小麦、玉米、糜子、谷子、高梁、荞麦
黄豆、黑豆、双青豆、绿豆、豇豆、赤小豆、白云豆、花云豆、粮食作物 豆类 豌豆等
块根(茎)类马铃薯、洋芋、山药、
油料类蓖麻、小麻、芝麻、向日葵、花生、油菜等
经济作物 药材类生地、黄芪、大黄、板兰根、牡丹、天麻、当归、党参等
其它类花椒、棉花、烟叶、甜菜等
白菜、菠菜、韭菜、蔓菁、芹菜、大葱、芫荽、甘蓝、山蔓菁、
芥菜、西葫芦、菜瓜、绞瓜、南瓜、黄瓜;青萝卜、水萝卜、白 萝卜、胡萝卜、蔬菜类 莴笋、茄子、蕃茄、辣椒、菜豆、莙糖、黄花、 其它作物 小葱、洋葱、大蒜、蒜苗
瓜类西瓜、小瓜、白兰瓜、甜瓜、打籽瓜3.3.6评价区污染源现状调查分析
3.3.6.1周边污染源调查
建设项目周围主要为农村，污染源主要为村民居住生活污染源。 3.3.6.2评价区域大气污染源调查与评价
本项目评价范围内主要为村民，无工业大气污染物排放。区域内排放的大气污染物为村民生活燃料燃烧产生的废气及油烟废气。
根据环境空气现状监测结果统计。评价区环境空气中SO、NO、PM10小时值和22日均值均符合《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准限值。 3.3.6.3评价区域水污染源调查和评价
本项目评价范围内主要为村民，无工业水污染物排放。村民各家均为旱厕，少量洗漱水波洒在房前屋后地面降尘，无生活污水集中排放。
3.3.6.4评价区域声污染源调查和评价
本项目拟建地为山区，无工业噪声源，仅在厂区北侧有县道贯玉路自西北向东南方向通过和东侧150m外有西延铁路四周厂界噪声值均符合《声环境质量标准》2类标准昼间60dB(A)，夜间50dB(A)的要求，项目拟建地声环境质量良好 3.3.6.5拟建地周围污染物排放现状
建设项目周围无重要的大气污染源，且根据《大气环境影响评价技术导则》，建设项目大气评价为三级评价，污染源调查可简化。
根据现场踏勘，建设项目目前为空地，所在地无环境遗留问题。
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4环境影响预测与评价
本项目施工期对环境的影响主要产生于施工场地清理、管沟和地基的挖掘、管线敷设、进站道路和临时道路的修建与材料运输、堆存等过程;运行期对环境影响主要来自天然气处理厂污染物排放对环境的影响。
4.1施工期环境影响分析
4.1.1施工期环境空气影响分析
施工期对环境空气影响主要是各种施工过程(包括管道、道路建设、场地建设、天然气处理厂的建设)、土建施工、器材堆放、开挖、运输活动和搅拌水泥等，这些活动扰动地表，可能会扬起扬尘，从而影响到环境空气质量。另外，施工过程中各种施工机械的运转、车辆运输以及管道焊接将会产生一定量的废气，对周围的环境空气产生一定的不利影响。
4.1.1.1施工及运输扬尘
(1)影响特征
建设工程施工期间，场地地基处理、土石方开挖过程会破坏地表原有结构以及装卸、转运建筑材料砂石、灰料等运输过程，都会造成地面扬尘污染环境，其施工场地扬尘量的大小，与施工现场条件、管理水平、机械化程度及施工季节、土质结构、天气条件等诸多因素有关，是一个复杂、难于定量的问题。造成扬尘污染的主要来源简述如下:
?裸露地面扬尘
工程施工期地基开挖、处理必然形成大面积裸露地面，各种沉降在地面上的气溶胶粒子都是扬尘的天然来源。当地风沙较大，尤其是在冬春季多风的不利条件下进行施工建设，极易形成扬尘污染。
?粗放施工造成的建筑扬尘
施工场地建筑、道路施工、堆料及运输抛洒等建筑扬尘在施工高峰期会不断增多，是造成施工扬尘污染的主要原因之一。在施工过程中，如果管理措施不够完善，进行粗放式施工，如施工工地物料堆放遮挡不够完善、严密，不能及时清理和覆盖建筑垃圾、渣土，现场不及时清扫，出入场地的运输车辆不及时冲洗等，均容易产生建筑扬尘。
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?道路扬尘
施工带内交通运输过程中洒落于道路上的沙、土、灰、渣、建筑垃圾以及沉积在道路上的其它排放源排放的颗粒物，经来往的车辆辗压后会形成粒径较小的颗粒物进入空气，形成道路尘。同时施工场地的道路往往为临时道路，路面硬化较差，道路两旁绿化不好，加之交通繁忙，路面沉积的颗粒物会反复扬起，反复沉降，造成新的重复污染。
(2)影响分析
施工扬尘粒径较大、沉降快，一般影响范围较小。对于无组织排放施工扬尘，本次影响评价采用类比法，根据某施工场地实测资料，对本工程施工期的环境空气影响进行类比分析评价。施工期施工扬尘影响类比监测结果见表4.1-1。
3表4.1-1 施工期环境空气中TSP监测结果单位:mg/m
上风向 下风向 监测点位 1号点 2号点 3号点 3号点 5号点 距尘源点距离 20m 10m 50m 100m 200m
浓度值 0.244,0.269 2.176,3.435 0.856,1.491 0.416,0.513 0.250,0.258
标准值 1.0
注:参考无组织排放监控浓度值。
由此可见，施工期施工扬尘对环境空气的影响主要是在下风距离200m范围内，超标范围在下风距离100m。因此，施工期按照《大气污染防治行动计划》及《陕西省“铁腕治霾•保卫蓝天”2017年工作方案》、《关于印发陕西省扬尘污染专项整治行动方案的通知》要求，强化建筑工地扬尘控制措施。加强施工扬尘监管，积极推进绿色施工，绿色运营。推广安装视频监控设施监控扬尘防治，积极探索建筑工地扬尘市场化治理模式。场地周边必须设置围挡，湿法作业、场地覆盖，主要道路必须进行硬化处理。减少露天装卸作业，易产生扬尘物料采取密闭运输，对渣土运输车辆安装卫星定位系统。大型煤堆、料堆应采取封闭储存或采取严格的防风抑尘措施。
现状调查，工程拟建厂址200m范围内仅有宋家沟村，距离拟建天然气处理厂约135m，所以施工扬尘对外环境的影响较小。
4.1.3.2施工机械和车辆尾气
施工期间运输车辆多为大动力柴油发动机，由于荷载重，尾气排放量大，将增加施工路段和运输道路沿线的空气污染物排放，影响到沿线农作物的生长发育，使其产量降低，但车辆废气排放是小范围的短期影响。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 4.1.3.3焊接烟气
管道焊接采用氩弧焊，焊接时发尘量为 100~200mg/min。焊接材料发尘量为 2~5g/kg。 由于本项目为露天分段焊接，因此对环境空气影响小。 4.1.2施工噪声影响分析
(1)施工噪声限值
根据《中华人民共和国环境噪声污染防治条例》，对施工期间场界噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)。
(2)主要噪声源
工程施工期间，主要建筑机械设备噪声源有挖掘机、推土机、切割机和混凝土搅拌机等，设备噪声较大，声级一般在72,100dB(A)，大多属于高噪声设备。类比调查，各施工阶段主要噪声设备及声级见表4.1-2。
(3)施工噪声预测结果及分析
建设施工期一般为露天作业，无隔声与消声措施，声源较高，由于施工场地内设备大多属于移动声源，要准确预测施工场地各场界噪声值较困难，因此本次评价只预测各声源单独作用时的超标范围，具体见表4.1-2。
表4.1-2 施工机械环境噪声源及噪声影响预测结果表
距声源 评价标准dB(A) 最大超标范围(m) 声级 施工阶段 设备名称 dB(A) 距离(m) 昼间 夜间 昼间 夜间
翻斗机 83,89 3 15 178
90 5 14 210 土石方 推土机 75 55 阶段 装载机 86 5 18 178
挖掘机 85 5 16 160
静压式打桩机 80 15 / 10 /
73 15 / 4 / 吊车
基础施工阶平地机 86 15 / 17 / 85 段 风镐 98 1 / 5 /
工程钻机 63 15 / 3 /
空压机 92 3 / 7 /
吊车 73 15 22 120 结构施工阶振捣棒 93 1 15 80 70 55 段 水泥搅拌机 89 1 9 51
电锯 103 1 45 252
73 15 38 120 吊车
装修阶段 升降机 78 1 65 55 5 15
切割机 88 1 15 45
从表4.1-2可以看出，施工机械噪声由于噪声级较高，在空旷地带噪声传播距离较远，当采用静压式打桩机时，噪声明显降低，昼间15m外即可达标。其它影响较大的噪声源推土机、电锯、吊车等昼间最大影响范围在45m内，夜间
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 在252m内。
本工程施工时，由于施工机械一般都被布置在施工场地内距场界15,30m的地段，根据表4.1-2预测计算结果和类比监测调查结果，施工场界昼间噪声值一般可以达标，但也有一些施工机械运行时，如电锯噪声会导致基础阶段和结构阶段昼间场界超标;夜间施工时，场界噪声大部分都将出现超标现象，为此工程应严格控制高噪声设备的运行时段，并按照《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)要求。
现状调查，工程拟建厂址北侧150m范围内有宋家沟村，夜间施工会对该敏感点声环境造成较大干扰，因此，严禁夜间高噪声设备施工(夜间22时,凌晨06时)，避免夜间施工产生扰民现象，如因施工需要必须夜间连续施工，须到当地环保局办理夜间施工许可，并对周边村庄进行公告，以取得村民谅解。 4.1.3施工废水影响分析
根据项目地面工程开发资料，施工期对地表水环境的影响因素主要包括:施工营地生活污水排放到地表水体产生的影响;管道在河谷地段施工或穿跨越河流施工时，泥沙流入对河道的影响;机械设备石油类(柴油或润滑油等)散落，在雨水冲刷时，流入地表水体产生的影响;当施工地点离河流较近时，施工建设过程中的泥浆和污水可能对地表水造成的影响。
1)管道及道路建设对地表水环境影响分析 (
?河谷和阶地地段
当管线和道路在河谷和阶地地段施工时，弃土可能会滑入河道，造成河水中SS暂时超标。该项目依托于工程区附近乡镇，不在河谷和阶地施工地段单独设置野外施工人员驻地，施工人员驻地生活污水对河流水质没有直接影响。
?河流穿跨越
根据设计资料，本项目河流穿越施工基本采用大开挖施工方式。大开挖方式主要适于枯水期长，水流量较小，水面窄、水深在1m 以下、河床宽度适中的河流。在大开 挖穿越施工中，对河流水质会产生短期影响，河道蓄水可导致下游供水困难;水中泥沙 含量会显著增加;进而影响下游用户供水。各项机械施工作业可能导致污染物(机油泄漏)，对地表水体造成污染。管沟回填后多余土石方处置不当可能造成河道淤积和水土流失;围堰导流施工对水生生物也会带来一
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 定影响。
评价区降水大部分都分布在夏秋季(雨季)，受气候和土壤、植被的影响，河流径流年际、年内变化大，丰枯量相差大，使得项目的主要潜在影响来自夏秋季施工。因此，主要河道地带的施工最好避免在夏秋季进行，施工作业应选在枯水期水量最小的季节进行，采用围堰导流方式，施工中河床底砌筑干砌片石，两岸陡坡设浆砌块石护岸，并采取适当安全措施，这样对上下游水工构筑物均不会构成危害，对水生生物及鱼类影响也 较小。
综上，管线在穿越河流施工期间，只要采取强化管理等措施，管线穿越施工对河流 不会造成大的影响。
(2)站场建设对地表水环境影响分析
施工期废水主要有施工生产废水和施工人员的生活污水。施工生产废水包括砂石冲洗水，砼养护水、场地冲洗水以及机械设备运转的冷却水和洗涤水、混凝土搅拌机及输送系统冲洗废水，这部分废水除含有少量的油污和泥砂外，基本没有其它污染指标。评价要求施工单位设置沉淀池，生产废水经处理后回用于施工用水，评价认为采取该项措施后，生产废水对土壤和地表水环境的影响较小。
施工人员生活用水量按每人每天80L计，污水产出系数0.85，施工人员高
3峰时按每日用工50人计算，则生活污水量最高约3.4m/d，主要污染物有COD、BOD和油脂类等，直接外排势必对地表水体造成污染。评价要求施工场地设置5
防渗移动式环保厕所，统一收集自然沉淀后用于植被浇灌，不直接排放于地表水系。不会对站场周围的地表水体产生影响。
4.1.4固体废物影响分析
施工期主要固体废物为施工人员产生的生活垃圾、焊接管道产生的焊渣、建筑垃圾和回注井钻井产生的少量钻井泥浆和岩屑。
(1)生活垃圾
本项目施工人员为50人左右，按每人每天产生0.5kg生活垃圾计算，则生活垃圾产生量为25kg/d。
生活垃圾可分为两类，如可降解的果蔬残渣、剩饭菜、废纸等，不可降解的塑料制品、废金属、废电池等.一般情况下，生活垃圾对环境影响不大，但在管理不严特别是有风时，轻质垃圾如废纸、塑料等随风移动，散乱在地或悬挂灌木，
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 影响环境卫生;再者，遇到强降雨时，如果垃圾没有堆放好，可能会被雨水冲走，影响周围土壤环境;若垃圾不能及时清运，则容易经风吹雨淋而腐烂变质，不但会影响周围环境的卫生和美观，而且产生的恶臭、淋液可能影响局部地下水。
施工期生活垃圾在分类堆放，统一收集，定期外运至当地环卫部门指定的垃圾处理场所进行处置，不会对周围环境造成明显的影响。
(2)焊渣
本项目管道工程焊接采用氩弧焊，焊渣量小，类比计算的得出焊渣生产量为0.6t， 主要为焊丝，施工单位全部回收利用，不外排，对环境影响小。
(3)建筑垃圾
建筑垃圾主要包括施工过程地基处理和建材损耗、装修阶段产生的少量砂土
2石块、水泥、废金属、钢筋、铁丝、废电线、废光缆等。本项目建筑面积为8434.19m，
2按照30kg/m产生量计算，施工期建筑垃圾产生量为253t，建筑垃圾分类处置、综合回收利用后，集中收集后运往当地环卫部门指定地点处置，对环境影响小。
(4)钻井泥浆及岩屑影响分析
天然气处理厂配套回注井在钻井过程中将产生少量钻井泥浆和岩屑。类比同
33类钻井工程，废弃泥浆量约 35m，废岩屑量约319m。岩屑随钻井泥浆存放在钻井井场防渗泥浆池内，待回注井钻井结束后，对泥浆池进行无害化固化后覆土填埋，恢复植被。
废弃钻井岩屑本身来自地层，对土壤等无污染，废泥浆中含有有机质、盐类和少量烃类等物质。按照气田开发的要求，泥浆池内铺设永久性防渗材料，经无害化固化后内含溶液量很低，一般情况下无渗漏，填埋后不会污染地下水、土壤等。
4.1.5生态影响分析
运输、地面工程建设要占用土地、破坏植被，改变原有生态系统结构和功能。在施工期间工程建设对生态环境的影响属于高强度、低频率的局地性破坏。道路建设、管线铺设作业本身要占用大面积的土地，机械、运输车辆碾压、人员践踏、材料占地、土体翻出埋放地表等活动占用的土地面积更远远超过工程本身。这些占地属暂时性影响，使植被遭砍伐、被铲除，野生动物受惊吓和驱赶，破坏了原有生态环境的自然性，同时施工期开挖土方会破坏植被，造成水土流失。
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本项目占地包括永久性占地和临时性占地。永久占地包括天然气处理厂、清管站、道路等永久征地;临时占地包括管线和道路施工中的临时占地以及集输管线敷设过程中伴行道路的临时占地。根据表 2.1-6可知:项目工程总占地面积
222277.88hm(扣除重复计算0.03hm)，其中临时占地65.9hm，永久占地12.01hm。
(1)永久占地
永久占地将彻底改变原有土地利用类型的性质，但由于永久占地面积相对较小，对评价区土地利用方式的影响较轻微。工程建成后，通过在站场周围进行植被恢复，可一定程度上补偿永久占地造成的生态损失。
(2)临时占地
临时占地将破坏占用土地上的植被并在短期内对土地利用功能构成较大影响。但随着施工结束后各项植被恢复及水保措施的实施，经 2,3 年的恢复治理，临时占地范围原有土地利用类型可基本得以恢复。
工程占地中站场工程的点状布局和道路、管线的现状布局特点，其对土地利用格局的影响为点状干扰和线状隔离，清管站和天然气处理厂呈点状分布于评价区域内，一般情况下除永久占地外，对周围土地利用没有影响。本工程永久占地仅占总占地面积的21.1%，所占比例很小，因此工程占地对区域土地利用很小，对区域生态系统结构和生态服务功能影响很小。
4.2运营期环境影响分析
4.2.1环境空气影响预测评价
4.2.1.1正常工况下大气环境影响分析与评价
本项目建设的集输系统采用密闭生产，接入井场的天然气通过管道输至集气站，再经集气站输送至天然气处理厂，全过程属于密闭系统，只要照章操作，不会引起天然气的污染。项目运行期的有组织废气主要为天然气处理厂内的导热油炉、燃气压缩机、三甘醇再生塔、放空火炬。无组织废气则来自于装置区和甲醇储罐区。
根据《大气环境影响评价技术导则》(HJ2.2-2008)要求判定本项目环境空气评价工作等级为三级，采用 SCREEN3 估算模式计算及类比法进行环境空气影响预测分析。根据工程分析，本次环境空气影响评价选择天然气处理厂进行预测。预测范围取天然气处理厂为中心，半径2.5km的圆形区域。
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(1)估算模式预测因子和参数
根据工程污染源、工程区域环境的特点，结合环境影响因素分析结果，确定本次评价的大气环境影响预测因子为烟尘、NO、非甲烷总烃、甲醇。SCREENX3估算模式计算参数见表 4.2-1。
表4.2-1 估算模式参数表 项目位置农村
测风高度(m) 10
环境气温(?) 9.5(当地多年年平均气温)
混合层算法法规算法
气象筛选法自动筛选
(2)有组织废气对环境空气影响分析
?排放源强
本项目建成后有组织排放源的环境影响因子为烟尘、NOX，典型污染源的污染物排放状况见表4.2-2，其中:导热油炉按出力较大的冬季工况进行预测;燃气压缩机烟气通过 8m高排气筒连续稳定排放，虽然排气筒高度低于 15m，但由于其具备明显的有组织排放属性，在评价中作为有组织源强进行预测分析。
表4.2-2 有组织排放源强参数统计一览表 排气筒高排气筒内烟气流烟气出口温排放工排放因子源强 点源名称 排放时数 装置位置 度 径 量 度 况 烟尘 NOX
单位 m m m?/s ? h / kg/h
12 0.6 1.84 180 2880 0.0690 0.9103 加热区 导热油炉排气筒 连续 天然 1550kW压缩8 0.7 2.27 399 8000 0.1962 0.2809 气处 原料气压缩机排气筒 连续 机 理厂 15 0.3 0.10 120 8000 0.0039 0.0506 脱水系统 三甘醇再沸釜 连续
?估算结果及分析评价
利用估算模式，天然气处理厂有组织排放源的计算结果见表4.2-3,4.2-5，各污染源估算的最大值统计见表4.2-6。
表 4.2-3 天然气处理厂导热油炉烟气估算模式计算结果 NO烟尘X距源中心下风向序号 33 (%) (%) 距离 D/m 下风向预测浓度(mg/m)浓度占标率 浓度占标率下风向预测浓度(mg/m)1 1 0 0 0 0 2 100 0.001201 0.13 0.015845 6.34 3 200 0.00144 0.16 0.018998 7.6 4 244 0.001473 0.16 0.019433 7.77 5 300 0.001434 0.16 0.018918 7.57 6 400 0.001295 0.14 0.017085 6.83 7 500 0.001249 0.14 0.016478 6.59 8 600 0.001186 0.13 0.015647 6.26 9 700 0.001127 0.13 0.014868 5.95 10 800 0.001057 0.12 0.013945 5.58 11 900 0.001004 0.11 0.013246 5.3 12 1000 0.00094 0.1 0.012404 4.96 13 1100 0.000872 0.1 0.011503 4.6 14 1200 0.000828 0.09 0.010926 4.37 15 1300 0.000794 0.09 0.010479 4.19
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 16 1400 0.00076 0.08 0.01002 4.01 17 1500 0.000725 0.08 0.009561 3.82 18 1600 0.000691 0.08 0.009114 3.65 19 1700 0.000661 0.07 0.008719 3.49 20 1800 0.000667 0.07 0.008802 3.52 21 1900 0.000686 0.08 0.00905 3.62 22 2000 0.000701 0.08 0.009245 3.7 23 2100 0.000707 0.08 0.009321 3.73 24 2200 0.00071 0.08 0.009366 3.75 25 2300 0.000711 0.08 0.009385 3.75 26 2400 0.000711 0.08 0.009383 3.75 27 2500 0.00071 0.08 0.00936 3.74
表 4.2-4 天然气处理厂原料气压缩机组烟气估算模式计算结果 烟尘NOx 距源中心下风向序号 33距离D /m (mg/m) (%) 度(mg/m) (%) 下风向预测浓度浓度占标率下风向预测浓浓度占标率1 1 0 0 0 0 2 100 0.004305 0.48 0.006163 2.47 3 121 0.004624 0.51 0.00662 2.65 4 200 0.004225 0.47 0.006049 2.42 5 300 0.003814 0.42 0.005461 2.18 6 400 0.00333 0.37 0.004768 1.91 7 500 0.002934 0.33 0.004201 1.68 8 600 0.002645 0.29 0.003787 1.51 9 700 0.002419 0.27 0.003463 1.39 10 800 0.002226 0.25 0.003187 1.27 11 900 0.002052 0.23 0.002938 1.18 12 1000 0.001916 0.21 0.002743 1.1 13 1100 0.001789 0.2 0.002561 1.02 14 1200 0.001668 0.19 0.002388 0.96 15 1300 0.001555 0.17 0.002226 0.89 16 1400 0.001516 0.17 0.00217 0.87 17 1500 0.001545 0.17 0.002212 0.88 18 1600 0.001563 0.17 0.002238 0.9 19 1700 0.001571 0.17 0.002249 0.9 20 1800 0.001605 0.18 0.002298 0.92 21 1900 0.001659 0.18 0.002375 0.95 22 2000 0.001704 0.19 0.00244 0.98 23 2100 0.001727 0.19 0.002473 0.99 24 2200 0.001744 0.19 0.002497 1 25 2300 0.001757 0.2 0.002516 1.01 26 2400 0.001765 0.2 0.002527 1.01 27 2500 0.00177 0.2 0.002534 1.01
表 4.2-5 天然气处理厂三甘醇再沸釜烟气估算模式计算结果 NO 烟尘X距源中心下风向序号 33距离D /m (mg/m) (%) 度(mg/m) (%) 下风向预测浓度浓度占标率下风向预测浓浓度占标率1 1 0 0 0 0 2 100 0.001159 0.13 0.015037 6.01 3 108 0.00117 0.13 0.01518 6.07 4 200 0.001063 0.12 0.013792 5.52 5 300 0.000808 0.09 0.010477 4.19 6 400 0.000579 0.06 0.007516 3.01 7 500 0.000429 0.05 0.005563 2.23 8 600 0.000329 0.04 0.004269 1.71 9 700 0.000314 0.03 0.004075 1.63 10 800 0.000317 0.04 0.004109 1.64 11 900 0.00031 0.03 0.004027 1.61 12 1000 0.000299 0.03 0.003881 1.55 13 1100 0.000285 0.03 0.003691 1.48 14 1200 0.00027 0.03 0.003497 1.4 15 1300 0.000255 0.03 0.003302 1.32 16 1400 0.00024 0.03 0.003116 1.25 17 1500 0.000227 0.03 0.00294 1.18
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 18 1600 0.000214 0.02 0.002774 1.11 19 1700 0.000202 0.02 0.00262 1.05 20 1800 0.000191 0.02 0.002477 0.99 21 1900 0.000181 0.02 0.002343 0.94 22 2000 0.000171 0.02 0.00222 0.89 23 2100 0.000163 0.02 0.002108 0.84 24 2200 0.000155 0.02 0.002006 0.8 25 2300 0.000147 0.02 0.001911 0.76 26 2400 0.000141 0.02 0.001823 0.73 27 2500 0.000134 0.01 0.001741 0.7
表4.2-6 各污染源最大落地浓度预测结果表 3序号 污染源 污染物 最大落地浓度(mg/m) 下风向距离(m) 占标率(%)
烟尘 0.00147 0.16 1 导热油炉 244 NOx 0.01943 7.77
烟尘 0.00462 0.51 2 原料气压缩机 130 NOx 0.00662 2.65
0.00117 0.13 烟尘 3 三甘醇再沸釜 108 NOx 0.01518 6.07
由表4.2-6可知，本项目投入运行后，在天然气处理厂内的主要污染源中，以导热油炉的污染物落地浓度和占标率最大，其烟气中的NOx占标率为7.77%，最
3大地面浓度为0.01943mg/m，位于污染源下风向244m处;其次，污染物落地浓度相对较大的是天然气处理厂内的三甘醇再沸釜，其NOx占标率为6.07%，最大
3地面落地浓度为0.01518mg/m。由预测结果可以看出，项目运行过程中天然气处理厂内的主要有组织污染源的最大落地浓度远小于《环境空气质量标准》中二级标准浓度限值。
(3)无组织排放对环境空气影响分析
本项目天然气处理厂运行期无组织废气主要为工艺装置区排放的烃类及甲醇储罐区排放的甲醇。
?烃类无组织排放
天然气处理厂烃类无组织排放影响分析采用类比法，类比长庆苏里格气田第四天然气净化厂监测数据。苏里格气田第四天然气净化厂运行平稳，与本项目中拟建的天然气处理厂在工作原理、生产工艺等方面类似，具有可比性。
具体数据见表4.2-7。
表4.2-7 长庆苏里格气田第四天然气净化厂非甲烷总烃监测结果 时间 2012 年 8 月 5 日 最大值 标准 达标情况
1 次 1.42 0.40 0.33 0.29
2 次 1.46 0.50 0.40 0.24
3 次 1.46 0.27 0.32 0.23
4 次 1.33 0.42 0.26 0.22 非甲烷总烃 时间 2012 年 8 月 6 日 1.46 2.0 达标
1 次 1.21 0.26 0.23 0.26
2 次 1.38 0.21 0.26 0.22
3 次 1.39 0.22 0.25 0.22
1.38 0.20 0.28 0.20 4 次
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 执行标准 《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996 二级标准
3监测结果显示，净化厂非甲烷总烃浓度小时值 0.20,1.46 mg/m未出现超标。可见天然气处理厂运行期无组织排放非甲烷总烃对评价区域环境空气质量的影响很小。
?甲醇无组织排放
甲醇无组织废气源强详见表4.2-8，无组织排放预测结果详见表4.2-9。根据预测结果，天然气处理厂甲醇储罐区的无组织排放对环境空气的影响程度很小，其最大落地浓度占标率为0.7%(预测取《工业企业设计卫生标准(TJ36-79)》
3“居住区大气中有害物质的最高容许浓度”中甲醇一次值3.0mg/m)。
表4.2-8 无组织污染物排放源强统计一览表 排放因子源强 面源名称 面源长度 面源宽度 面源初始排放高度 年排放小时数 排放工况 甲醇
单位 m m m h / kg/h 处理厂甲醇储罐区 10 10 6 8000 连续 0.021
表4.2-9 天然气处理厂无组织废气预测结果表 甲醇序号 距源中心下风向距离(m) 3 预测浓度m g/m占标率%1 1 0 0 2 57 0.0210 0.7 3 100 0.0199 0.66 4 200 0.0187 0.62 5 300 0.0161 0.54 6 400 0.0123 0.41 7 500 0.0094 0.31 8 600 0.0074 0.25 9 700 0.0059 0.2 10 800 0.0049 0.16 11 900 0.0042 0.14 12 1000 0.0036 0.12 13 1500 0.0020 0.07 14 2000 0.0013 0.04 15 2500 0.0009 0.03
最大57 0.0210 0.7
(4)环境防护距离
本项目环境防护距离按照以下几个方面综合考虑确定。
?卫生防护距离计算
本项目在生产过程中工艺装置区和甲醇储罐区无组织排放的烃类和甲醇，将在近距离范围内造成一定影响，因此环评以拟建天然气处理厂为典型为项目站场设定卫生防护距离。
卫生防护距离的计算方法采用《制定地方大气污染物排放标准的技术方法(GB/T1203-91)》所指定的方法:
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
3式中:Cm—排放标准浓度限值(mg/m);
Qc—工业企业有害气体无组织排放量可以达到的控制水平(kg/h);
L—工业企业所需的卫生防护距离(m);
r—有害气体无组织排放浓度所产生单位的等效半径(m);
A、B、C、D—卫生防护距离计算系数，具体见表4.2-10。
表 4.2-10 卫生防护距离计算系数 卫生防护距离 L，m
工业企业所在地区L?1000 1000,L?2000 L,2000 计算系数 近五年平均风速m/s 工业企业大气污染源构成类别
? ? ? ? ? ? ? ? ?
<2 400 400 400 400 400 400 80 80 80 A 2,4 700 470 350 700 470 350 380 250 190
>4 530 350 260 530 350 260 290 190 110
<2 0.01 0.013 0.013 B >2 0.02 0.035 0.035
<2 1.83 1.76 1.76 C >2 1.83 1.74 1.74
<2 0.75 0.75 0.54 D >2 0.81 0.81 0.73
相关参数取值及卫生防护距离计算结果见表4.2-11。
表4.2-11 卫生防护距离计算参数及结果 污染源 污染物 面积 排放速率 Qc 风速 Cm L 提级后的 L(m) 2单位 m kg/h m/s mg/m3 m m
4872 1.399 2 29.78 50 工艺装置无组织废气 非甲烷总烃 1.8 甲醇储罐无组织废气 甲醇 100 0.021 3 0.99 50
根据《制定地方大气污染物排放标准的技术方法》(GB/T 13201-91)中推荐的方法计算得出天然气处理厂工艺装置区和甲醇储罐区的卫生防护距离均为50m。
?大气防护距离
根据表4.2-11面源参数，采用导则推荐的大气环境防护距离计算模式计算，天然气处理厂装置区无组织排放的总烃及甲醇储罐区排放的甲醇在厂址周边无超标点，可不设大气防护距离。
?环境防护距离确定
综合考虑卫生防护距离和大气防护距离，并结合厂区平面布置，确定本项目环境防护距离为天然气处理厂边界外50m范围。据现场调查，拟建天然气处理厂的环境防护距离内无环境敏感点，不涉及环保搬迁问题。评价要求环境防护距离范围内不得新建居住区、医院、学校等环境空气敏感目标。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 4.2.1.2非正常工况下大气环境影响分析与评价
本项目开停车、设备检修、事故安全阀跳开及工艺装置不正常时，会导致污染物非正常排放。项目非正常排放主要通过处理厂天然气放空，天然气处理厂放
3空区设置66.5m高放空火炬，火炬点燃放空的天然气量约55m/h。放空火炬产生的烟气量和主要污染物排放源强见表4.2-12，非正常排放的污染源估算最大值汇总见表4.2-13。
表4.2-12 非正常工况废气排放源强
点源 点源 排气筒 排气筒 烟气出 烟气出 年排放 排放 排放因子源强 位置 名称 高度 内径 口速度 口温度 小时数 工况 烟尘 NO 2单位 / m m m/s ? h / kg/h 放空区 天然气放空火炬 66.5 0.7 0.55 120 - 非正常 0.0078 10.40
表4.2-13 净化厂天然气放空火炬燃烧废气预测结果表
NO PM102序距源中心下风向距离预测浓度 占标率 预测浓度 占标率 号 (m) 33(μg/m) (%) (μg/m) (%) 1 100 2.69E-08 0.00 3.58E-05 0.00 2 200 3.41E-05 0.00 4.54E-02 0.02 3 300 6.85E-05 0.00 9.14E-02 0.05
317 6.92E-05 0.00 9.23E-02 0.05 4 400 6.00E-05 0.00 8.00E-02 0.04 5 500 6.29E-05 0.00 8.39E-02 0.04 6 600 5.73E-05 0.00 7.64E-02 0.04 7 700 5.79E-05 0.00 7.72E-02 0.04 8 800 5.76E-05 0.00 7.68E-02 0.04 9 900 5.48E-05 0.00 7.31E-02 0.04 10 1000 5.11E-05 0.00 6.81E-02 0.03 11 1100 4.71E-05 0.00 6.27E-02 0.03 12 1200 4.31E-05 0.00 5.75E-02 0.03 13 1300 3.94E-05 0.00 5.25E-02 0.03 14 1400 3.68E-05 0.00 4.90E-02 0.02 15 1500 3.70E-05 0.00 4.94E-02 0.02 16 1600 3.70E-05 0.00 4.93E-02 0.02 17 1700 3.66E-05 0.00 4.88E-02 0.02 18 1800 3.61E-05 0.00 4.81E-02 0.02 19 1900 3.54E-05 0.00 4.72E-02 0.02 20 2000 3.47E-05 0.00 4.62E-02 0.02 21 2100 3.38E-05 0.00 4.51E-02 0.02 22 2200 3.30E-05 0.00 4.40E-02 0.02 23 2300 3.21E-05 0.00 4.28E-02 0.02 24 2400 3.12E-05 0.00 4.16E-02 0.02 25 2500 3.03E-05 0.00 4.04E-02 0.02
从预测结果看出，非正常状态下，天然气放空火炬燃烧废气直接排放后，其
33主要污染物PM和NO的最大落地浓度分别为:6.92E-05μg/m、9.23E-02μg/m，102
均满足我国《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中2类标准要求，最大落地浓度均位于污染源下风向317m处。由此可见，本项目开停车或事故状态下，天然气放空火炬燃烧废气直接排放后，对评价区环境空气质量影响很小。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 4.2.2地表水环境影响分析
4.2.2.1废水正常排放
工程运行期产生的污废水主要来自原料气中分离的气田水、站场内生产废水，以及生活污水等。
(1)地表水环境影响分析
?气田水
3根据设计资料，本项目运行期气田水产量共计约为22.9m/d。分离的气田水排入厂内污水处理系统污水沉降罐统一处理。天然气处理厂内建有230m?/d不含醇污水处理系统1套，气田水经过处理处理达 到《气田水回注方法》(SY/T 6596-2004)标准要求后回注地层，不外排。冬季工况下产生的含醇气田水定期
3通过罐车运至延北甲醇污水处理厂，依托该厂内建设的100m/d甲醇污水处理系统进行处理，达标后回注地层，不外排。因此对地表水无影响。
?生产废水
天然气处理厂内生产废水主要包括MDEA脱碳装置分离废水、导热油区供热系统排水、循环水站清净下水、地坪冲洗、化验废水和污水处理系统双滤料过滤罐反冲洗排水等，主要成分是 SS，全部收集进入天然气处理厂内污水处理系统进行处理后回注，对地表水环境影响较小。
生活污水 ?
3天然气处理厂内设有3m/h 生活污水处理装置1套，天然气处理厂运行过程产生的生活污水经该生活污水处理装置处理，达标后用于天然气处理厂绿化和道路洒水。此外， 在天然气处理厂厂前区南部设有效容积1000m?生活污水池1座，12月至次年2月间的非灌溉洒水季节里，可将处理达标后的排入生活污水池内暂存，进行自然蒸发。污水池有效容积大于冬季生活污水排水量(540m?)，可确保生活污水不外排，对地表水环境影响较小。
?初期雨水
天然气处理厂防火堤和工艺装置区的初期15mm雨水通过排水管网排至天然气处理厂内初期雨水池，经污水处理系统处理达标后回注，不外排。对地表水环境影响较小。
4.2.2.2事故污水厂区容纳量分析
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
生产装置区的消防用水量，根据《石油天然气项目设计防火规范》8.6.1规定取用，三级场站装置区用水量为45L/s，火灾延续时间为3h。装置区内最大一次
3消防用水3h的消防排水量，为486m。事故状态下，事故围堰内的有效容积大于泄漏和消防水总量。可不设事故池并确保泄漏液体不出站，避免对地下水和土壤环境造成影响。一旦发生泄漏事故，泄漏甲醇和消防废水可收集进入污水罐储存，然后由厂内延北甲醇污水处理厂进行处理，不外排。事故发生时对地表水不会产生严重影响。
4.2.3地下水环境影响分析
4.2.3.1评价区水文地质条件
(一)含(隔)水层特征
区内地表被第四系松散层覆盖，仅在沟谷中有基岩裸露。根据地下水的埋藏条件、含水层的岩性、分布范围、富水性特征，将区内浅层地下水分为第四系全新统冲、洪积层孔隙弱富水含水层、第四系中更新统黄土孔隙裂隙极弱富水含水层、新近系静乐组中上部红土隔水层、新近系静乐组底部弱富水含水层、侏罗系中统延安组裂隙含水岩组和三叠系上统瓦窑堡组上部裂隙含水岩组。各层特征分述如下:
(1)第四系全新统冲、洪积层孔隙弱富水潜水含水层(Qal) 4
主要分布在蟠龙川、雷鼓川河床及两侧阶地，为近代河床冲、洪积物，岩性主要由粉砂、粉土质砂、砂质粘土夹砾石，砾石成份复杂，磨圆度差，未胶结，含水层离地表水体越远，含水层厚度越大，一般为5-20m，含水层渗透系数一般为0.5-1.0m/d，含水层富水性弱，仅在靠近地表水体，便于接受地表水及大气降水入渗补给，富水性中等。
(2)第四系中更新统黄土孔隙裂隙极弱富水含水层(Ql) 2
区内广泛分布，为浅黄色、浅棕黄色含砂质粘土，夹钙质结核层，垂直节理发育、疏松、易垮落，受流水侵蚀切割构成黄土区特有的地貌景观。根据区内钻孔资料该组地层厚度0,155.00m，平均66.71m。与下伏地层不整合接触。
该层地下水接受大气降水入渗补给，向沟谷方向径流，以面状渗出为主要排泄形式，泉流量0.014,0.454L/s，水位标高1123,1354m，富水性极弱。黄土地
-4-4层渗透系数一般为0.19,0.37m/d(2.2×10,4.3×10cm/s)，据本区水泉水质化
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 验资料，水质属HCO,Na?Mg型，矿化度0.49,0.65g/L，为淡水，水温5,16?。 3
(3)新近系静乐组中上部红土隔水层
区内隔水层主要为新近系静乐组中上部粘土隔水层 (Nj)，上部岩性为棕红2
色粘土，致密，含多层钙质结核，粘土层厚度0,67.26m。该隔水层在区内东北部局部有缺失，井田西北部缺失，井田南部分布较连续、完整，在沟谷中有出露。总体而言，该组地层分布广泛，隔水性能良好，是区内良好的隔水层。
(4)新近系静乐组底部弱富水含水层(Nj) 2
该层厚度约2m，局部有泉水出露，泉流量0.014,0.033L/s，据邻区羊马河泉水水质化验资料，矿化度0.470g/l，为HCO-Na?Mg型淡水，水温9.5,24?。 3
(5)侏罗系中统延安组裂隙含水岩组(Jy) 2
本组地层厚84.40,239.10m，平均149.90m，出露于沟谷一带。该层接受大气降水及地表水垂直入渗补给，在沟谷一带以侵蚀性泉的形式排出地表，泉流量0.014,0.240L/s。在新近系粘土覆盖区呈现承压性。水位标高1133.51,1312m。据区域内4-5号孔抽水试验资料，水位埋深11.62m，涌水量0.046L/s，单位涌水量0.00076L/s?m，渗透系数0.000389m/d，富水性弱。该层水质属HCO?SO—34
?。另据区Na?Mg?Ca型中硬淡水，总硬度0.105g/L，矿化度0.771g/L，水温16域内Y9号孔抽水试验资料，涌水量0.018L/s，单位涌水量0.000513L/s.m，渗透系数0.001487m/d，富水性弱。该层水质属HCO?SO-Na?Mg型及HCO-Na?Mg?Ca343型中硬淡水，矿化度0.482,0.684g/L。水温10-18?。
(6)三叠系上统瓦窑堡组上部裂隙承压含水岩组(Tw) 3
该含水层岩组全区分布，沟谷未出露。据钻孔资料该段厚0,42.01m，平均27.00m。该层裂隙不发育，富水性弱。据区内4-3号孔抽水试验资料，水位埋深77.15m，涌水量0.00396L/s，单位涌水量0.00017L/s.m，渗透系数0.000461m/d，影响半径4.91m，富水性弱。据水质化验资料，该层水质属HCO?SO-Na?Mg型34及HCO?SO-Na?Mg?Ca型中硬淡水，总硬度0.064g/L，矿化度0.457g/L，水温34
18?。该层属弱富水的裂隙承压含水层。
(二)地下水补径排条件
区内地下水主要接受大气降水补给，因各含水层所处地貌单元不同而各有差异。第四系冲、洪积层潜水主要沿沟谷分布，靠近地表水体，富水性较好，与大
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 气降水和地表水关系密切，丰水期接受大气降水及河水入渗补给，枯水期反向补给河水。
第四系黄土孔隙裂隙潜水含水层大面积分布于梁峁带，大气降水是唯一补给来源，地下水自分水岭向沟谷方向径流，以面状或者泉的形式渗出地表，新近系中上部红土构成该含水层的隔水底板。
基岩含水岩层在裸露区接受大气降水补给，总体由东向西缓慢径流，因受上覆静乐组红土隔水层影响，形成承压水，该层富水性弱，一方面向深部缓慢运移，另一方面顶托补给上部地层，岩芯上常有一层白色的盐霜，据区域资料，愈向深部矿化度愈高，可达5.83g/l，水质类型也由HCO?SO- Na ?Mg型转化为Cl-Na34
型。
评价区水文地质图见图4.2-1。
4.2.3.2厂址区水文地质条件
厂址区包气带厚度大于10m，包气带岩性主要为第四系黄土状土，包气带垂
-4-4直渗透系数为2.89×10,5.79×10cm/s，包气带分布连续、稳定，根据天然包气带防污性能分级参照表，包气带防污性能“弱”。
厂址区浅层地下水类型为第四系全新统冲、洪积层孔隙弱富水潜水含水层，
砾石，含水层厚度约20m，地下含水层岩性主要为粉砂、粉土质砂、砂质粘土夹
水水位埋深大于10m，根据含水层岩性及评价区渗透系数的范围，确定厂址区的渗透系数为0.85m/d，厂址区位于内地势存在一定的坡度，厂址区水力坡度为1.45%,含水层的有效孔隙度一般为0.15。
厂址区第四系潜水主要接受大气降水的入渗补给、上游梁峁区地下水的侧向径流补给，地下水径流缓慢，厂址区地下水径流受区域地下水径流方向的控制，在重力作用下由高处向下游径流，总体上由南向北方向径流，最终以侧向径流的方式排泄补给蟠龙川地表水体，其次蒸发排泄也是厂址区地下水的排泄途径。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
图4.2-1 评价区水文地质图
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 4.2.3.3地下水环境影响分析
(一)地下水环境影响因素分析
本项目为天然气处理项目，营运期项目对地下水环境的影响因素主要为项目运行过程中产生的污废水，根据项目工程分析，运营期项目产生的污废水主要为气田水、生产废水和生活污水，气田水是天然气处理厂内集气单元生产分离器和脱水单元分离出的天然气中的游离水;生产废水主要包括导热油区供热系统排水、循环水站排水、化验室排水和设备冲洗废水等;生活污水主要来厂前区驻站职工的生活排水。
气田水包括含醇气田水和不含醇气田水，不含醇气田水排入厂内污水处理系统污水沉
3降罐统一处理后回注;含醇气田水暂存于200m甲醇污水罐内，定期由罐车运往延北甲醇污水处理厂进行处理、回注;生产废水全部排入厂内污水处理系统污水沉降罐与不含醇气田水统一处理后回注;生活污水全部经厂前区生活污水处理装置处理达标后排入生活污水池内，自然蒸发或用于厂内绿化或道路洒水，不外排。
项目产生的生活污水是常规污废水，项目的地下水环境影响评价类别为?类，因此项目运营期的地下水环境影响因素主要为气田水和生产废水。
(二)污染途径识别
由于本项目的气田水和生产废水全部储存于钢制沉降罐内，醇气田水暂存于钢制甲醇污水罐，因此不存在正常状况和非正常状况下发生渗漏而污染地下水，根据实际情况分析，本项目的污染途径主要为污废水在事故状况下发生泄漏，从而污染地下水。
(三)地下水环境影响分析
根据前述分析，生活污水全部经厂前区生活污水处理装置处理达标后排入生活污水池内，自然蒸发或用于厂内绿化或道路洒水，不外排;生产废水和不含醇气田水全部送厂内污水处理系统污水沉降罐统一处理后回注;含醇气田水暂存于甲醇污水罐内，由延北甲醇污水处理厂进行处理、回注。
项目运营期的污废水全部得到妥善处置，项目实施不会对地下水环境造成大的影响。 4.2.3.4事故状况下地下水环境影响分析
由于含醇气田水产生量较小，且暂存于甲醇污水罐内，然后由罐车运往延北甲醇污水处理厂进行处理、回注，因此本次重点预测生产废水和不含醇气田水，预测对象为沉降罐。
(1)地下水溶质运移解析法预测模型
项目地下水评价工作等级为三级，评价区水文地质条件相对简单，采用解析法进行预测，预测对象为沉降罐，可将其排放形概化为点源;生产废水和不含醇气田水在事故状况
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 下发生泄漏，会在短时间内下渗大量的废水，将泄漏规律可概化为瞬时排放。本次地下水预测采用《环境影响评价技术导则 地下水》附录D推荐的预测模型:一维稳定流动二维水动力弥散问题中的示踪剂瞬时注入二维模型，预测公式为
22，，x,uty(),，,,/mM4Dt4Dt,,lTM，，(,y,t)Cx,e
4,ntDDeLT
式中:
x，y—计算点处的坐标位置，m;
t—时间，d;
C(x,y,t)—t时刻x,y处的示踪剂质量， mg/L;
m—注入的示踪剂质量，g; M
M—承压含水层的厚度，m;
n—有效孔隙度; e
u—水流速度，u=K?I/n，m/d;
2D、D—纵向、横向弥散系数，m/d; LT
(2)预测情景
钢制沉降罐发生破裂或者工作人员的工作失误而引本项目所预测的事故状况主要是指
起污废水在短时间内发生泄漏，按照最不利情况考虑，污废水泄漏后直接进入第四系潜水含水层，造成地下水水质污染。
(3)预测因子
进入沉降罐的污废水的污染因子主要有pH、SS和石油类，由于pH为表征酸碱度的指标，SS为固相污染物，均不适用于上述地下水溶质运移模型，因此本次评价的预测因子为石油类。
(4)预测源强
污废水中石油类的浓度为150mg/L，检出限为0.01mg/L，在事故状况下，沉降罐发生破裂，污废水会在短时间内发生大量泄漏，按照最不利情况考虑，污废水泄漏后直接进入第四系潜水含水层，假定泄漏时间为2小时，2小时后处理厂采取措施，阻止污废水继续泄漏。
事故状况下，沉陷罐区的废水渗漏量按式Q=K?A?I计算，式中:Q为沉降灌区的渗漏
3-4量，m/d;K为包气带饱和垂向渗透系数，取最大为5.79×10 cm/s，即为0.5m/d;A为沉
2降罐区面积，69.6m;I为水力坡度，无量纲，经估算水力坡度取1.2;由此计算可知破损
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3部位的渗漏量为3.48m/d。
(5)预测时段
根据导则预测时段的要求以及污染物运移状况，本次确定的预测时段分别为污染发生
(365d后污染羽中心进入蟠龙川地表水体)。 后的100d和365d
(6)预测参数
计算模式中各参数值见表4.2-14。
表4.2-14 水质预测各参数取值表
22参数 n I K(m/d) u(m/d) D(m/d) D(m/d) eLT数值 0.15 1.45% 0.85 0.082 1.64 0.33
(7)预测结果
将简析法预测模型数值化，将上述参数代入数值模型中，各预测时段污染物浓度分布情况见图4.2-2。各预测时段污染物影响情况见表4.2-15。
表4.2-15 各预测时段污染物影响情况
预测对象 污染物 运移时间 100 d 365d
污染羽中心浓度 0.2mg/L 0.04 mg/L
污染羽中心运移距离 8.2m 29.83 m
钢制沉降罐 石油类 最远运移距离 62m 94m
影响范围面积 222403m 2403m (浓度?0.01mg/L)
根据预测，在事故状况下，污染物进入地下含水层之后，石油类的污染羽将不断向下游扩散，对沉降罐周围及其下游的地下水造成一定范围的影响。因此环评要求项目在运行过程中应加强污废水储罐的检查和日常维护，确保污染物不发生泄漏;另外建设单位在运营期应加强地下水水质的跟踪监测，确保地下水在受到污染物能够被及时发现，并采取应急响应措施。
4.2.3.5生产废水回注对地下水环境影响分析
根据工程分析，生产废水全部排入厂内污水处理系统污水沉降罐与不含醇气田水统一处理后回注;回注井使用钢制套管，并用水泥固井，水泥浆返高至地面。通过水泥将套管与地层之间进行封闭，并有封隔器完全隔绝采出水回注过程中与非注水层和地下含水层的联系，因此正常情况下，回注井封堵效果良好，回注水不可能跨越抗压强度较高的钢管与水泥层而进入第四系潜水含水层和其它含水层，对潜水含水层水质造成影响。仅在事故状况下，注水井井管发生破裂时，井管内的生产废水会在泄漏点处以注水井为中心向四周含水层扩散，但是由于注水井揭露含水层后，含水层中的地下水存在涌入套管内的趋势，因此生产废水回注对套管破裂附近处含水层的影响范围非常有限。根据调查，区域内其它注
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 水井在运行过程中还未发现在有注水井井管发生破裂的情况，因此注水井回注生产废水一般不会对第四系潜水含水层和其它含水层产生影响。
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图4.2-2 不同预测时段石油类的浓度分布情况
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 4.2.3.6地下水保护措施
本项目为天然气处理项目，项目在运营过程中产生的废水在事故状况下的泄漏可能会对地下水水质产生污染，需要在项目运行过程中注意保护地下水环境。
(一)源头控制措施
(1)项目生产废水和不含醇气田水经处理后全部回注，不外排;
(2)项目产生的含醇气田水经收集后外运处理;
(3)生活污水经化粪池后用于厂内绿化或道路洒水;
(4)禁止建设及生产过程中生活垃圾乱堆乱放，经统一收集运至市政垃圾处理场处置;
(5)厂区污水输送管道、生活污水池应采取防漏、防渗处理，从源头阻断污染物下渗的途径，污废水储罐如沉降罐、甲醇污水罐四周应设置事故围堰;设置合理有效的监测井，加强地下水环境跟踪监测。
(二)分区防渗措施
项目可行性研究报告中未提出有效的地下水污染防控措施，因此本次环评根据《环境影响评价技术导则 地下水环境》(HJ610-2016)中分区防控的要求，对厂区内污染防治区域进行分区防渗，提出防渗要求。根据厂址区天然包气带防污性能、污染控制难易程度以及特征污染物类型对厂址区的进行分区。
项目的污染防治区域主要位于厂址区的东南部区域，将厂址区内的储罐区包括沉降罐、事故缓冲罐、甲醇污水罐等划分为重点防渗区，将生活污水池区、初期雨水池、回收水池划分为一般防渗区，对这些区域做防渗处理，达到相应防渗分区的防渗要求，防止污染物下渗造成地下水污染。厂址区分区防渗情况见表4.2-16。
表4.2-16 地下水分区防渗判定表
污染控制难防渗区域 天然包气带防污性能 污染物类型 分区结果 易程度
储罐区 易 污废水中的污染物重点 包气带厚度大于10m，包气带岩包括石油类等有机防渗区 性主要为第四系黄土状土，包气污染物 -4带垂直渗透系数为2.89×10,污水处理间 不易 -45.79×10cm/s，包气带分布连续、
稳定，防污性能弱 初期雨水池 不易 污废水中污染物均一般 生活污水池 不易 为常规污染物， 防渗区 回收水池 不易
(三)跟踪监测
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根据《环境影响评价技术导则?地下水环境》(HJ610-2016)及《地下水环境监测技术规范》(HJ/T164-2004)等规定，项目建成后应对地下水环境进行长期动态监测。本项目地下水评价工作等级为三级，拟在厂址区布设1个地下水跟踪监测井，本项目厂址区地下水污染跟踪监测情况见表4.2-17。
另外，将地下水跟踪监测结果及其它情况定期进行分布。公布内容主要包括(1)项目厂址区地下水跟踪监测数据，项目厂址区污废水产生的类型、数量和污染物浓度等;(2)厂址区生产设备、污废水贮存设施的状况以及跑冒滴漏记录。
表4.2-17 项目地下水跟踪监测点布设情况
孔号 位置 井深(m) 功能 监测频率 监测项目 1 厂址区内 30 厂址区，跟踪监测井 丰、平、枯水期各一次 石油类 建设单位配备相应的监测仪器与设备，由建设单位自行进行地下水水质的日常监测，并由建设单位编制地下水跟踪监测报告，定期对地下水跟踪监测结果进行公布。通过日常监测一旦发现水质监测结果异常，应立即委托有资质的监测单位进行监测，确定地下水是否受到污染，并公布监测结果。 4.2.4声环境影响预测
4.2.4.1预测方案
评价通过预测天然气处理厂的厂界噪声，分析项目运行期的声环境影 响。预测以厂区占地边界为预测厂界，给出厂界噪声贡献值，并绘制噪声贡献值等声值线图。 4.2.4.2噪声源
项目天然气处理厂位于宝塔区贯屯社区宋家沟村西侧，根据现状调查，厂址周围无重大工业污染源，东侧距宋家沟村约 130m。从项目总体布置可以看出，天然气处理厂厂址呈长方形，南北最长约 370m，东西宽约 200m。火炬区位于处理厂西北侧。
声预测源强分别见表4.2-18。
表4.2-18 天然气处理厂主要噪声源源强及治理措施表 运行台数 单台治理 前声源位声源代声源名称 评价治理措施 排放特征 (台) 声压级dB(A) 置 号
集气单1 消泡剂配制撬 1 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 元 2 缓蚀剂加注撬 1 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
选用低噪声设备，基础减振、消声装脱碳前3 原料气压缩机组 3 90 室内、连续 置、车间隔声 增压 4 压缩机出口空冷器 3 90 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
5 MDEA贫液空冷器 2 90 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
6 MDEA再生塔顶空冷器 2 95 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 脱碳装7 2 85 MDEA再生塔顶回流泵 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 置区 8 MDEA溶液循环泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
9 MDEA溶液配制泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
10 三甘醇循环泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
11 三甘醇补液泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 脱水装
置区 12 三甘醇装卸泵 2 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续
13 污水提升泵 2 85 选用低噪声设备，消声器、基础减振 室外、连续
99
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
选用低噪声设备，消声器、基础减振、14 空压机 2 98 室内、连续 车间隔声 制氮撬
块 选用低噪声设备，基础减振车、间隔15 制氮橇块 1 90 室内、连续 声
16 导热油炉鼓风机 2 85 室外、连续 加热区 选用低噪声设备，基础减振 17 热媒循环泵 2 85 室外、连续 回注泵选用低噪声设备，基础减振、车间隔18 气田水回注泵 1 85 室内、连续 房 声 污水处选用低噪声设备，基础减振、车间 隔19 污水提升泵 1 85 室内、连续 理泵房 声
20 卸车泵 1 85 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 装卸车
泵棚 21 1 85 装车泵 选用低噪声设备，基础减振 室外、连续 火炬单22 1 105 火炬 消声器 偶发、室外 元
4.2.4.3噪声预测条件与模式
(1)预测条件假设
?除火炬系统外，所有产噪设备均在正常工况条件下运行;
?室内噪声源考虑声源所在厂房围护结构的隔声作用;
?考虑声源至预测点的距离衰减，忽略传播中建筑物的阻挡、地面反射以及空气吸收、雨、雪、温度等影响。
(2)预测模式
?室外声源
噪声预测条件与模式
式中: Lp (r ) —噪声源在预测点的声压级，dB(A);
Lp (r0 ) —参考位置 r0 处的声压级，dB(A);
r0 —参考位置距声源中心的位置，m;
r —声源中心至预测点的距离，m;
DL —各种因素引起的声衰减量(如声屏障，遮挡物，空气吸收，地面吸收等引起的声衰减)，dB(A)。
?室内声源
等效室外点源的声传播衰减公式为:
100
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
?总声压级
式中: T—计算等效声级的时间;
M—室外声源个数;N 为室内声源个数;
tout ,i —T 时间内第 i 个室外声源的工作时间;
tin, j —T 时间内第 j 个室内声源的工作时间。
tout 和tin 均按 T 时间内实际工作时间计算。
4.2.4.4预测输入清单
(1)噪声源距预测点距离
以天然气处理厂用地西南角为坐标系(0，0)点，天然气处理厂预测噪声源位置、
厂界预测点位置见表 4.2-19。
表4.2-19 天然气处理厂各噪声源距预测点的距离 单位:m 预测点(X,Y) 序号 坐标 声源位置
1 消泡剂配置撬-108 706
2 缓蚀剂加注撬-101 706 3 -74 699 4 原料气压缩机组 -62 699 5 -50 699 6 -74 716 7 压缩机出口空冷器 -62 716 8 -50 715 9 -82 613 MDEA 贫液空冷器 10 -83 588 11 -83 618 MDEA 再生塔顶空冷器 12 -83 583 13 -78 618 MDEA 再生塔顶回流泵 14 -78 583 15 -71 612 MDEA 溶液循环泵
101
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 16 -71 589 17 -71 607 MDEA 溶液配制泵 18 -71 594 19 -75 537 三甘醇循环泵 20 -69 538 21 -73 551 三甘醇补液泵 22 -70 551 23 -76 572 三甘醇装卸泵 24 -76 564 25 -70 576 污水提升泵 26 -70 567 27 -68 419 空压机 28 -64 419
29 制氮橇块-65 430 30 -97 504 导热油炉鼓风机 31 -97 496 32 -84 506 热媒循环泵 33 -84 499
34 气田水回注泵6 5
35 污水泵18 5
36 卸车泵22 61
37 装车泵22 59
38 火炬-110 300 注:相对坐标的原点(0，0)位于厂址西南角，详见图4.2-3。
(2)其它输入参数
6dB(A)，厂预测计算消声器(消声罩)削减量取 10dB(A)，隔振措施消减量取 3,
房围护结构隔声量一般取 15-20dB(A)。
4.2.4.5预测结果与评价
预测按照采取环评治理措施后的影响进行计算，天然气处理厂厂界噪声预测结果见
表4.2-20、表4.2-21，等声值线分布见图 4.2-3、图4.2-4。
表4.2-20 天然气处理厂厂界噪声影响预测结果表(火炬排空时) 单位:dB(A)
评价标准超标情况预测点位置 贡献值 昼夜昼夜
西厂界47.6 0 0
北厂界47.1 0 0 厂界噪声 天然气处理厂 60 50 东厂界54.7 0 0
南厂界49.8 0 0
表4.2-21 天然气处理厂厂界噪声影响预测结果表(火炬不排空) 单位:dB(A)
评价标准超标情况预测点位置 贡献值 昼夜昼夜
西厂界47.5 0 0
北厂界46.8 0 0 厂界噪声 天然气处理厂 60 50 东厂界54.5 0 0
南厂界49.6 0 0
4.2.4.6火炬放散噪声影响分析
本项目天然气处理厂火炬噪声为非正常情况下的偶发性噪声，属于高架噪声源，传
播较远。
天然气处理厂天然气放空火炬噪声级为105dB(A)，安装消声器后其对厂界噪声的最
102
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 大贡献值为64.8dB(A)，满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》中“夜间偶发噪声的最大声级超过限值的幅度不得高于15dB(A)”的要求。宋家沟村位于火炬北250m处，火炬放散噪声对其声环境贡献值为42.5dB(A)，满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)中2类夜间标准要求。
因此，非正常工况下天然气处理厂火炬噪声不会造成扰民现象。 4.2.5固体废物影响分析
(1)清管废渣影响分析
项目运行过程中，需定期对管线进行清管作业时，根据工程分析，本项目清管废渣产生量为 1.26t/a。清管废渣的主要成分为氧化铁、硫化铁粉末等，清管废渣属于危险废 物，评价要求在清管区内设置防渗收集装置，对清管废渣进行统一收集，并送有资质单 位集中处置。通过上述处置措施，对周围环境影响小。
(2)废润滑油影响分析
项目天然气处理厂内燃气压缩机组进行增压。在正常运行过程中，需要定期对压缩机润滑油进行更换和补充，因而产生一定量的废润滑油。参考同类工程实际运行情况，单台压缩机组每年的润滑油使用量约为 9t，在运行过程中更换掉的废润滑油约占 70%，即 6.3t/a。废润滑油属《国家危险废物名录》中的危险废物(HW08，废矿物油)，替换后装入油桶内，暂存于压缩机房内，定期交有资质单位进行回收处理，达到油品合格标准后的润滑油可循环利用，不外排。因此，正常情况下，废润滑油不会对环境产生影响。
(3)污泥影响分析
天然气处理厂污水处理系统需定期清罐，污泥产生量约4t/a。污泥中含有烃类物质，因此属危险固体废物，应按照国家关于危险废物处理处置的标准和管理要求进行处置和管理，交由有资质单位处置，对环境影响轻微。
(4)废滤料环境影响分析
污水处理系统双滤料过滤罐定期更换的滤料全部由厂家进行回收，不排放，对环境影响小。
(5)生活垃圾影响分析
运行期人员生活垃圾产生量按每人每天产生 1.0 kg 考虑，全员 65人生活垃圾产生量为65kg/d，即 21.45 t/a，生活垃圾的主要成分为可降解的果皮、菜根、废纸、剩饭菜
103
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 等，不可降解的塑料制品、废金属、废电池等。生活垃圾采取处置措施为:堆放于天然气处理厂内指定的生活垃圾存放区域，防风防雨，专车定期运输至当地生活垃圾填埋场集中处置，对环境影响较小。
4.2.6生态影响分析
项目建设将会在一定程度上改变项目拟建区内的原有自然景观。主要的影响有:厂区建设对原有地表形态、植被等发生直接的破坏;对土地的永久占用，使原有自然景观类型变为厂房、道路等。
(1)工程占地对土壤环境的影响
本工程建成后，厂区的永久性占地将改变其原有的土壤理化性质和结构，对原有土壤结构和性状产生一定影响，但该影响仅局限于厂区占地之内，对周边地区影响不大。
(2)工程占地对土地利用的影响
本项目占地现状主要为荒地，属于规划的建设用地。项目占地为永久占地，使得原有的土地转变为工业用地。但项目占地面积较小，对区域土地利用现状影响较小。
(3)事故状态下土壤生态环境影响分析
运营期事故状态下，对土壤生态环境的影响主要表现在生产区、储存区等废水无组织泄漏，若排入外环境，对土壤及其周围农作物的污染影响。其污染途径为污染物进入土壤后，首先改变了土壤结构和性状，尤其是泄漏于土壤中的石油类、氨氮等污染物，因其属有毒有害物质，进入土壤层后，会污染厂区及周围土壤，降低土壤微生物的活性，使土壤的综合肥力下降，影响其植被生长;在雨季或洪水期及冰雪融化季节，被污染的土壤会随雨水或雪水等地表径流将土壤中的石油类、氨氮等污染物随地形坡度带入下游区，污染下游区土壤及地表水、地下水环境，进而影响植物的生长及人体健康。因此，企业应严格管理，及时对非正常排放废水进行收集，禁止生产过程中出现跑冒滴漏现象，禁止未处理达标的废水外排。
4.3退役期环境影响综述
进入退役期后，各种机械设备将停止使用，工作人员将陆续撤离气田区域，站场设备将逐步拆除。
退役期运行过程中产生的大气污染物、生产废水、生活污水及噪声等对环境的影响将会消失，但站场拆除清理等工作会产生废弃管线、建筑垃圾等固体废物。本评价要求对这些废弃管线、建筑垃圾等进行分类集中处置，管线经清洗后可回收再利用，建筑垃
104
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 圾外运至指定填埋场填埋处置，采取以上措施可以有效控制退役期固体废物对区域环境的影响。
105
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
5环境风险分析与评价
5.1总则
5.1.1评价目的
环境风险评价的目的在于分析和预测建设工程存在的潜在危险和有害因素发生突发事故时所引起人身安全与环境影响和损害程度，从而为提出合理可行的防范、应急与减缓措施提供依据，以使建设工程事故率、损失和环境影响达到可接受水平。
针对本工程特点，遵照《关于对重大环境污染事故隐患进行风险评价的通知》、《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》的要求，以《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)为指导，通过对本项目的风险识别、风险分析和后果预测，提出工程风险防范措施和应急预案，为项目建设和环境管理提供技术决策依据，把环境风险降低至可接受水平。 5.1.2评价工作等级与范围
5.1.2.1重大危险源辨识
本工程建设内容天然气处理厂、集输管线、外输联络线等内容，其中涉及到的危险化学品有集输、外输及处理系统中的天然气，属于可燃、易燃危险性物质;天然气处理厂内的甲醇属易燃液体。天然气处理厂脱碳工艺中涉及的MDEA溶液及脱水工艺涉及的三甘醇溶液不属于危险化学品。
依据《危险化学品重大危险源辨识》(GB 18218-2009)给出的物质品名及其临界量对本工程主要生产场所进行危险源辨识，结果见表5.1-1。
表5.1-1 重大危险源的辨识结果
成重序 实际量是否构临界量 设施名称 名称 类别 (t)备注 号 (t)大危险源
一、天然气处理厂
1 脱碳工艺区 50 0.1 否 天然气 易燃气体 2 脱水工艺区 50 0.1 否
3 甲醇储罐甲醇易燃液体 200m?，有效容积 170 m?500 134 否
二、外输联络线
Φ508×8.0，10km 4 处理厂-蟠龙清管站 天然气 易燃气体 50 79.05 是 5.8 MPa
三、集输管线
Φ508×8.0，15.6km 5 梁村清管站-处理厂 天然气 易燃气体 50 123.32 是 5.8 MPa
根据重大危险源辨识结果，本项目天然气处理厂未构成重大危险源;处理厂-蟠龙清管站外输联络线和梁村清管站-处理厂管线中天然气超出天然气临界量，构成重大危险源。
106
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 5.1.2.2评价工作等级确定
根据上述分析，项目天然气处理厂储罐和装置区不属于重大危险源，处理厂-蟠龙清管站外输联络线和梁村清管站-处理厂管线中的天然气属于重大危险源。按照《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T 169-2004) 中规定，项目环境风险评价工作等级见表 5.1-2。
表5.1-2 环境风险评价工作级别判据 剧毒危险性物质一般毒性物质可燃、易燃危险性物质
重大危险源一二一
非重大危险源二二二
环境敏感地区一一一
?外输联络线天然气在线量超出临界量，构成重大危险源，且天然气属易燃物质，确定上述管线风
险评价等级为一级。
?本项目情况 集输管线天然气在线量超出临界量，构成重大危险源，且天然气属易燃物质，确定上述管线风险 评价等级为一级。
为二级。 ?天然气处理厂内甲醇储罐及装置不构成重大危险源，确定风险评价等级5.1.2.3评价对象、范围与敏感保护目标
根据评价等级，确定本项目环境风险评价范围如下:
?以外输联络线管线为中心线，两侧500m范围;
?以集输管线为中心线，两侧500米范围;
?以天然气处理厂甲醇储罐为中心，半径3km圆形区域;
5.2风险识别
风险识别主要包括生产设施和危险物质的识别，有毒有害物质扩散途径的识别，以及可能受影响的环境保护目标的识别。
5.2.1 国内外同行业事故统计与典型事故
本项目的主体工程为天然气处理厂和集输管道，评价主要针对以上两个方面进行事故统计分析。
5.2.1.1管道集输风险事故
(1)国外天然气管道
根据欧洲 EGIG 的调查统计，管道事故的主要因素中列前三位的分别是:第三方破坏(占 50%)、施工缺陷或材料缺陷(占16%)、腐蚀(占15%)。
3根据前苏联调查统计，其管道事故的平均事故率为 0.46 次/(10km•a)。外腐蚀、外部干扰、管材缺陷、焊接和内腐蚀是排在前几位的失效原因。事故发生次数最多的是管直径为820mm以下的管道，随着管径的增加，事故发生次数逐渐减少。
3美国能源部的统计数据显示，美国天然气管道的平均事故率为0.60次/(10km•a)。 在
107
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 引起事故的原因中，列前几位的分别是:外部干扰(占53.5%)、材料缺陷(占16.9%)、腐蚀(占16.6%)、结构(占5.6%)、其他(占7.4%)。
(2)国内天然气管道
受管材生产技术、施工质量等条件的制约，以及输送介质具有高腐蚀性等原因，我国管道事故率比发达国家要高，近30年来的欧洲、前苏联、美国等输气管道事故率分别为0.42、
330.46、0.60次/(10km•a)，总平均值大致为0.50次/(10km•a)。我国四川地区统计的天
33然气管道平均事故率为 4.3 次(/10km•a)，东北和华北地区输油管道约为2.0次/(10km•a)。事故原因中分列前三位的是:腐蚀、施工缺陷和外部影响、第三方破坏。 5.2.1.2天然气处理厂环境风险事故
集气站工艺设备集中、处理介质均属易燃易爆物质，因此存在火灾、爆炸的事故风 险性。
根据世界石油化工企业的事故调查统计资料(见表 5.2-1)，在100起特大事故中， 阀门、管线泄漏占首位，达35%，其次是设备故障，占18%。
表 5.2-1 世界石油化工企业 100 起特大事故原因统计 序号 事故原因 事 故 比 例 (%)
1 35 阀门、管线泄漏
2 18 泵、设备故障
3 16 操作失误
4 13 仪表、电器失灵
5 10 反应失控
6 8 雷击、自然灾害
此外，国内石油化工系统所发生的事故类型及引发原因的统计结果见表5.2-2。其中，火灾爆炸事故占28.5%，而引发事故的原因中明火占66%，由此可见，火灾爆炸事故是石油化工系统潜在危险性较大、需要进行重点防范的事故，而明火是导致事故发生的主要因素。
表 5.2-2 国内石油化工系统事故类型及原因统计
序号 事故类型 比例(%) 引发事故原因 比例(%)
1 28.5 66 火灾爆炸事故 明火
2 人身伤亡事故 20.8 电气及设备 13
3 设备损坏事故 24.0 静电 8
4 跑、冒油事故 15.7 雷击 4
5 其它 11.0 其它 9 5.2.2事故案例分析
根据国家安全生产监督管理总局的统计资料，2001年至今共发生与天然气运输、使用、甲醇储存等有关的事故统计结果见表5.2-3。
表 5.2-3 2001年至今发生的与天然气有关的重大事故统计
事故 死亡 序号 事故时间 事故过程 类型 人数
8时0分，中石油天然气运输公司海南分公司的一辆气罐车，过滤网发生1 2008.10.22 爆炸 3 堵塞，在海南三亚市澄迈县琼城汽车修理部进行维修过程中，由于缺氧
108
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
一名修理工倒在罐内，其他人在施救过程中，不慎碰到气罐上方的 380V
电线，引爆气罐内残留的液化气，造成3人死亡，5人受伤。
4时30分，安徽合肥市由合肥建工集团承建的安徽中油洁能燃气有限公司2 2008.7.10 合肥市龙塘天然气加气站工程，在挖孔桩井下施工时，发生不明气体中中毒 3
毒事故，造成3人死亡。
15时0分，中国冶金建设集团第八冶建设安装工程有限公司兰州分公司
(建筑施工一级资质)，承接安装兰州天然气管道工程，在天然气兰州3 2007.7.7 中毒 3 东岗门站台外管线准备试压，安装试压接头时，1人被不明气体熏倒随后
又有2人下井施救，均被熏倒。这起事故共造成3人死亡，2人受伤。
1时40分，辽宁营口市煤气公司渤海大街东段维修天然气管道过程中，发4 2002.7.13 5 火灾 生火灾事故，当场死亡4人，轻伤4人。
长庆第一采气厂陕西靖边县乔沟湾集气管道主干线被一施工铲车挖出像5 2002.6.7 胳膊一样粗的缺口，导致天然气大量泄漏，307国道交通中断达3h。 通泄露 0
过紧急关闭泄漏点两侧管道阀门等手段，天然气才停止继续泄漏。
西南某气田距工艺装置区约60m处，因Φ720输气管线螺旋焊缝存在缺
陷，在一定内压作用下管道被撕裂，导致天然气大量泄漏，泄漏的天然
气携带硫化亚铁粉末从裂缝中喷射出来遇空气氧化自燃，引发泄漏天然
气管外爆炸(第一次爆炸)，因第一次爆炸后的猛烈燃烧，使管内天然气产泄露引起6 2006.1.20 生相对负压，造成部分高热空气迅速回流管内与天然气混合，引发第二火灾和爆10
次爆炸。12时20分左右，距工艺装置区约63m处发生了第三次爆炸。当炸事故
第一次爆炸发生后，集输站值班宿舍内的职工和家属，在逃生过程中恰
遇第三爆炸点爆炸，导致多人伤亡。输气管理处在接到事故报告后，输
气处调度室立即通知两集气站紧急关断干线截 断球阀并进行放空。
榆林市天然气化工厂，一辆甲醇罐车装车过量，发生外溢，流到南大门泄露引起7 2005.1.30 外的待装区后着火，并迅速形成一道100多米长的火墙。停在待装区内的火灾和爆0
6辆甲醇罐车也被引燃，共有36只轮胎被烧损。 炸事故
番禹某化工有限公司粗甲醇储罐爆炸事故，粗甲醇储罐的顶盖掀翻，从8 2002.2.19 0 顶部冒出了一点火苗，随着温度升高，发生大火，除发生事故的储 罐外，爆炸事故
没有对周边设备造成损失
5.2.3物质危险性识别
5.2.3.1物质危险性识别
本项目原辅材料、燃料、中间产品、最终产品及生产过程排放的污染物等共涉及危险化
学品3种，天然气、甲醇、一氧化碳，其基本性质如下:
(1)天然气
表5.2-4 天然气理化性质
中文名: 天然气 英文名:natural gas 标 分子式:CH 分子量:16 4识 危规号:21007 UN 编号:1971 CAS 号:74-82-8
外观与形状:无色无臭易燃易爆气体 溶解性:微溶于水，溶于乙醇、乙醚
熔点(?):-182 沸点(?):-161.49 理
相对密度:(水=1)0.45(液化) 相对密度:(空气=1)0.5953 化
性 饱和蒸汽压(kPa)53.32(-168.8?) 禁忌物:强氧化剂、卤素 质 临界压力(MPa):4.59 临界温度(?):-82.3
稳定性:稳定 聚合危害:不聚合
危险性类别:第 2.1 类易燃气体 燃烧性:易燃
引燃温度(?):482,632 闪点(?):-188
爆炸下限(%):4.145 爆炸上限(%):14.555
最小点火能(MJ):0.28 最大爆炸压力(kPa):680 危险燃烧热(MJ/mol):889.5 燃烧(分解)产物:一氧化碳、二氧化碳、水 特性 危险特性:与空气混合能形成爆炸性混合物，遇火星、高热有燃烧爆炸危险 灭火方法:切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却容器，可能的话将容器从火场
移至空旷处。
灭火剂: 泡沫、二氧化碳、雾状水、干粉。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
侵入途径:吸入。
健康危害:当空气中浓度过高时，使空气中氧气含量明显降低，使人窒息。皮肤接触液化甲烷可致冻伤 健康急性中毒:当空气中浓度达到 20,30 %时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加快，共济危害 失调。若不及时脱离，可至窒息死亡。
工作场所最高允许浓度:未制定;前苏联 MAC 300 mg/m3
吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。急救 就医。
迅速撤离泄漏污染区人员至安全处，并立即隔离，严格限制出入。切断火源，戴自给式呼吸器，穿一般消防防护
泄漏服。合理通风，禁止泄漏物进入受限制的空间(如下水道)，以避免发生爆炸。 切断气源，喷洒雾状水稀释，
处理 抽排(室内)或强力通风(室外)。如有可能，将残余气或漏出气用排风机送至空旷地方，或装设适当喷头烧掉。
也可将漏气的容器移至空旷处，注意通风，漏 气容器要妥善处理，修复、检验后再用。 储运于阴凉、通风仓间内。仓温不宜超过 30?。远离火种、热源。防止阳光直射。应与氧气、压缩空气、卤素(氟、氯、溴)等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照明、通风等设施应 采用防爆型。开关设在仓外。配
储运 备相应品种和数量的消防器材。罐储时要有防火防爆技术措施。露天贮罐夏天要有降温措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。验收时要注意品名，注意验收日期，先进仓的先发用。平时要注意检查容器是否有泄漏现
象。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。运输按规定线路行驶，勿在居民区和人口稠密区停留。 (2)甲醇
表 5.2-5 甲醇理化性质
中文名: 甲醇 英文名:methyl alcohol; Methm2nol
标识 分子式:CHOH 分子量:32 3
危规号:32058 UN 编号:1230 CAS 号:67-56-1
外观与形状:无色澄清液体，有刺激气味 溶解性:溶于水，可混溶于乙醇、醚苯等有机溶剂
熔点(?):-97.8 沸点(?):64.8
相对密度:(水=1)0.79 相对密度:(空气=1)1.11 理化
性质 饱和蒸汽压(kPa)13.33(21.2?) 禁忌物:酸类、酸酐、强氧化剂、碱金属
临界压力(MPa):7.95 临界温度(?):240
稳定性:稳定 聚合危害:不聚合
危险性类别:第 3.2 类中闪点易燃气体 燃烧性:易燃
引燃温度(?):385 闪点(?):11
爆炸下限(%):4.5 爆炸上限(%):44.0
最小点火能(MJ):0.215 最大爆炸压力(MPa):
燃烧热(MJ/mol):641 燃烧(分解)产物:一氧化碳、二氧化碳 危险危险特性:易燃，其蒸汽与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、高位能引起燃烧。与氧化剂接触发生化学反应或特性 引起燃烧。在火场中，受热的容器有爆炸危险。其蒸汽比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引
着回燃。
灭火方法:尽可能将容器从火场移至空旷处时持火场容器冷却，直至灭火结束。处在火场中的容器若己变色或从
安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。
灭火剂:抗溶性泡沫、二氧化碳、砂土、干粉。
侵入途径:吸入、食入、经皮肤吸收。
健康危害:对中枢神经系统有麻醉作用:对视神经和视网膜有特殊选择作用，引起病变:可致代谢性酸中毒。 健康急性中毒:短时大量吸入出现轻度眼及上叫激症状(口服有胃肠道刺激症状);经一断时间潜伏后出现头痛、头晕、危害 乏力、眩晕、酒醉感、意识朦胧、谵忘，甚至昏迷。视神经及视网膜病变，可有视物模糊、复视等，重者失明。 3工作场所最高允许浓度:中国MAC=50mg/m
皮肤接触脱叫的衣着用肥皂水彻底冲洗皮肤。
眼睛接触:提起眼险，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。
急救 吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立
即进行人工呼吸。就医。
食入:饮足量温水，催吐，用清水或1%硫代硫酸纳溶液洗胃。就医。 迅速撤离泄漏污染区人员至安全处，并立即隔离，严格限制出入。切断火源，建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。不要直接接触泄漏物，尽可能切断泄漏源。防止进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏泄漏:用砂士或其它不燃材料吸附或吸收。也可以用大量水冲洗，洗水稀释后放入废水系统。大量泄漏:构筑围处理 堤或挖坑收容。用泡沫覆盖，降低蒸汽灾害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处
置。
储运于阴凉、通风仓间内。远离火种、热源。防止阳光直射。与氧气、氧化剂等分开存放。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型。开关设在仓外。配备相应品种和数量的消防器材。罐储时要有防火防爆技术措施。露天储运 贮罐夏天要有降温措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。罐装时应注意流速(不要超过3m/s)且有接地
装置，防止静电积聚。
110
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 (3)一氧化碳
表 5.2.6 一氧化碳理化性质及危险特性
中文名:一氧化碳英文名:carbon nomoxide
标识 分子式:CO分子量:28
危规号:21005UN 编号:1016CAS 号:630-08-0
外观与形状:无色无臭气体溶解性:微溶于水,溶于乙醇、苯等多数有机溶济
熔点(?):-199.1沸点(?):-191.4
理化相对密度:(水=1)0.79(252?) 相对密度:(空气=1) 0.97
性质 饱和蒸汽压(kPa)13.33(-257.9?)禁忌物:强氧化剂、碱类
临界压力(Mpa):3.50临界温度(?):-140.2
稳定性:稳定聚合危害:不聚合
危险性类别:第2 .1 类易燃气体燃烧性:易燃
引燃温度(?):610闪点(?):<-50
爆炸下限(%):12.5爆炸上限(%):74.2
最小点火能(MJ)0.3,0.4最大爆炸压力(MPa):0.720危险 燃烧热(j/mol):285624燃烧(分解)产物:二氧化碳特性 危险特性:是一种易燃易爆气体，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高位能引起燃烧爆炸。
灭火方法:切断气源。若不能切断气源,则不允许熄灭正在燃烧的气体,喷水冷却容器,可能的话将容器从火场移至空旷
处。
灭火剂:泡沫、二氧化碳、雾状水、干粉。
侵入途径:吸入
健康危害:CO 在血液中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。
急性中毒:轻度中毒者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力,血液碳氧血红蛋白浓度可高于10%:中度中
毒者除上述症状外,还有皮肤粘膜呈樱红色、脉快、烦躁、步态不稳、浅至中度昏迷,血液碳氧血红蛋白浓度可高于 健康频繁抽搐、大小便失禁、休克、肺水肿、严重心肌损害等，血30%:重度患者深度昏危迷、瞳孔缩小、肌张力增强、危害 液碳氧血红蛋白可高于 50%。部 分患者昏迷苏醒后，又可能出现迟发性脑病，以意识精神障碍、锥体系或锥体外
系损害为主。
慢性影响:能否造成慢性中毒及对心血管影响无定论。3P 工作场所最高允许浓度:中国MAC=30mg/mP
急救 吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道畅通。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即 进行人工呼吸，就医。
处理人员戴自给正人员迅速撤离泄漏污染区至上风处，并立即隔离 150m，严格限制出入。切断火源，建议应急漏泄压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加强扩散。喷 雾状水稀释、溶解。构筑围堤收容产处 生的废水。如有可能，将漏出气用排风机排出、装适当喷理头烧掉，也可以用管路导至炉中焚烧。漏气容器要妥善处
理、修复、检验后再用。
储运于阴凉、通风仓间内。仓内温度不宜超过30 ?。远离火种、热源。防止阳光直射。应与氧气、氧化剂等分开存储运 放。切忌混储混运。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。5.2.3.2评价因子筛选
根据上述物质危险性识别结果，确定风险评价因子为天然气、甲醇两种物质。 5.2.4生产设施危险性识别
5.2.4.1功能单元划分
根据项目各设施的功能特点和危险物质的分布情况，将本项目分为如下几个功能单元: (1)管道:包括外输联络线、集输气管道及其附属设施等;
(2)站场:包括天然气处理厂、清管站及配套的其他设施等。
5.2.4.2各功能单元危险因素分析
由于本项目的实施过程中所涉及到的功能单元，其潜在的风险事故及危害如表 5.2-7所示。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
表 5.2-7 各功能单元潜在的危害分析
功能单元 主要事故类型 产生原因
因管道本身设计、管材制造、施工、操作运行和管理的各环节存在的缺陷
火灾、爆炸 和失误，导致带压的天然气泄漏后，在空气中形成爆炸性气体，遇火源会
发生火灾、爆炸事故 管道
管道本身设计、管材制造、施工、操作运行和管理的各环节存在的缺陷和天然气泄漏 失误或者因为各种自然灾害而导致的管线破裂
站内管道、设备穿孔、破裂，将导致可燃物质(天然气、甲醇)的泄漏，
泄漏的可燃气体(天然气、甲醇蒸气)遇到火源(明 火、机械火花、静电
火花等)可造成火灾爆炸事故;锅炉熄火或重新点火，炉膛内存在大量的
火灾、爆炸 天然气可导致锅炉爆炸;换热器设计缺陷、制造质量差、焊接质量差，导
致泄漏或材料疲劳，零部件破坏，大量甲醇溢出，发生爆炸;腐蚀使管束
站场 实效或严重泄漏，遇明火发生爆炸;违章操作、操作失误、阀门关闭，引
起超压爆炸等。
因意外原因导致站内设备破坏，大量泄漏的天然气使空气中的氧分含量减
少较多时，抢险人员若没有可靠的预防措施就直接 进入抢险时，将造成人中毒、窒息 员缺氧窒息;甲醇储罐、注醇设备、管道损坏致使甲醇泄漏，可引起人员
中毒。
从表 5.2-7 可以看出，天然气开采及加工工程环境风险诱发因素较多，其中影响范围较广的风险事故主要为输气管线破裂以及甲醇储罐渗漏等，下面将进行重点分析和预测。 5.3源项分析
5.3.1危险因素分析
5.3.1.1站场分离器、汇管和输气管线破裂
(1)站场分离器、汇管破裂
天然气处理厂的设施一般有节流阀、水套加热炉、分离器、汇管等，这些设施匀为密闭高压系统，开采出的原料天然气常伴有地层水，因此，造成分离器、汇管破裂事故的主要原因有:
?有害气体和地层水的内腐蚀作用;
?母体材料缺陷或焊口缺陷隐患;
?意外重大的机械损伤;
?地震、地陷等自然灾害破坏作用。
(2)输气管线破裂
造成输气管线破裂事故的主要原因有:
?内、外腐蚀作用;
?母体材料缺陷或焊口缺陷隐患;
?意外重大的机械损伤;
?地震、地陷、洪水等自然灾害破坏作用。
5.3.1.2甲醇泄漏
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
天然气处理厂内甲醇罐储存的甲醇系有毒有害物质，一旦储罐发生泄漏，不但会危害厂站工作人员和附近人员的身体健康，而且其挥发后遇明火可能引起爆炸、火灾等连锁反应。 5.3.2风险事故发生的概率和危害程度分析
5.3.2.1天然气泄漏
根据有关资料统计，天然气泄漏多发生于管道，其中外力事故中的人为因素较高，由外部人员和管道操作者导致的事故占80%以上，由自然因素造成的事故只占20%以下。此外，腐蚀也是管道泄漏的主要原因之一。
管道事故按破裂大小可以分为 3 类，针孔、裂纹(损坏处直径?20 mm);穿孔(损坏处直径,20mm，但小于管道直径);断裂(损坏处直径等于管道直径)。各种事故发生的概率见表5.3-1。
-3-1-1表 5.3-1 天然气泄漏不同事故发生概率 单位:10次•km•a
序号事故原因针孔/裂纹穿孔断裂总计
1 外部原因0.073 0.168 0.095 0.336
2 带压开孔0.02 0.02 0.04
3 腐蚀0.088 0.001 0.098
4 0.073 0.044 0.01 0.127 施工缺陷和材料缺陷
5 地移动0.01 0.02 0.02 0.050
6 其他0.044 0.01 0.01 0.064
7 合计0.308 0.272 0.135 0.715
-3-1-1由表5.3-1 可以看出，管道事故发生的概率为0.715×10次•km•a，其中针孔/裂纹发生的频率最高，穿孔次之，断裂最少。
根据《天然气输气管道环境风险评价》(向启贵、熊军，中石油西南油气田分公司 天然气研究院，2002)，输气管道泄漏类型中穿孔和破裂分别占事故总数的29%和17%。从欧洲1970,1992输气管道事故的统计数据看，管道泄漏事故引起火灾的可能性为2.7%，穿孔事故引起火灾的可能性为1.9%，管径小于406mm的管道破裂后着火的可能 性为9.9%，管径大于406mm的管道破裂后着火的可能性为23.5%。
根据 American Petroleum Institute(Risk based resource document,S,(API PR581，2000(天然气泄漏后发生蒸汽云爆炸的概率为4.0%。综上所述，本次风险评价的管线管径为508mm，
-3-1-3长10km，本项目管道破裂的概率为1.40×10次•a，泄漏后未着火的概率为1.07×10次-1-3-1-3•a，泄漏后着火的概率为0.33×10次•a，泄漏后发生蒸汽云爆炸的概率为0.06×10次-1•a。
5.3.2.2甲醇储罐泄漏
目前，最大可信事故概率主要通过国内外同类产品、装置历史事故资料的调查、分析和类比获得。根据《环境风险评价实用技术、方法和案例》(胡二邦)，甲醇储罐容器泄漏概
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 率见表5.3-2。
表 5.3-2 容器泄漏概率表
泄漏部件 泄漏模式 泄漏概率
-4泄漏孔径1mm 5.00×10/a
-5泄漏孔径10mm 1.00×10/a
-6容器 泄漏孔径50mm 5.00×10/a
-6破裂 1.00×10/a -5破裂(压力容器) 6.50×10/a 5.3.2.3气田水事故危害可能性
由于回注井在钻井过程中，采取先下钢套管，然后水泥从下向上封固井壁和套管之 间空隙工艺方法，因此回注井破壁和坍塌的可能性很小，又由于废水回注时采用储罐储 存，设备损坏时回注废水进入储罐，回注站沉降罐区设围堰，并对罐区基础和污水污泥 池防渗措施，防渗参考《危险废物贮存污染物控制标准》中的相关要求，因此回注废水 一般不会进入地下其它水层和地表水体，对地下其它水层和地表水体形成危害的可能很 小。 5.3.3最大可信事故
最大可信事故是指在所有预测的概率不为零的事故中，对环境(或健康)危害最严重的重大事故。根据以上分析，确定该工程最大可信事故源项如下:
表5.3-3 最大可信事故源项
事故源项 主要污染物质 泄漏量(t) 释放时间(h) 备注
30.3 0.5 外输管线破裂 天然气 天然气处理厂至蟠龙清管站
30.3 0.5 集输管线破裂 天然气 梁村清管站至天然气处理厂
通过事故类比调查及国内外油气田勘探开发的类比资料分析，结合本项目工程分析、周边环境、主要物料危险性识别、生产设施危险性识别以及工艺过程危险因素分析，确定本项目的最大可信事故为:天然气处理厂至蟠龙清管站外输联络线破裂和梁村清管站至天然气处理厂集输管线破裂，导致大量天然气泄漏，引起甲烷窒息及火灾爆炸事故;天然气处理厂甲醇储罐泄漏、发生火灾爆以及烟气的次生污染事故。
5.4源强计算及后果预测
风险事故的发生往往具有意外性、突发性和危险性，失控后容易引起严重后果，本次评价以外输联络线泄漏和甲醇储罐泄漏为主要环境风险影响预测内容。根据评价区域近年气象统计资料，评价区域主导风向为NW，D稳定度频率出现较高，平均风速为1.8m/s。评价中假定事故发生在最不利的 F 稳定度、小风、静风条件下。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 5.4.1预测因子及计算方法
5.4.1.1天然气事故性释放事件树分析
事故性释放的天然气，在扩散过程中可能发生的情况如图5.4-1 所示。当事故性释放的天然气浓度达到爆炸极限时，可能立即着火，形成喷射燃烧，对周围造成热辐射危 害;也可能在扩散稀释过程中着火或爆炸，对周围造成冲击波危害;或者经扩散稀释低于爆炸极限下限，仅污染周围环境空气，造成甲烷窒息。本次评价中对火灾爆炸情况下的冲击波和热辐射伤害不进行评价，有关内容以安评结论为准。
是 天喷射燃烧(热辐射危险距离) 然立即燃烧 是 气着火或爆炸(危险距离)
释 否 立即燃烧 喷射扩散 放
否 污染大气环境(窒息距离)
图 5.4-1 天然气释放事件树
5.4.1.2事故危害因子阈值选择
(1)甲烷危害
甲烷不同浓度的危害见表5.4-1。
3表 9.4-1 甲烷不同浓度对应的危害 单位:mg/m 窒息浓度 爆炸下限浓度 工作场所最高允许浓度
172785(25%体积比) 34557(5%体积比) 300
(2)CO
CO危害因子阈值见表5.4-2。
3表 5.4-2 CO 危害因子阈值 单位:mg/m 立即威胁生命和健康浓度半致死浓度 LC50 工作场所最高允许浓度 居住区最高允许浓度 (IDLH)
2069 1700 30 3.0 5.4.1.3事故后果计算方法
(1)天然气泄漏速率
假定事故状态时，天然气为处于理想状态气体，气体泄漏速度QG 按下式计算:
式中:Q —气体泄漏速度，kg/s; G
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P —容器压力，Pa;
Cd 为气体泄漏系数，当裂口形状为圆形时取 1.00，三角形时取 0.95，长方形时
取0.90;
2A—裂口面积，m;
M—分子量;
R —气体常数，J/(mol•k);
T —气体温度，K; G
Y—为流出系数，对于临界流Y=1.0 对于次临界流按下式计算:
次临界流按下式判断:
式中:P —容器内介质压力，Pa;
P—环境压力，Pa; 0
k —气体的绝热指数(热容比)，即定压热容CP与定容热容CV之比。 (2)喷射扩散
天然气释放后喷射的气流是圆锥形的，并在管线上方一个虚拟的点源处发生明显的偏
移，释放的气体由于混合作用被稀释，在喷射气体宽度方向上气体的浓度及平均流速符合高
斯公式。
3式中:C —计算点(x，y)处喷射物的浓度，kg/m;
u —计算点(x，y)处的喷射速度，m/s;
3C —喷射点(0，0)处喷射物的最大浓度，kg/m; m
u —喷射点(0，0)处喷射物的最大喷射速度，m/s; m
x —计算点到喷射点的轴线距离，m;
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y —计算点到喷射点的垂距离，m;
b1，b2 为分配系数。
(3)多烟团叠加模式
根据物质泄漏的突发性、有毒蒸气扩散的移动性等特点，评价采用多烟团叠加模式来预测下风向落地浓度。即将?t时间内排放的污染物看成是一个瞬时烟团，其排放量为θ•?t=iθ，为了求得连续源在下风向的落地浓度，可以把T时段内连续排放造成的下风向落地浓度看作若干个?t时间的瞬时烟囱在该点造成的浓度叠加。
计算下风向落地浓度的多烟团模式为:
式中:θi —第i个烟团的质量，mg;
3C(x，t-t)—t时刻i烟团在下风向x米处的浓度贡献，mg/m; i0
σσσ —烟团的扩散参数，m; xyz
t-t —烟囱运行的时间，s; i0
t —第 i 个烟团释放开始时刻; i0
n —释放烟团个数;
x —下风向落地浓度点距烟团的排放点下风向轴线的距离，m;
u —烟团排放高度处的平均风速，m/s;
H —有效排放高度，m。
5.4.2天然气管线泄漏风险预测
5.4.2.1预测参数选取
(1)事故假定:
? 根据同类项目事故统计分析结果，天然气管道的事故主要分为裂纹、穿孔和破裂。假定事故发生时，天然气处理厂至清管站外输管线(或梁村清管站至天然气处理厂集输管线)两端的截断阀自动关断，并通过两端放空火炬点燃放空，以最大限度地减小天然气泄漏可能引发的危险、危害，泄漏管道即可被简化为一个固定容积的刚性容器，忽略由于管道泄漏而引发的管道内部气体的宏观流动。
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? 最大释放体积按该段集气管道的最大容积计算。
? 泄漏时间以30min 计。
? 管道沿线呈线源，由于泄漏只发生在管道某一处，计算时污染源以点源记。
? 管道破裂发生在某处，假定管线断裂裂口为长方形，裂口长508mm，宽100mm。
? 工程输送介质为天然气，在进行后果模拟计算时，把天然气视为甲烷，不考虑其他组分对天然气性质的影响。
(2)天然气释放量
本项目梁村清管站至天然气处理厂集输管线长15.6km，外径508mm，壁厚8.0mm，压力5.8Mpa，管线中途不设截断阀室。环境压力取0.1MPa，平均输气温度318K，标况下天然
3气密度为0.7174 kg/m，根据理想气体状态方程，管道内天然气最大在线量为123.32t。 管道破裂后位于天然气处理厂和清管站的截断阀自动关闭，并同时通过火炬放空，故假定泄漏到空气中的天然气占总在线量的1/3，即天然气最大释放量为41.11t。
(3)天然气泄漏速率
假定管线裂口为长方形，裂口长508mm，宽100mm，管线系统的泄漏源强根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T 169-2004)中有关气体的泄漏公式进行确定。气体泄漏速度 Q 按下式计算: G
式中:P —输送压力，5.8 MPa;
C —气体泄漏系数，当裂口形状为圆形时取1.00，三角形时取0.95，长方形时d
取0.90;
22A —裂口面积，m，根据假定为 0.0508m;
M —分子量，甲烷为 16;
R —气体常数，8.314J/(mol•k);
T —气体温度，K，取 318K; G
Y —流出系数，对于临界流 Y=1.0;天然气的流速在音速范围，属临界流，Y取1.0。
k —气体的绝热指数(热容比)，天然气为 1.3。
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由上述公式求出管线破裂时天然气的初始泄漏速率为391.49kg/s，根据假定泄漏时间(30min)和理论泄漏量，平均泄漏速率为4.3kg/s。甲烷含量按94.51%计算，具体泄漏速率见表5.4-5。
(4)CO 释放量
假定管道泄漏后遇明火发生火灾爆炸，燃烧时间同上，以30min计。天然气不完全燃烧产生的CO释放量以下式计算:
G=2330qC CO
式中:Gco —一氧化碳产生量，g/kg;
C —物质中碳的质量百分比含量，%，取72%;
q —化学不完全燃烧值，%;取 10%。
根据上式，在不完全燃烧情况下，伴生/次生CO的释放量为167.76g/kg，结合上述天然气泄漏速率(4.8 kg/s)，CO的释放速率为0.81 kg/s。
表 5.4-5 梁村清管站至天然气处理厂集输管线泄漏或火灾爆炸基础参数
平均泄漏速率2名称 裂口面积(m) 初始泄漏速度(kg/s) 源类型 源高 (kg/s) 集输管线 CH 391.49 4.3 5m 点源 40.0508 CO / 0.73 点源 5m 5.4.2.2危险距离预测计算与评价
(1)污染物在大气中扩散
根据风险识别结果，确定风险预测评价因子为甲烷、CO，预测事故发生30min内下风向最大瞬时浓度。
本次评价考虑泄漏泄漏发生 5、10、15、20、25、30min 时，在 D、F 稳定度、静风(0.5m/s)、小风(1.5m/s)、多年平均风速(1.8m/s)条件下，甲烷和 CO 对下风向的影响范围。
预测计算采用EIAPROA2008中风险预测模块进行。预测结果见表 5.4-6、表 5.4-7。
表 5.4-6 不同气象条件下管道泄漏后甲烷对下风向的影响范围一览表
稳定爆炸下限浓度距风速时刻最大落地浓度窒息浓度距离工作场所容许浓度距离出现距离(m) 3(m/s) 度 (min) (mg/m) (m) 离(m) (m)
5 8.92521 116.3 / / /
10 57.67398 170.2 / / /
15 78.5817 190.1 / / / D 20 86.33394 197.5 / / /
25 89.73378 200.5 / / /
30 91.46376 201.9 / / / 0.5 5 0 125.0 / / /
10 0.153 234.0 / / /
15 3.40092 320.9 / / / F 20 9.95481 386.5 / / /
25 16.14474 434.5 / / /
30 20.7738 468.9 / / /
119
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 5 0.09108 433.3 / / / 10 13.98141 753.9 / / / 15 36.83034 1068.3 / / / D 20 46.14858 1356.1 / / / 25 47.24496 1498.5 / / / 30 47.24532 1498.8 / / / 5 95.8185 361.8 / / / 1.5 10 429.6366 681.3 / / 678.2415 455.2611 816.0 / / 1005.75F 20 455.2611 816.0 / / 1309.7725 455.2611 816.0 / / 1566.7230 455.2611 816.0 / / 1611.455 3.65724 478.7 / / / 10 42.63984 856.8 / / / 15 55.68426 1182.5 / / / D 20 55.90395 1223.2 / / / 25 55.90395 1223.2 / / / 30 55.90395 1223.2 / / / 5 208.3396 426.8 / / / 1.8 10 422.0856 765.1 / / 807.4815 422.1098 766.6 / / 1173.42F 20 422.1098 766.6 / / 1396.825 422.1098 766.6 / / 1396.9830 422.1098 766.6 / / 1396.98
表 5.4-7 不同气象条件下管道泄漏燃烧后伴生 CO 对下风向的影响范围一览表 风速稳定预测时刻最大落地浓度 出现距离 半致死浓度距IDLH距离 工作场所容许浓度居住区最高允许浓
(m/s) 度 (min) (mg/m3) (m) 离(m) (m) 距离(m) 度距离(m) 5 1.6065 116.3 10 10.38132 170.2 365.4 15 14.14467 190.1 513.36 D 20 15.54012 197.5 620.73 25 16.15212 200.5 700.56 30 16.46343 201.9 759.96 0.5 5 0 125.0 10 0.02754 234.0 15 0.61218 320.9 F 20 1.7919 386.5 25 2.9061 434.5 491.94 30 3.73932 468.9 677.61 5 0.01638 433.3 10 2.51667 753.9 15 6.62949 1068.3 1143.09 D 20 8.30673 1356.1 1522.98 25 8.5041 1498.5 1883.52 30 8.50419 1498.8 2231.28 1.5 5 17.24733 361.8 373.86 10 77.33457 681.3 702.45 757.08 15 81.94698 816.0 1042.92 1123.11 F 20 81.94698 816.0 1371.87 1482.84 25 81.94698 816.0 1691.73 1838.61 30 81.94698 816.0 2001.24 2191.32 5 16.81569 647.5 856.35 10 16.81614 647.9 1604.61
1.8 D 15 16.81614 647.9 2277.9 20 16.81614 647.9 2836.8 25 16.81614 647.9 3015.09
120
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
30 16.81614 647.9 3015.18
5 59.34798 632.6 739.26 803.52
10 59.34798 632.6 1388.88 1559.25
15 59.34798 632.6 1562.67 2295.63 F 20 59.34798 632.6 1562.67 3018.42
25 59.34798 632.6 1562.67 3729.6
30 59.34798 632.6 1562.67 4429.98
? 甲烷的影响预测
根据预测结果:在 0.5m/s 风速、F 稳定度条件下，甲烷下风向最大落地浓度值
323.082mg/m，出现距离为468.9m;在 1.5m/s 风速、F稳定度条件下，甲烷下风向最大落地
3浓度值455.2611mg/m，出现距离为 816m;在 1.8m/s 风速、F 稳定度条件下，下风向最大
3落地浓度值 422.1098mg/m，出现距离为 766.6m。其最大落地浓度均未超过甲烷窒息浓度，不会影响周边居民生命安全。
? CO 影响预测
根据预测结果:在 0.5m/s 风速、F 稳定度条件下，CO 下风向最大落地浓度值
33.73932mg/m，出现距离为468.9m;在 1.5m/s 风速、F稳定度条件下，CO 下风向最大落
3地浓度值81.94698mg/m，出现距离为 816.0m;在 1.8m/s 风速、F 稳定度条件下，下风向
3最大落地浓度值 59.34798mg/m，出现距离为 632.6m。
在假定的预测气象条件下，下风向 CO 最大落地浓度未超出 CO 半致死浓度和立即威胁生命和健康浓度(IDLH)，不会影响周边居民的生命安全。但由于该浓度超过了工作场所最高允许浓度和居住区最高允许浓度，将在短时间内对环境空气产生一定的影响，因此建设单位应做好应急响应工作，一旦发生事故，应及时做好影响范围内居民的疏散和风险防范工作。
5.4.3甲醇储罐泄漏有害气体扩散预测
(1)气体源强
选择拟建天然气处理厂内 200m?甲醇储罐作为泄漏源，假设罐体发生破裂，罐内甲醇外泄于储罐组防火堤内，形成的最大液池面积 960 ?，假定 20min内泄漏甲醇全部回收进罐或使用泡沫覆盖。泄漏参数及对应质量蒸发量见表 5.4-8。
表 5.4-8 甲醇储罐泄漏质量蒸发速率估算 5 2序号 液池面积(m) 液体表面风速(m/s) 环境温度(?) 大气稳定度 质量蒸发速率(kg/s)
1 不稳定(A,B) 0.0468
2 0.5 中性(D) 0.0553
3 稳定(E,F) 0.0606
4 960 9.5 0.1149 不稳定(A,B)
5 1.5 中性(D) 0.1300
6 稳定(E,F) 0.1366
7 1.8 不稳定(A,B) 0.1334
121
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
8 中性(D) 0.1498
9 稳定(E,F) 0.1563
(2)评价标准
以危害的不同浓度阈值作为评价标准，见表5.4-9。
表 5.4-9 不同浓度阈值所对应的危害 3危害物名称 空气中浓度(mg/m) 对人体危害程度
83776 半致死浓度(LC50)
甲醇 33250 IDLH 浓度
50 车间最高容许浓度
(3)预测模式
采用《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)推荐的多烟团模式计算。结合表5.4-8 预测参数，其在相应条件下 10min、20min 后甲醇进入空气对外环境造成的影响。
(4)预测结果
评价采用 RiskSystem 软件进行预测，结果见表 5.4-10。
3表 5.4-10 甲醇扩散对下风向的影响范围 单位:mg/m
最大落地浓度半致死浓度范围车间容许浓度序号 风速(m/s) 稳定度 预测时刻(min) 出现距离(m) IDLH(m) 3(mg/m) (m) (m) 1 10 85.78 3.2 / / 12.6 A-B 2 20 85.79 3.2 / / 12.6 1 10 5081.73 2 / / 41.9 0.5 D 2 20 5082.11 2 / / 42 1 10 16310.02 1.6 / / 65.7 F 2 20 16311.30 1.6 / / 66.6 1 10 4241.70 7.5 / / 135.4 A-B 2 20 4241.70 7.5 / / 135.4 1 10 26951.11 5.3 / / 312.4 1.5 D 2 20 26951.11 5.3 / / 371.8 1 10 102371.66 4.6 4.9 9.5 303.7 F 2 20 102371.66 4.6 4.9 9.5 574.6 1 10 3359.22 9.1 / / 132.9 A-B 2 20 3359.22 9.1 / / 132.9 1 10 22585.81 6.4 / / 344.2 1.8 D 2 20 22585.81 6.4 / / 363.1 1 10 89912.31 5.5 5.7 6.3 359.2 F 2 20 89912.31 5.5 5.7 6.3 675.8
根据预测结果:事故发生后 10~20min 时刻，甲醇下风向半致死浓度、IDLH 浓度和车间容许浓度的最大范围均出现在 F 稳定度、平均风速条件下，其中半致死浓度范围为5.7m;IDLH 浓度范围为 6.3m;车间容许浓度范围为 675.8m。
(5)对敏感目标的影响分析
甲醇短时大量吸入出现轻度眼及上叫激症状;经一断时间潜伏后出现头痛、头晕、乏力、眩晕、酒醉感、意识朦胧、谵忘，甚至昏迷。视神经及视网膜病变，可有视物模糊、复视等，重者失明。
根据表5.4-10可知，在各预测参数条件下，半致死浓度范围和 IDLH 浓度范围均出现在站场区域，对最近130m处宋家沟村居民不会构成生命威胁。同时，在一定的气象条件下，
122
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 甲醇的扩线可能导致下风向空气中甲醇浓度超出车间最高容许浓度标准，对环境空气造成一定污染。因此，一旦发生甲醇泄漏事故，应及时疏散站场下风向居民。 5.4.4甲醇储罐火灾爆炸有害气体扩散影响预测
(1)气体源强
3选择天然气处理厂内 200m甲醇产品罐为着火源，假设储罐上顶炸掉，开口燃烧，储存率 80%，假定 5%甲醇起火爆炸不完全燃烧产生 CO。爆炸发生量为 6.3t。其储罐直径
3D=7.0m，罐高 H=6.0 m，甲醇密度 790kg/m。假定事故发生后安全系统报警，操作人员在 30min 内采取措施使事故得到控制。
根据《建设项目环境风险评价技术导则》，次生 CO 产生量的计算公式为:
式中:G—CO 产生量，kg; co
B—消耗燃料量，t;
C—燃料含碳量，37.5%;
Q—不完全燃烧值，取10%;
经计算，本项目甲醇储罐火灾爆炸事故源强数据见表5.4-11。
表 5.4-11 甲醇储罐发生火灾爆炸事故产生CO源强
排放参数 源类型 排放源名称 CO 污染物源强(kg/s) 排放规律 2H(m) T(min) TS(?) S(m) 31具200m 面源 0.31 连续 6.0 30 180 38.5 甲醇储罐爆炸燃烧
(2)评价标准
以危害的不同浓度阈值作为评价标准，见表 5.4-12。
表5.4-12 不同浓度阈值所对应的危害
危害物名称 空气中浓度(mg/m3) 对人体危害程度
2069 半致死浓度(LC50)
CO 1700 IDLH 浓度
30 车间最高容许浓度
(3)预测模式
采用多烟团模式，计算 B、D、F 稳定度下，静风(0.5 m/s)、小风(1.5m/s)和平均风速(1.8m/s)条件下，事故发生 10min、20min、30min 后 CO 进入空气对外环境造成的影响。
(4)预测结果
甲醇储罐发生火灾爆炸后，CO 在大气中的扩散浓度预测见表 5.4-13。泄漏事故发生后，物料向大气转移量的大小取决于释放面积、释放时间、物质的饱和蒸汽压、当地地形以及环
123
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 境大气的气象条件(风向、风速和稳定度)。释放源强随风速增大有明显的增大，不稳定态下的扩散大于稳定态。扩散后，大气污染程度在静风和小风气象条件下以近距离范围内为主，有风条件下大气受污染范围距离相对较大。
3表 5.4-13 CO 扩散对下风向的影响范围 单位:mg/m
最大落地浓度车间最高容许浓度 稳定度 风速(m/s)预测时刻( min) (m)IDLH 浓度(m) 出现距离(m) LC503(mg/m) (m)
10 1077.95 4.9 / / 67.6
B 20 1078.07 4.9 / / 67.7
30 1078.09 4.9 / / 67.8
10 1248.07 11.7 / / 166.5
0.5 D 20 1249.16 11.7 / / 171.8
30 1249.35 11.7 / / 172.7
10 628.40 27 / / 244.9
F 20 631.45 27 / / 270.5
30 631.98 27 / / 275.0
10 1769.27 12.8 / 13.7 308.2
B 20 1769.27 12.8 / 13.7 308.2
30 1769.27 12.8 / 13.7 308.2
10 3364.84 12.8 15.3 15.9 503.4
1.5 D 20 3364.84 12.8 15.3 15.9 503.4
30 3364.84 12.8 15.3 15.9 503.4
10 8390.39 12.8 40.2 51.3 787.4
F 20 8390.39 12.8 40.2 51.3 1393.7
30 8390.39 12.8 40.2 51.3 1423.9
10 1404.59 15.3 / / 277.6
B 20 1404.59 15.3 / / 277.6
30 1404.59 15.3 / / 277.6
10 2733.71 15.3 17.5 18.2 452.6
1.8 D 20 2733.71 15.3 17.5 18.2 452.6
30 2733.71 15.3 17.5 18.2 452.6
10 6989.81 15.3 33.2 47.9 913.2
F 20 6989.81 15.3 33.2 47.9 1245.9
30 6989.81 15.3 33.2 47.9 1245.9
根据预测结果:事故发生后 10~30min 时刻，CO 下风向半致死浓度和 IDLH浓度最大范围均出现在 F 稳定度、小风条件下，分别为 40.2m 和 51.3m;CO工作场所最高允许浓度超标范围也出现在 F 稳定度、小风风速条件下，为1423.9m。
(5)对敏感目标的影响分析
从表 5.4-13 可以看出，事故条件下，本项目甲醇火灾爆炸不完全燃烧排放 CO会对下风向居民造成一定影响，但其半致死浓度范围和IDLH浓度范围均限于厂区范围内，不涉及项目周边的史家洼居民，在及时做好事故应急处置和居民疏散的前提下，不会发生CO致死事故。因此，在项目运行过程中必须采取措施尽早发现泄漏事故并予以排除，一旦发生火灾爆炸事故，应立即采取切断源头等措施，并做好周边居民的疏散转移工作，以使对环境的影响降到最低。
5.4.5储罐泄漏对地表水体的影响
根据《储罐区防火堤设计规范》(GB50351-2005)、《化工建设项目环境保护设计规范》
124
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 (GB50483)等要求，本项目天然气处理厂储罐区外围设置防火堤(围堰)。天然气处理厂围堰规格见表 5.4-14。
表 5.4-14 天然气处理厂储罐区围堰规格一览表
站场 储罐区尺寸 罐区内容积 3天然气处理厂 24m×24m×1.2m 690 m
由于多罐同时发生泄漏的可能性极小，评价假设事故状态下仅 1 具储罐破裂泄漏，分析围堰内容积满足事故存液量的可行性，见表5.4-15。
3表5.4-15 天然气处理厂围堰内容积设置可行性论证表 单位:m
站场 事故类型 罐容 最大泄漏量 消防水量 容积要求 堤内容积 可行性
甲醇储罐泄漏 200 180 486* 666 690 可行 天然气处理厂 污水罐泄漏 500 400 / 400 690 可行
注:天然气处理厂消防水量按 45L/s，历时时间 3h 设计。
根据表 5.4-15 可知，事故状态下，天然气处理厂事故围堰内的有效容积大于泄漏和消防水总量。可不设事故池并确保泄漏液体不出站，避免对地下水和土壤环境造成影响。一旦发生泄漏事故，泄漏甲醇和消防废水可收集进入污水罐储存，然后由厂内延北甲醇污水处理厂进行处理，不外排。
5.5 风险评价
5.5.1风险值
风险值是风险评价表征量，包括事故的发生概率和事故的危害程度。定义为:
风险值的单位采用“死亡/年”，通常事故危害所致风险水平可分为最大可接受水平和可忽略水平。在工业和其它活动中，各风险水平及其可接受程度见表 5.5-1。石油工业为高风险行业，各国石油工业可接受风险值及推荐值见表 5.5-2。
表 5.5-1 各种风险水平及其可接受程度
风险值(死亡/a) 危险性 可接受程度 -3 10数量级 操作危险性特别高，相当于人的自然死亡率 不可接受 -410 数量级 操作危险性中等 必须立即采取措施改进 -510 数量级 与游泳事故和煤气中毒事故属同一量级 人们对此关心，愿采取措施预防 -6 10数量级 相当于地震和天灾的风险 人们并不关心这类事故发生 -7-810,10数量级 相当于陨石坠落伤人 没有人愿为这种事故投资加以预防
表 5.5-2 石油天然气工业可接受风险值(死亡/年) 行业参考值 建议标准值 -5美国 30.3× 10 -5-5英国 9.52× 10 8.33× 10 -5中国(80 年代)8.81× 10
5.5.2计算公式
风险计算采用《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)推荐公式计算。
125
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
R = P × C
式中:R—风险值;
P—最大可信事故概率(事件数/单位时间);
C—最大可信事故造成的危害(损害/事件);
5.5.3计算结果
根据之前的风险预测结果，本工程发生外输管道破裂事故可能造成的伤亡后果较其他风险事故较大，故以外输管线破裂事故风险值来评价本工程环境风险的可接受性。
-7根据相关资料，九十年代后美国天然气管道事故造成人死亡的概率为2.7×10死亡/(次
-3-1•km)，本次风险评价中集输管线和外输联络线的破裂概率为1.40×10次•a，由此计算最
-8-5大可信事故的风险值为0.43×10死亡/a，小于化工行业风险值8.33×10死亡/a，因此，本工程的环境风险是可以接受的。
实际上，风险评价中的事故类型从陕北、内蒙天然气开发鲜有发生，这与该地区地质结构稳定，不易发生地震、地裂和地陷等自然灾害有关。但是，即使该建设工程发生风险事故的可能性很小，建设单位不能因此而忽视安全生产，而是要严格遵守建设、生产过程中的有关安全规定和环境管理要求，防止发生风险事故。
5.6 风险事故的预防和处置措施
由于环境风险事故会对局部环境造成严重危害，因此必须采取必要的预防措施，避免事故发生或最大程度地降低事故造成的危害。对于人为因素引起的事故，可以通过提高作业人员技术素质、加强责任心教育以及采取技术手段和管理手段加以避免;而对于自然因素导致的事故，主要靠采取各种措施，配备必要设备来预防。
5.6.1风险管理措施
(1)严格执行国家安全卫生标准规范及相关的法律法规，在进行地面开发建设的同 时，对安全、防火、防爆、劳动保护等方面进行综合考虑;
(2)制定安全生产方针、政策、计划和各种规范，完善安全和安全操作规程，建立健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章制度标准;
(3)对施工单位及个人定期进行环保安全教育，增强职工的环保意识和安全意识;
(4)在施工过程、选材等环节严守质量关，加强技术工人的培训，提高操作水平;
(5)在作业前进行隐患分析评估，制定切实可行的措施计划，在作业过程中严格监督检查，定期考核，从源头上解决安全隐患问题;。
126
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
(6)风险管理是一个动态的、循环的过程，应对不断变化的风险进行评价，并对相应安全维护措施做出调整。风险管理过程见图 5.6-1。
图5.6-1 风险管理过程示意图
5.6.2技术防范措施
5.6.2.1管线泄漏的防范措施
(1)施工期事故防范措施
? 严格按照《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)和《输气管道工程设计规范》(GB50251-2003)进行选线，施工前对选线区域进行详细的地质勘查，尽量避开可能发生地质灾害的地段，避让村庄等环境敏感点。
?管线尽可能沿道路布设，以便于维护和事故处理。设计敷设线路时应避开洪水汇集口，管线敷设深度应在冻土层以下。
?管线敷设前，加强对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格管材。
?为减轻输气管线的内外腐蚀，外部可采取防腐涂层，内壁也可采用涂层或定期加注缓蚀防腐剂，还可采用电极保护。
?当管线经过坡地、冲沟、陡坎、易坍塌、易冲刷等不良地段时，应采取挡土墙、坡面防护、冲刷防护、滑坡错落整治、拦石网工程、换填渗水土和加强排水等相应的环保及水土保护措施，以防止因地质或自然灾害引发的管线泄漏事故发生。
?管线的穿跨越段应加厚管壁以提高管道强度，防止因质量缺陷造成的泄漏事故发生。
?管线穿越活动断裂带时，应确定断层走向，使管道与断层保持合理交角，使埋地管线
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 在断层错位作用下单纯受拉，增加管线抵抗断层位移和保持管身结构完整的能力。
?建立施工质量保证体系，提高施工检验人员的水平，确保施工质量。在施工过程中，加强监理，发现缺陷及时正确修补并做好记录。
?贯彻《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，在管线敷设线路上设置永久性标志，以提醒人群避免在管线两侧50m内建设大型工程以及取土、打井和种植根深植物。
(2)运行期事故防范措施
?在集输过程中，定期清管，以减轻管道内的腐蚀。
?定期用检测仪器对输气管线管壁的厚度进行减薄测试，壁厚低于规定要求管段应及时更换，消除暴管隐患。
?在有条件的地方安装自动控制装置，时刻检测管线的压力变化情况，对管线泄漏事故及时发现，及时处理;
?定期检查截断阀、安全阀等管道安全防护系统，使管道在超压时能够得到安全处理，将危害影响范围减小到最低程度;
?加大巡线频率，提高巡线的有效性，发现对管道安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并及时向上级汇报。
(3)管线事故防范管理措施
? 在管道系统投产运行前，应制定出正常、异常或紧急状态下的操作手册和维修手册，并对操作和维修人员进行培训，持证上岗，避免因严重操作失误而造成的事故;
?制定应急操作规程，在规程中说过发生管道事故应采取的操作步骤，规定抢修进度，限制事故的影响，另外还应说明与管道操作人员有关的安全问题;
?通过定期进行安全活动提高操作人员的安全意识，及时识别事故发生前的异常状态，并采取相应的措施;
?对管道附近的居民加强教育，进一步宣传贯彻、落实《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，减少、避免发生第三方破坏的事故;
?管线穿越公路铁路两侧应设置警示牌。
?制定事故应预案，配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。 5.6.2.2站场防洪措施
?严格按照《油气集输设计规范》(GB50350-2005)中有关防洪防汛进行站场防洪设计;站场防洪标准按照洪水重现期 10~25 年设计;
?应在技术经济合理的情况下，在区域防洪设计的基础上适当提高站场场地标高， 或
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?防洪设计的洪水流量及相应的设计洪水水位应当按照当地水文站的实测资料， 缺乏实测资料时，应会同有关部门进行深入实际调查合理确定。设计洪水水位还应包括 壅水高度;
?站场场地的防洪设计标高应比按防洪设计标准计算的设计洪水水位高 0.5m，在 淤积严重区域，还应计入淤积高度;
?站场四周修建挡水墙，适当提高出入口地平高度，确保站内发生泄漏或火灾事 故时，泄漏泄题或消防水集中在站内，不流出站外;
?制定《防洪防汛应急预案》。
5.6.2.3天然气处理厂安全保护装置设置
?天然气处理厂选址尽量避开集中居民区以及复杂地质段，以减少由于天然气泄 漏引起的火灾和爆炸事故对居民的危害;
?严格按防火规范进行厂区平面布置，厂内电气设备及仪表按照防爆等级要求选 用相应的设备;
?选用高质量的设备、管件、阀门等，避免因设计不当引起腐蚀与泄露。建设单 位在安装过程中严格保证安装质量，生产单位在运行过程中严格操作管理和日常维护，严防生产、维修和储运过程中物料的跑冒滴漏发生;
?严格按照可研报告要求，建设紧急停车系统、生产监控超限报警系统、安全泄压和放空系统、有毒气体探测系统、防爆电气设备、防雷静电接地系统、应急电源、防腐和阴极保护系统、通风系统、电视监控系统、安防系统等;
?严格按照《石油天然气工程设计防火规范》和可研报告要求建设火灾报警系统、可燃气体检测报警系统、消防设施、防护服、安全防护、逃生和救生设施等。
?在容易发生事故或危险性较大得场所，及其它有必要提醒人们注意安全的场所，应按GB2894《安全标志及其使用导则》的要求设置安全标志;
? 在厂区内设置风向标，以便在事故状态进行有效的疏散和撤离。 5.6.2.4甲醇贮运过程风险防范措施
(1)依据《危险化学品安全管理条例》有关要求，在甲醇储罐以及运输车辆车身醒目位置标注“危险品”标识;
(2)加强对运输车辆的车检工作，保证上路车辆车况良好;
(3)甲醇运输车辆应配备必要的事故急救设备和器材，如手提式灭火器、急救箱等;
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(4)运输车辆在行驶过程时，必须严格遵守交通、消防、治安等法规，根据道路的实际状况控制车速，保持与前车的安全距离，严禁违章超车，随意停车，并尽量避免紧急制动，确保行车安全;
(5)一旦发生危险品运输泄漏事故，由当事人或目击者通过应急电话，立即通知应急指挥部，由其联络当地环保部门、消防部门及一些有应急事故处理能力的当地部门，及时采取应急行动，确保在最短的时间内将事故控制，以减少对环境的危害;
(6)危险品运输过程中，道路管理部门应予以严密监控，以便发生情况能及时采取措施。
5.6.2.5回注水事故预防措施
(1)对罐区基础采取防渗措施，防渗参考《危险废物贮存污染物控制标准》中的相关要求，防止泄漏污水进入地下水。
(2)对设备、管线采取严格的防腐措施。
(3)运行过程中，加大站场以及管线的管护和巡查力度，杜绝泄漏事故的发生。 5.6.3事故应急处置措施
5.6.3.1天然气处理厂事故应急处置措施
(1)原料气泄漏应急处置措施
?原料气过滤器因腐蚀而泄漏，脱水塔因维修不当而泄漏，应打开其旁通阀，关闭其进出口阀，开启其放空阀泄压。
?原料气、产品气管线、设备的焊缝、甩头、仪表短接因腐蚀而引起的泄漏，应按联锁程序将脱碳、脱水单元紧急停车，或者手动打开装置前原料气压力调节阀、联锁阀，将原料气排放至放空系统;关闭原料气分离器前联锁阀，净化器出装置的联锁阀，脱水溶液至再生系统联锁阀;停溶液循环泵;关吸收液进塔流量控制阀及手动阀;同时向调度室汇报，通知下游集气站停止向厂供气。
?一旦发生中毒事故，马上通告调度派救护车进入生产区，同时抢救人员戴好防 毒面具，把中毒者救出现场，移至通风良好处，对呼吸及心跳停止者，立刻做人工呼吸，直至恢复正常或救护车到来。
?根据事故可能危害的范围设置警戒，人员疏散路线朝泄漏处上风向。
(2)甲醇储罐泄漏应急处置措施
?甲醇储罐发生小的一般泄漏，利用沙土覆盖，清理。
?甲醇储罐发生大面积泄漏的应急措施:
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1)罐区甲醇发生大面泄漏事故，应第一时间汇报作业区相关负责人;
2)为防止发生中毒事件，立即组织启动甲醇泄漏应急预案。争取第一时间抢修处理，接到指令的任何人不得拖延、怠慢工作。
3)现场调度必须要做好组织协调、指挥工作确保安全处理事故。应急工作组按照应急职责，履行好各自的职责。
4)首先控制泄漏危险源源头，甲醇泄漏源较大，必要时立即要组织隔离、紧急切断控制甲醇源头倒罐禁止给事故罐进甲醇等工作。施救人员必须佩戴空气呼吸进入现场进行施救。
5)如果因泄漏导致人员中毒，立即把中毒者运送到空气新鲜处进行开展，自救。 中毒者衣着沾甲醇，立即全部脱掉。选择就近洗眼器、喷淋设施冲洗眼部等部位。中毒者呼吸停止者，要立即利用气房室设备开展自救、吸氧。情况危急，立即拨打 120就医。
6)泄漏源得到有效控制切断后，现场警戒。警戒区域及周围 50m范围内，消除所有点火源，使用防爆通讯工具。
7)应急抢险人员进入事故现场时，要佩戴好个人劳动防护用品、防止事故抢险人员发生二次中毒窒息伤害事故。使用防暴工器具进行抢修。抢修现场泄漏甲醇为彻底清理干净后，禁止一切抢修动火施工作业。
8)大面积甲醇泄漏事故，可采用抗溶性泡沫覆盖泄漏物，减少会发;用雾状水稀释泄漏物挥发的蒸汽;用沙土或其它不燃材料吸收泄漏物，利用防火堤回收泄漏稀释甲醇，通过倒罐转移尚未泄漏的液体，防止造成环境污染事故。
9)稀释后的甲醇全部回收进甲醇污水罐，防止发生次生事故。
10)泄漏事故发生后，应及时协调站场周边群众进行疏散撤离，避免造成人员伤亡。参照《常用危险化学品应急速查手册》(中国石化出版社)要求，污染范围不明的情况下，初始隔离至少 100m，下风向疏散至少500m。然后进行气体浓度检测，根据有害蒸气的实际浓度，调整隔离、疏散距离。
?甲醇储罐大面积泄漏，导致发生火灾、爆炸事故后的应急处置措施:
1)甲醇储罐泄漏发生火灾、爆炸事故，必须佩戴空气呼吸器进行操作。争取第一时间进行抢先灭火。
2)首先组织控制现场泄漏危险源源头，必要时立即要组织隔离甲醇源头。应急人员必须佩戴空气呼吸进入现场进行操作。
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3)泄漏源得到有效控制切断后，现场警戒。警戒区域及周围 50m 范围内，组织全部力量进行对发生着火罐区进行抢险施救。
4)灭火时首先利用消防水枪进行着火罐区灭火、降温，另外水枪打水幕给临近罐区降温，防止导致事故再次扩大。如果站内消防力量不足，及时调动周边消防协作力量进行增援灭火。
5)因事故抢险流淌稀释后的甲醇、泡沫混合液，全部进入储罐区防火堤内最终全部回收处理。防止发生次生事故，造成环境污染事故。
6)抢修工作结束后，彻底清理事故现场，防止复燃事故发生。
7)事故发生后应根据事故情况，及时协调站场周边群众进行疏散撤离，避免造成人员伤亡。参照《常用危险化学品应急速查手册》(中国石化出版社)要求，火场内如有储罐、槽车或罐车，隔离距离设置为800m。考虑撤离隔离区内人员、物资，并在区域外划定警戒区。
5.6.3.2集输气管线泄漏应急处置措施
当管道某处有较大泄漏时，全线的流量及压降均发生变化，越接近漏气点的地方下降幅度越大;漏气点前段管道的流量比漏气以前增大，漏点后面管段流量则减少。若管线爆破、裂口，破裂处大量天然气外泄，使全线压力急剧下降。因流速增大，使管道、设备中气流的声响也增大。应采取以下措施:
(1)正确分析判断突然事故发生管段的位置，用最快的办法切断管段上、下游的截断阀，放空破裂管段天然气，同时组织人力对天然气扩散危险区进行警戒，严格控制一切可能发生的火源，避免发生着火爆炸和蔓延扩大;
(2)立即将事故简要报告上级主管领导、生产指挥系统，通知当地公安、消防部门加强防范措施;
(3)组织抢修队伍迅速奔赴现场。在现场领导小组的统一组织指挥下，按照制定的 抢修方案和安全技术措施，周密组织，分工负责，在确保安全的前提下进行抢修;
(4)对一时不能恢复和维持正常输气生产时，应通知各用户。在停输后应利用管道内尚余的气量，针对不同用户的生产、生活特点，分情况进行限额配给，努力减少事故 的间接损失。
5.6.3.3防护及中毒人员急救措施
对发生有毒物质等中毒人员采取下列处置措施，见表 5.6-1。
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表5.6-1 有毒污染物事故急救措施 天然气应急处置措施
皮肤接触:若有冻伤，就医治疗。急救 吸入:将患者移至空气新鲜处，必要时进行人工呼吸。
呼吸系统防护:一般不需特殊防护，特殊情况下佩戴自吸过滤式防毒面具。 眼 睛防护:一般不需要，高浓度接触时可戴安全防护眼镜。 身体防护:穿防静防护 电工作服。
其它:工作场所严禁吸烟，避免长期反复接触，进入罐、限制性空间或其他高浓度区作业，须有人 监
护。
须穿戴防护用具进入现场;排除一切火情隐患;尽可能切断泄漏源;保持现场通风良好;用干砂、泄漏处理 泥土等收集，置于封闭容器内;不得将泄漏物排入下水道。
储运管道运输，远离火种、热源。防止阳光直射，保持容器密封，防止容器损坏。
甲醇应急处置措施
皮肤接触:脱去被污染的衣着，用肥皂水彻底冲洗皮肤。 眼睛接触:提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。 吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保急救措施 持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进 行人工呼吸。就医。
食入:饮足量温水，催吐，用清水或1 %硫代硫酸钠溶液洗胃。就医。
迅速撤离泄漏污染区人员至安全处，并立即隔离，严格限制出入。 建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防毒服。不要直接接触泄漏物。尽可能切断泄漏源，防 止泄漏应急 进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏:用砂土或其它不燃材料吸附或吸收。也可以用大 量处理 水冲洗，洗水稀释后放入废水系统。大量泄漏:进入围堰或事故池收容。用泡沫覆盖，降低蒸气 灾
害。
5.7应急措施
5.7.1应急工作原则
(1)以人为本，减少危害。一切把保障员工和公众的生命和健康作为首要任务，调用所需资源，采取必要措施，最大程度地减少突发事件及其造成的人员伤亡和环境危害。
(2)统一领导，分级负责。在陕西延长石油(集团)有限责任公司应急指挥中心的统一领导下，建立健全环境突发事件应急体制，落实应急职责，实行应急分级管理制度， 充分发挥各级应急机构的作用。
(3)依法规范，加强管理。依据国家有关环保法律法规，在应急工作中，本着对国家、社会、员工和公众环境质量以及高度负责的态度，加强应急管理，使应急工作规范 化、制度化、法制化。
(4)快速反应，协同应对。建立快速应急反应机制，充分利用社会应急资源，实现组织、资源、信息的有机整合，形成统一指挥、反应灵敏、功能齐全、协调有序、运转高效的应急管理机制。
(5)依靠科技，提高素质。利用先进的环境监视、监测、预警、预防和应急处置等技术及装备，充分发挥专家队伍和专业人员的作用，提高处置突发事件的科技含量和指挥水平，避免发生次生、衍生事故;加强宣传和培训教育工作，提高广大员工自救、互救和应对各类突发事件的综合素质。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 5.7.2突发事件总体应急预案
(1)环境突发事件专项应急预案。环境突发事故专项应急预案是为应对发生环境突发事件而制订的应急预案。
(2)环境突发性事件单项预案。单项预案是针对一些单项、突发的紧急情况所涉及的具体行动计划而制订的应急预案。
(3)应急预案体系，包括总体应急预案、专项应急预案(环境突发事件应急预案)、二级单位应急预案和基层单位应急预案。
(4)突发事件总体应急预案框架见图 5.7-1，专项应急预案框架见图5.7-2。根据导则要求，相关环境保护应急预案应包括内容见表5.7-1。
建设单位应根据表5.7-1 要求补充完善现有的应急预案，同时，结合安评报告内容，对地下水风险事故制定相应的有针对性的应急预案，并经过组织评审，审查合格后实施运行。
表 5.7-1 项目环境风险应急预案内容一览表 序号 项目 内容及要求
1 危险源情况 详细说明危险源类型、数量、分布及其对环境的风险
天然气处理厂、集气站、清管站、输气管线、相关环保设施以及村落、水 应急计划区 2 源地。
企业:成立公司应急指挥小组，由公司最高领导层担任小组长，负责现场 全面指挥，专业救援队伍负责事故控制、救援和善后处理 3 应急组织 临近地区:地区指挥部负责企业附近地区全面指挥，救援，管制和疏散
应急状态分类 规定环境风险事故的级别及相应的应急状态分类，以此制定相应的应急响
4 应急响应程序 应程序。
站场:防火灾、爆炸事故的应急设施、设备与材料，主要为消防器材、消 防服等;防有毒有害物质外溢、扩散;中毒人员急救所用的一些药品、器 应急设施设备与材材;设置事故应急池，以防液体化工原料扩散;配备必要的防毒面具。 5 料 临界地区:烧伤、中毒人员急救所用的一些药品、器材。
应急通讯通告与交规定应急状态下的通讯、通告方式和交通保障、管理等事项。可充分利用
6 通 现代化的通信设施，如手机、固定电话、广播、电视等
由专业人员对环境分析事故现场进行应急监测，对事故性质、严重程度均 应急环境监测及事 所造成的环境危害后果进行评估，吸取经验教训避免再次发生事故，为指挥部门提供决7 故后评价 策依据。
应急防护措施 事故现场:控制事故发展，防止扩大、蔓延及连锁反应;清除现场泄漏物，降低危害; 消除泄漏措施及需相应的设施器材配备; 8 使用器材 临近地区:控制防火区域，控制和消除环境污染的措施及相应的设备。
事故现场:事故处理人员制定毒物的应急剂量、现场及临近装置人员的撤离组织计划和应急剂量控制撤离 紧急救护方案; 组织计划医疗救护临近地区:制定受事故影响的临近地区内人员对毒物的应急剂量、公众的疏散组织计划9 与保护公众健康 和紧急救护方案。
应急状态中止恢复事故现场:规定应急状态终止秩序;事故现场善后处理，回复生产措施;
10 措施 临近地区:解除事故警戒，公众返回和善后回复措施。
应急计划制定后，平时安排事故出路人员进行相关知识培训并进行事故应急处理演习; 人员培训与演习 11 对全厂工人进行安全卫生教育。
公众教育信息发布 对站场临近地区公众开展环境风险事故预防教育、应急知识培训并定期发布相关信息。 12
13 记录和报告 设应急事故专门记录，建立档案和报告制度，设专门部门负责管理。
14 附件 准备并形成环境风险事故应急处理有关的附件材料。
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图5.7-1 总体应急预案框架图
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图5.7-2 专项应急预案框架图
5.7.2.1应急计划区
针对本项目特点，本工程应急计划区应包括处理厂、集气站和输气管道，以及运输甲醇道路通过的敏感区域(如人口居住区)。
处理厂主要是脱碳脱水分离设施和厂内管线设施，环境保护目标为周围环境敏感区。
集气站装置主要是计量分离器和站内管线设施，甲醇储罐。环境保护目标为周围人群和地下水。
集输气管线装置主要为管道本身，环境保护目标为周围人群。运输甲醇道路危险目标为运输车辆，环境保护目标主要为车辆经过的环境保护敏感区域。
5.7.2.2组织机构与职责
应急机构由公司法人为第一负责人，主管环保安全工作的副总为直接责任人，下设办公室、指挥中心、应急保障中心、专业抢险中心、信息联络中心、后勤保障中心和善后处理部门。
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在制定预案时，必须明确各部门的职责，人员组成，必须保障每一个部门的人员具 有足量、专业和参加演练经历，各部门之间的工作必须协调统一，确保工作的时效性。 5.7.2.3预案分级响应条件
建议应急预案分为三级，一级为严重事故，包括输气管道严重暴管;二级为较严重事故，包括输气管线泄漏;三级为一般事故，包括甲醇储罐泄漏、回注废水事故。
一级事故发生后，立即上报陕西延长石油(集团)有限责任公司，同时上报国家环保部和向当地政府部门通报。
二级事故发生后，立即上报陕西延长石油(集团)有限责任公司，同时向当地政府部门通报。
三级事故发生后，立即上报延长石油地方，同时向当地政府部门通报。发生上述事故后，按照事先设置的各级别应急预案启动响应程序。
5.7.2.4应急救援保障
制定应急救援保障措施，分类分级合理购置应急设施、设备和器材，将应急设施、设备和器材购置费用纳入各级部门年度财政预算。
5.7.2.5报警、通讯联络方式
建立、完善应急通信系统，配备有线、无线通讯系统，专人对通信设备进行维护保养，在应急工作中确保应急通信联络畅通。请求当地交管部门对事故现场及通道交通畅通实施保障措施。
5.7.2.6应急环境监测、抢险救援及控制措施
发生环境事故时，应由专业队伍负责对事故现场进行侦察监测、抢救和救援，并配 合当地环保、安全监察部门做好事故的定性、可能引起的环境风险事故评估等工作，提 出避免进一步造成环境影响的有效方法，及时疏散可能受环境事故威胁的人员程序方 案，供决策部门参考。
5.7.2.7应急监测防护措施
根据事故现场监测结果，划定事故现场区域以及邻近区域、控制区域的范围，根据 事故特征制定相应污染防治措施，贮备相应除污措施和防护设施。
5.7.2.8人员撤离疏散
按照事故级别和划定的事故控制区域等，对区域工作人员和临近可能受到影响的公众进行有组织、有秩序的撤离疏散，确定事故撤离疏散通道和方式，确定医疗救护中心位置和救护方案，制定监测人体健康计划。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 5.7.2.9事故应急关闭程序
制定事故状态结束后对环境背景值进行必要的监测计划，提供解除事故和居民回迁的可靠依据，根据事故级别上报有关部门终止应急状态程序，解除事故警戒。 5.7.3应急培训计划
制定员工和可能受影响人群的风险事故教育和培训计划，不定期按照应急预案内容组织演练，及时修订、补充教育和培训计划内容。
5.7.4公众教育和信息
按照有关要求，对工程环境风险可能影响区域的公众进行信息公开，并组织对附近公众的教育、培训和自我防护措施。在发生事故后，第一时间发布准确信息，使公众了解事故真相，避免不准确信息误导公众和造成不良社会影响。
5.7.5应急预案的备案
项目环境风险应急预案在编制完成后，应组织专家评审后报送环境保护行政主管部门备案。
5.8风险分析小结
通过对本项目运行期的风险因素识别，确定最大可信事故为天然气管线破裂，导致大量天然气泄漏，引起甲烷窒息及火灾爆炸事故;天然气处理厂甲醇储罐泄漏、发生火 灾爆炸以及烟气的次生污染事故。预测结果表明:
(1)输气管线发生泄漏的情况下，下风向甲烷浓度未超出其窒息浓度限值，不会 影响周边居民生命安全，外输联络线发生泄漏进行不完全燃烧的情况下，下风向CO 最大落地浓度未超出半致死浓度和立即威胁生命和健康浓度，不会影响周边居民的生命安 全。但由于该浓度超过了工作场所最高允许浓度和居住区最高允许浓度，将在短时间内 对环境空气产生一定的影响。
(2)甲醇储罐泄漏不发生火灾时，最不利气象条件下，会导致下风向 9.5m范围内人员立即威胁生命和健康。火灾爆炸次生 CO 在最不利气象条件下，下风向 51.3m范围空气中 CO 浓度超出立即威胁生命和健康浓度。以上范围均处于厂区内部，不涉及处理厂东侧的史家洼村，不会影响周边居民的生命安全。
评价针对站场运行及人员管理等方面提出了环境风险防范措施。并针对可能发生的 环境风险事故制定了风险事故应急预案，当事件一旦发生时可迅速加以控制，使危害和 损失降低到尽可能低的程度。评价认为，在积极采取各种风险事故防范措施，制定详细 的事故应急预案并严格执行的情况下，本工程的环境风险能够降低至可接受水平之内。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
6环境保护措施及其可行性论证 6.1施工期污染治理措施可行性分析
6.1.1环境空气污染防治措施
?地面施工及运输的扬尘控制措施 对于扬尘，针对产生的原因不同，应采取相应的控制措施:
?设备的放置进行合理优化，尽最大可能少占土地，工作区域外的地区严禁车辆和 人员进入、占用，避免破坏植被和造成水土流失;作业场地保持一定湿度，进出车辆严 格限速，装卸器材文明作业，防止沙尘飞扬。
?输气管线尽可能沿道路走向，这样可避免施工运输对土地的扰动;在保证施工安全的前提下，沟管开挖宽度控制1.5 m 以内，避免因施工破坏土地可能带来的水土流失，及时开挖，及时回填，防止弃土风化失水而起尘，弃土应放置背风一侧，尽量平摊，从管沟挖土往地面送土时，施工人员应该低抛;如果有风时，施工完成一段，立即在管线两旁安全距离外进行补偿绿化，并确保绿化面积和植被成活率，边施工，边进行植被绿化恢复。
? 机械和车辆尾气防治措施
? 评价要求加强施工机械和车辆运行管理与维护保养，减少废气的排放。
? 回注井钻井过程中柴油机燃油废气，可以通过采用节能环保型柴油动力系统设备，并适当提高排气筒高度(6m以上)，减少污染物排放量与大气环境影响。 6.1.2地表水污染防治措施
? 节水减污措施 清洁设备采用擦洗，避免直接冲洗，以防治废水大量产生和减轻废水储存容量负担，并减轻废水后续处理难度;做好供水阀门和管线接装，杜绝“跑、冒、滴、漏”。
? 生活污水治理措施 由于集输系统施工场地布置比较分散，产生的生活污水量小且污染负荷轻，评价要求建设单位采取设移动环保厕所，统一收集自然沉淀后用于农田灌溉。评价认为处理措 施是可行的。
? 废弃钻井泥浆废水治理措施 回注井钻井过程中，在井场内设置防渗泥浆池，在钻井架底座表面设置通向泥浆池中的导流槽，钻井泥浆经振动筛筛分后将上清液废水打入泥浆循环系统进行循环使用，废岩屑存放在泥浆池内。钻井结束后，委托有资质的单
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 位对泥浆池内的废泥浆、岩屑一并进行无害化固化处理后覆土填埋。通过对废弃钻井泥浆进行循环利用，既可节约用水，又避免了钻井泥浆流失对当地水环境的污染。因此，该治理措施是可行的。
6.1.3噪声污染防治措施
为了最大限度地减少施工噪声对环境的影响，要求建设单位在项目施工期采取以下噪声控制措施:
(1)合理布置施工场地，安排施工方式，控制环境噪声污染
?尽量将高噪声设备布置在施工场地内的远离敏感点的一侧，降低施工噪声对项目拟建地敏感点的影响;
?选用低噪声施工机械，严格限制或禁止使用高噪声设备，推行混凝土灌注等低噪音新工艺;
?要求使用商品混凝土。与施工场地设置混凝土搅拌机相比，商品混凝土具有占地少、施工量小、施工方便、噪声污染小等特点，同时可大大减少建筑材料水泥、沙石的汽车运量，减轻车辆交通噪声影响。
(2)严格操作规程，加强施工机械管理，降低人为噪声影响
不合理施工作业是产生人为噪声的主要原因，如脚手架的安装、拆除，钢筋材料的装卸，以及钢结构厂房安装过程产生的金属撞击声和落料声等均会产生较大距离的声环境影响，因此要杜绝人为敲打、野蛮装卸现象，规范建筑物料、土石方清运车辆进出工地高速行驶、鸣笛等。
(3)采取有效的隔音、减振、消声措施，降低噪声级
对位置相对固定的施工机械，如切割机、电锯等，应将其设置在专门的工棚内，同时选用低噪声设备，并采取一定的吸音、隔声、降噪措施，控制施工机械噪声符合《建筑施工场界环境噪声排放标准》，做到施工场界噪声达标排放。
(4)严格控制施工车辆运输路线，减少对周围敏感点的影响
施工车辆运输物料路经北索路应禁止鸣笛，尽量放慢车速，以降低运输车辆的噪声对环境的影响。
(5)严格控制施工时间
根据不同季节合理安排施工计划，尽可能避开午休时间动用高噪声设备，禁止夜间进行产生环境噪声污染的建筑施工作业(22:00,06:00)，避免扰民。确应特殊需要
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 必须连续作业的，必须有有关主管部门的证明，且必须公告附近居民。 6.1.4固体废物污染防治措施
施工期固废主要有生活垃圾、管道焊渣、建筑垃圾、废机油和回注井井场废弃泥浆和岩屑。生活垃圾通过施工营地集中垃圾收集点收集后送当地环卫部门指定地点集中处置。管道焊渣属一般固体废物，由施工单位全部回收，不外排。建筑垃圾在场地内集中收集后运往当地换环卫部门指定地点处置。废弃泥浆和钻井岩屑在钻井结束后统一在防渗泥浆池内进行无害化固化，填埋后恢复植被。施工期固废都得到妥善处置，处置措施可行。施工期固体废弃物处置要求:
? 鉴于施工人员较多，要求设置生活垃圾箱(桶)，分类收集，定期运往环卫部门指定的地点处置;
? 管线开挖产生的土石方等，全部用于回填，多余土方在管线上回填区域压实，做到土石方平衡;
? 施工期弃土弃渣与生活垃圾应分类堆放、分别处置，严禁乱堆乱倒;
? 穿越河流施工时，严禁将施工固体废弃物遗留在河道内，以免影响河流的行洪能力和河水的水质，必须收集后运往指定地点统一处理。
? 施工机械产生的废机油属危险固废，应按照国家关于危险废物处理处置的标准 和管理要求进行处置和管理，要求送有资质单位集中处置。
归纳建设期各项防治措施及其预期效果详见表6.1-1。
表6.1-1 建设期环保措施及预期效果一览表
实施 项目 环保设施或措施要求 实施部位 保护对象 保证措施 预期效果 时间
?建立环境
管理机构，
配备专职或?原材料运输、堆放要求遮盖 施工场地周围环境空气质兼职环保管?运输车辆、堆?场地四周设围栏，道路临时硬化、周围空气量达到理人员; 施工扬料场周围; 全部建及时清理场地弃渣料，洒水灭尘，防环境、施工GB3095-2012《环?制定相关尘防治 ?施工场地弃设期 止二次扬尘; 人员及周境空气质量标准》方环境管理渣处及道路 ?逐段施工方式，缩短工期。 围植被 二级标准 条例、质量
管理规定;
?加强环境
监理人员经
常性检查、施工人员施工场界噪声符?合理布置，选用低噪声设备; 施工场地强噪施工准监督，定期及施工场合GB12523-2011?采取隔音、减振、消声措施。 声设备 备期 施工噪向有关部门地周围的《建筑施工场界声防治 做出书面汇环境敏感环境噪声排放标报，发现问?严格操作规程，降低人为噪声环境强噪声设备操全部建点 准》 题及时解污染。 作人员 设期
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实施 项目 环保设施或措施要求 实施部位 保护对象 保证措施 预期效果 时间
?严格控制施工时段，禁止夜间进行决、纠正
产生环境噪声污染的建筑施工作业。 施工场地 ?优化运输路线，减少对周围敏感点
的影响。
合理调配土方后，
全部建施工场地弃土弃渣全部合?生活垃圾、建筑垃圾应分别堆放，固体废施工场地与场设期 周围环境理利用 送指定垃圾场填埋处理; 物处置 外道路 装修阶空气、土壤废油漆桶送有危?合理调配弃土弃渣。 段 及植被 险废物处理资质
的单位处置
施工场地施工废水全部综施工废设临时沉淀池和移动式环保厕所等污全部建施工场地 附近地表合利用;生活污水水防治 水处理设施。 设期 水体 达标排放
环境空气、按设计方案进全部建达到规划绿化系绿化 绿化工程 噪声预防、行 设期 数 美化
6.2运营期污染治理措施可行性论证
按照“达标排放”的原则，确保工程生产过程中“三废”污染源和厂界噪声达标排放，积极开展综合利用。在对工程拟采取的环保措施可行性论证的基础上，针对存在的问题提出相应的具体要求或建议。
6.2.1废气污染防治措施分析
6.2.1.1燃气导热油炉烟气污染防治措施分析
本项目采用2×3500kW燃气导热油炉满足工艺及采暖生活热负荷，采用清洁能源天然气作燃料。主要污染物为烟尘、SO、和NO。经工程分析估算，采用天然气清洁22
燃料，并按照评价要求锅炉房设一根高度12m的烟囱，污染物排放量、排放浓度符合《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2014燃气锅炉标准限值，可达标排放。 6.2.1.2MDEA解吸再生塔酸性废气污染防治措施分析
(1)酸性废气中HS处理措施 2
MDEA再生塔脱除的酸性废气含有大量的CO、HS气体。可研中采用焚烧法处理22
酸性废气，因HS+O=SO+HO，经计算焚烧后SO排放量超过《大气污染物综合排放22222
标准》(GB16297-1996)中二级标准要求，故环评建议采用固体脱硫法处理，典型的干法固体脱硫装置由两台脱硫塔(A、B)及配套工艺管道、阀门、仪表等构成，塔内装填脱硫剂，其活性成分FeO与酸性气体中HS接触，发生化学反应，从而除去气体中的232
HS，脱硫剂的活性成分为FeO并添加有多种助催化剂。 ，223
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常温下，脱硫剂中的氧化铁和硫化氢发生以下反应:
FeO+HO+3HS=FeS?HO+3HO23222322
酸性废气组成CO(93.89%)、CH(0.3118%)、HO(5.406%)、HS(0.3923%)，2422
3流量为2009m/h，经采用固体脱硫法处理，处理效率为99.9%，HS排放量瞒足《恶臭2
污染物排放标准》(GB14554-93)的相关要求。
(2)酸性废气中CO处理措施 2
本次工程设计通过高点放空直接排入大气，预留二氧化碳回收接口，本次不做二氧化碳回收设计。
从节约资源和减少温室气体排放角度，环评建议在技术经济可行的情况下，建设方可以对产生的二氧化碳进行回收利用。具体回收工艺将视当时技术经济条件而定，本环评不做要求。
6.2.1.3餐厅废气污染防治措施分析
按照《中华人民共和国大气污染防治法》和国家环保总局《关于加强饮食业油烟污染防治监督管理的通知》的规定，所有新建和改建、扩建的饮食单位，必须按照《饮食业油烟排放标准》，安装符合要求的油烟净化设备。本项目可研报告中未提及餐厅废气
，满足《饮食业的治理措施，本环评建议采用油烟净化设施进行处理，净化效率为75,油烟排放标准(试行)》(GB18483-2001)中型餐饮最高允许排放浓度和净化设施最低去除效率的相关要求。
6.2.1.4无组织废气污染防治措施分析
为减少各环节物料挥发对环境的污染，项目需加强生产管理和设备维修，及时维修、更换破损的管道、机泵、阀门及污染治理设备，减少和防止生产过程中的跑、冒、滴、漏和事故性排放，在此基础上还应针对上述无组织废气排放源，采取以下具体控制对策:
(1)生产过程中物料输送应用管道输送;
(2)尾气放空管应连通，集中进入废气收集系统;
(3)加强管道、阀门的密封检修;
(4)对于一些有可能导致废气事故排放的情况，如循环冷却系统失效而导致物料大量挥发、物料储罐的泄露等，厂家必须加强管理，采取切实有效的措施以保障安全和防止污染环境。
(5)此外还应加强操作工的培训和管理，以减少人为造成的对环境的污染。 6.2.1.5燃气压缩机废气污染防治措施分析
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燃气压缩机排放口处安装三元催化器脱硝，确保燃烧后烟气 NOX 排放浓度满足国家相应标准的要求。
三元催化器净化原理:当高温烟气通过净化装置时，三元催化器中的净化剂增强烟气中一氧化碳(CO)、碳氢化合物(CH)和 NO 三种气体的活性，促使其进行一定x
的氧化-还原反应，其中的 CO 在高温下氧化成为无色、无毒的 CO气体;CH 在高温2 下氧化成 HO和 CO;NOx 还原成氮气和氧气。三种有害气体变成无害气体，使汽车22
尾气得以净化。
三元催化器净化效率:HC和CO与排气中微量的氧气的氧化反应在催化剂的作用下更容易发生，因此，催化转化器可以将 90%以上的 HC 和 CO 氧化成无害的水蒸气和氧气。在排气中的氧气浓度很低时，NOx会和 HC等发生反应，还原成为无害的氧气和氮气，反应后 NOx的去除效率可以达到75%以上。
6.2.1.7事故状态下火炬废气
本项目设66.5m高的高压和低压火炬各1个，共用一个塔架，用于事故状态下的天然气的燃烧排放。燃烧后产生的污染物为SO、NOx和烟尘，其排放浓度瞒足《大气污2
染物综合排放标准》(GB16297-1996)表2中最高允许排放浓度的要求。 6.2.2废水污染防治措施分析
6.2.2.1生活污水处理措施
本项目天然气处理厂厂前区内设3m?/h污水处理装置1套，处理厂工作人员产生的生活污水通过站场排水管网进入该污水处理装置集中处理。达标后用于天然气处理厂内的植被绿化和道路洒水。
厂前区生活污水处理设施的工艺如下:化粪池出水进调节池后经提升泵进入生物反应器，通过 PLC 控制器开启曝气机充氧，生物反应器出水经循环泵进入膜分离处理单元，浓水返回调节池。反冲洗泵利用清洗池中处理水对膜处理设备进行反冲洗，反冲污水返回调节池。通过生物反应器内的水位控制提升泵的启闭。膜单元的过滤操作与反冲洗操作可自动或手动控制。当膜单元需要化学清洗操作时，关闭进水阀和污水循环阀，打开药洗阀和药剂循环阀，启动药液循环泵，进行化学清洗操作，其工艺流程图见图6.2-1，污水水质见表 6.2-1，处置效果见表6.2-2。
风机 生活污水
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地埋式生活污水处理装置 水泵 化粪池 生活污水池 绿化及道路洒水 (MBR工艺)
图 6.2-1 天然气处理厂生活污水处理系统工艺流程
表 6.2-1 进污水设施水质分析 3 NH-N 类别废水排量(m/d)污染物状况SS COD 3
200 350 20 产生浓度(mg/L)
生活污水 产生量(kg/d)1.0 1.75 0.1
排放浓度(mg/L)100 280 18 经化粪池水质 5.0 排放量(kg/d)0.5 1.40 0.09
排放浓度(mg/L)8 28 1.8 经M BR 出水质 排放量(kg/d)0.04 0.14 0.009
表 6.2-2 生活污水设施处理效率
指 标SS COD NH-N 3
处理前200 mg/L 350 mg/L 20 mg/L
化粪池去除率50% 20% 10%
MBR 去除率92% 90% 90%
处理后8 mg/L 28 mg/L 1.8 mg/L
水质标准*/(?150 mg/L)/(?150 mg/L)?20 mg/L(?20 mg/L)
注:*水质指标中“()内”为《污水综合排放标准》二级标准;“()外”为《城市污水再生利用-城市杂用水水质》“城市绿化”水质标准。
在厂前区南部设有效容积1000m?生活污水池 1 座，12 月~次年 2 月间的非灌溉洒水季节里，可将处理达标后的生活污水排入池内暂存，进行自然蒸发，可确保天然气处理厂运行期间生活污水不外排，生活污水量零排放可行性分析见表6.2-3。
表6.2-3 天然气处理厂生活污水零排放可行性分析 季节 灌溉、洒水季节 非灌溉、洒水季节 备注 生活污水量 5m?/d 5m?/d /
绿化 6m?/d 0 根据天然气处理厂设计 用 根据《室外给水设计规范》(GB 50013)，道路洒水水 17.96m?/d 0 道路洒水 量按照 2.0L/??d估算，道路面积参见天然气处理厂平量 面布置
蒸发量 1.9m?/d 0.9m?/d 根据经验公式估算
生活污水量-(绿化用水量+道路洒水量+蒸发量)，未利用水量 0 6.0m?/d 结果?0 冬季存水量 0 450m? 取冬季 12 月~次年 2 月，共 90 天计算 31000m / 生活污水池有效容积
零排放可行性 可行 可行 /
通过上述分析可知，本项目天然气处理厂运行期间，产生的生活污水可以通过厂内绿化和道路洒水全部利用，冬季非灌溉洒水季节，处理达标后生活污水可暂存于厂内，
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 生活污水池有效容积满足存水需求，可确保天然气处理厂内生活污水实现零排放，污染防治措施可行。
6.2.2.2生产废水处理措施
本项目不含醇污水主要来源于各集气站生产分离器分离的气田水和各站场内生产废水等。含醇污水来自冬季工况下，各集气站至天然气处理厂集气管线出口分离的含醇气田水。项目中所有不含醇污水全部集中至天然气处理厂内污水处理站进行处理达标后回注到2300m左右的三叠系刘家沟组。含醇污水在天然气处理厂内分离后进入厂区甲醇污水储罐，定期运往延北甲醇污水处理厂100m?/d甲醇处理设施进行脱醇、处理，然后回注地层。
根据本项目工程设计方案，项目不含甲醇污水处理工艺的进水水质和处理效率见表6.2-3;甲醇污水处理工艺流程见图6.2-2，进水水质和处理效率见表6.2-4。
图6.2-2 甲醇废水处理工艺流程图
表6.2-3 不含甲醇污水处理效果 单位:pH 无量纲
项 目 进料(mg/L)出料(mg/L)处理效率(%)
设 备含油含油含油pH SS pH SS pH SS
污水沉降罐5.8 150 400 5.8 ?105 ?160 / 30 60
投加复合碱剂5.8 ?105 ?160 7.5 ?105 ?160 / / /
核桃壳过滤器7.5 ?105 ?160 7.5 ?26.3 ?56 / 75 65 双滤料过滤器 精细过滤器7.5 ?26.3 ?56 7.5 ?6.6 ?11.2 / 75 80
表6.2-4 工程甲醇污水处理效果 单位:甲醇，%
项 目 进料(mg/L)出料(mg/L)处理效率(%)
设 备 石油类甲醇石油类甲醇石油类甲醇SS SS SS
斜管除油器150 60 ~50% 7.5 48 ~50% 95 20 /
絮凝+过滤7.5 48.0 ~50% 3.8 7.2 ~50% 50 85 /
甲醇回收装置 ,0.5%3.8 7.2 ~50% 3.8 7.2 / / 99
絮凝+气浮+斜板沉降,0.5%,0.5%3.8 7.2 2.4 2.2 35 70 /
核桃壳+改性纤维球过滤器,0.5%,0.5%2.4 2.2 1.2 0.5 50 75 /
从表6.2-3 和表6.2-4 可以看出，本项目生产过程中产生的污废水经处理后均可满
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2足《气田水回注方法》(SY/T 6596-2004)相关回注推荐水质指标(K?0.2µm)，达标后全部回注地层，不外排，污染防治措施可行。
6.2.3噪声污染防治措施
在天然气生产阶段，根据类比预测可知，集气站除压缩机外，噪声源很少，声环境与气田建设前基本一致，需加强对压缩机、机泵、火炬燃烧器等产噪设备的管理，避免噪声对外界产生干扰。
? 尽量选用低噪声设备。
? 站场工艺管道设计尽量减少弯头、三通等管件，并考虑控制气流速度，降低站场气流噪声。
? 各类泵均置于半地下隔音间内，电机、鼓风机、压缩机等置于小型密闭隔音间内，同时对风机进出风口安装消声器，局部加装隔音罩。
? 压缩机房墙体和屋面安装轻质吸隔声降噪体，采用吸、隔声复合声学结构预制成模块进行现场复合拼装。墙体、屋面吸隔声降噪体的计权隔声量 Rw?35dB，墙体降噪体结构面密度为 38kg/?，屋面单位质量面密度为 27kg/?;防火隔声门、隔声窗隔声量Rw?35dB。
6.2.4固体废物污染防治措施
? 清管废渣及废润滑油处置措施
清管废渣及站场燃气压缩机组产生的废润滑油均属危险废物(HW08)，应按照国家关于危险废物处理处置的标准和管理要求进行处置和管理，评价要求送有资质单位集中处置，其中废润滑油进行处理后可循环使用。
根据《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及其修改单的要求，废润滑油、清管废渣由专用桶收集，存放于各站场原料库中。储存区域挂有标识牌，由专人负责，建有危险废物处置档案，按照要求进行管理;各站原料库地面均硬化并进行了防渗、防漏处理，渗透系数均小于 1.0×10-10cm/s，避免由于雨水淋溶、渗透等原因对地下水、地表水等环境产生不利影响，同时应严格履行国家与地方关于危险废物转移的规定。
? 污水处理系统污泥处置措施
天然气处理厂污水处理系统在运行过程中的排泥中含有烃类物质，属危险废物(HW08)，应定期进行清理。清理完成后直接由污泥车送有资质单位集中处置，不外排，处置措施可行。
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? 废滤料处置措施
污水处理系统双滤料过滤罐滤料定期更换，更换完成后直接由滤料供应厂家回收处理，处理措施可行。
? 生活垃圾处置措施
产生的生活垃圾，分类收集，堆放于指定的区域，设防风防雨措施，专车运输至指定地点集中处理或交当地环卫部门处理，处理措施是可行的。但必须对各处地的生活垃圾收集和堆放加强管理，防止随意丢弃，影响环境。
6.2.5生态环境保护措施
针对工程在建设过程中可能引起、加剧水土流失的主要特点，按照“开发建设与水土流失防治并重”的方针，在工程施工前就水土流失方面预先与施工单位签订防治水土流失责任书，并且做好填挖土方的平衡工作，尽可能减少弃土、弃渣。在施工期，对工程拟建地尚未开发的区域不得随意破坏其原有地表植被，并约束施工单位文明施工，减少不必要的水土流失。
环境绿化是一项重要的环保措施，绿色植物能防风、固沙、降噪、净化环境，又可调节温度、湿度，改善小气候，美化环境。天然气处理厂绿化率为21.8%。
根据《石油天然气工程设计防火规范》对绿化的相关要求，评价补充提出以下要求:
(1)生产区不应种植含油脂多的树木，宜选择含水分较多的树种。
(2)工艺装置区及储罐组与其周围的消防车道之间，不应种植树木。
(3)在储罐区地面及土筑防火堤坡面可植生长高度不超过0.15m、四季常绿的草皮。
(4)站场内的绿化不应妨碍消防操作。
6.3退役期污染防治措施可行性分析
? 对拆除地面设施和管线过程中产生的垃圾及时外运，送至指定的垃圾填埋场处理。
? 保留各类绿化、生态保护设施，以保持评价区生态环境功能不变。评价认为，在采取了上述退役期污染防治措施后，可减缓退役期对环境的影响。 6.4环保投入
本项目开发方案中未给出详细的环保投入估算，评价根据所采取的环保措施估算该工程的环境保护投资，其中包括施工期和运行期预防、治理污染有关的基建工程、环保
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措施等，环保投资最终以施工设计为准。根据估算环保投资共约3200万元，约占建设
总投资的 9.27%。具体投资见表6.4-1。这些资金的投入会使项目建设带来的环境问题
得到有效的控制。
表6.4-1 环保设施及污染防治投入估算表 单位:万元
污染治理措施、分期 环境要素 物/污金额 责任主体 资金来源 防治效果 进度安排 设施 染源
生活移动环保厕9 用于农田施肥 污水 所 废水 施工沉淀池 1 沉淀处理后回用 废水
废气 粉尘 洒水、围挡 5 减少施工扬尘
满足《建筑施工场界环境噪噪声 噪声 隔声、降噪 4 声排放标准》整个施工期 建设单位/(GB12523-2011) 生活临时垃圾收施工单位 项目建设 0.5 100%安全处置 垃圾 集及清运 费用 钻井施工期 固废 泥浆无害化固化10 100%安全处置 及岩处置
屑
生态永久占地 80 生态 不降低生态功能 运行前 补偿 临时占地 40
环境监测 2 掌握施工期环境变化 开工前、施工期 建设单位 环境监理 50 确保环保措施到位 施工期
清管75 建设单位 建设费 运行前 站 满足《大气污染物综合排放火炬放空系标准》(GB16297-1996)中二天然统 气处867.5 建设单位 建设费 级标准 运行前
理厂
满足《锅炉大气污染物排放导热油炉排3 建设单位 建设费 标准》(GB13271-2014)燃运行前 气筒 天然气锅炉标准 废气 气处满足《大气污染物综合排放理厂 三甘醇再生工程设备 建设单位 标准》(GB16297-1996)中二运行前 / 塔排气筒 投资 级标准
压缩满足《锅炉大气污染物排放烟气脱硝设机烟60 建设单位 建设费 标准》(GB13271-2014)燃运行前 施 气 气锅炉标准
食堂满足《饮食业油烟排放标油烟净化器 2 建设单位 建设费 运行前 运行期 油烟 准》GB18483-2001小型标准
处理厂生活
污水处理设146 建设单位 建设费 绿化、道路洒水等 运行前 生活
污水 施
生活污水池 10 建设单位 建设费 冬储夏灌 运行前
不含醇污水214 建设单位 建设费 运行前 处理系统
废水 初期雨水池 92 建设单位 建设费 运行前 满足《气田水回注方法》
甲醇污水处(SY/T6596-2004)关于气生产126 建设单位 运行费 每年 田水回注推荐水质指标(K理费用 废水 2?0.2µm) 生产及工艺
污水处理费2 建设单位 建设费 运行前
用
污水回灌 1027 建设单位 建设费 不外排 运行前 噪声 天然隔声、减振60 建设单位 建设费 满足《工业企业厂界环境噪运行前
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气处措施 声排放标准》
理厂 (GB12348-2008)中的2级
标准
清管 收集、贮存 建设单位 建设费 交有资质单位进行处理 每年 6 废渣
废润收集、贮存 50 建设单位 建设费 交有资质单位进行处理 每年 固废 滑油
清运至环卫生活部门指定地3 建设单位 运行费 卫生填埋 每年 垃圾 点
生态 绿化 125 建设单位 建设费 改善生态环境 运行前
应急预案编制及演练 100 建设单位 建设费 避免和降低环境风险 运行前 其 它 环境管理及监测费用 30 建设单位 运行费 确保污染物排放达标排放 运行期
合计 3200 为了使污染防治措施落到实处，评价要求:
(1)工程设计时应细化给出各种环保措施清单，使各项环保措施都能认真落实; (2)环保投资以设计部门落实上述环保措施后的具体核算为准，必须专款专用; (3)本工程竣工后，应取得环保部门对各项环保设施(措施)核查许可后，方可
投入试生产运行。
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7环境经济损益分析
7.1社会经济影响分析
从周边已经建成气田的生产实际来看，本项目的建设过程和运行过程对当地的社会 经济均产生一定影响。地面工程建设增加了当地的流动人口，在一定程度上带动了当地 交通、劳工输出、蔬菜、副食业等的发展，对加强当地与外界的交流有一定促进作用， 对缓解天然气供应目标地区城市用天然气紧张以及能源结构调整、发展精细化工和改善 经济结构带来机遇，对促进区域国民经济的发展起到积极作用。
本项目对当地社会经济影响综合分析见表 7.1-1。
表 7.1-1 产建开发社会经济影响分析表 时 影响种类 有利影响 不利影响 现实影响 潜在影响 直接影响 间接影响
期 影响分析
-2 -1 -1 -1 +1 土地利用 工业发展 -1 -1 -1 -1 农业发展 -1 -1 -1 交 通 施工 -1 -1 供 水 期 电 力
教育卫生
住 宅
+2 +2 地区发展
+1 +1 +1 +1 +1 土地利用 +1 +1 +1 工业发展 -1 农业发展 +2 +1 +2 +1 +1 交 通 生产 供 水 期 +1 +1 +1 +1 +1 电 力
+1 +1 +1 +1 +1 教育卫生
+1 +1 +1 +1 +1 住 宅
+1 +1 +2 +1 +2 地区发展
注:3—重大影响;2—中等影响;1—轻微影响;“+”—正面影响;“-”—负面影响
从表 7.1-1 可以看出，除施工期对当地社会经济形成负面影响外，运行期对当地社 会经济的影响主要为正面影响，而且是广泛的影响。
7.2经济效益分析
43内部效益:本项目总投资 34513.76万元。项目运行期，按天然气售价1.2万元/10m(不含税)、商品率96%测算，项目税后财务内部收益率18.71%，财务净现值34034万元，投资回收期8.28 年(含1年施工期)。根据经济评价指标测算结果和财务分析， 本项目税后财务内部收益率达到并超过了行业基准值12%，经济效益较好，具有较强的 盈利能力和偿债能力，经济效益较好，方案经济可行。
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外部效果:根据有关资料，每万立方天然气用于工业，平均可创产值2.650万元;每万立方天然气用于城市民用可节约城市供煤运费补贴 640 元。若按本工程气田生产的天然气50%用于工业，50%民用，则可为社会创造工业产值18.55亿元/a，节约运煤补贴4480万元/a。
从内部经济效益和外部经济效益来看，该工程的投产，将评价区域的天然气能源优 势转化为经济优势，可大大增加地方利税收入、企业也将获得巨大的利润，为项目所在 地带来巨大的天然气化工等方面经济效益，对延安市经济腾飞起到明显的拉动作用。 7.3社会效益分析
本项目的社会效益主要体现在以下几个方面:
? 清洁燃料的使用越来越受到重视。石油和煤炭消费领域里有70 %以上都可以用天然气取代，随着天然气输送管网的建设，天然气在21世纪初期将经历更快的发展。据国际权威机构预测，天然气的快速发展态势和重要地位，预计可保持相当长的时期。延113-延 133 井区产出的天然气供应陕西省内用户，有利于进一步改变我省城市的燃料结构，即由煤变成天然气。该项目是实现“气化陕西”战略的重要步骤，对提高陕西省城市的环境空气质量，控制污染，加速工业振兴具有积极推动作用。
? 天然气具有洁净、高效、资源丰富、方便储运等优点，目前全球天然气消费量
123已高达每年2.32×10m，占世界一次能源需求总量的 24.3%。随着环保要求的日益严格和人们环保意识的增强，天然气资源的市场份额将不断扩大，前景十分广阔。延113-延133井区产出的天然气将为工业生产、交通运输和生活提供清洁能源，同时也可以改善生活条件。
? 天然气在发电、工业、民用燃料和化工原料等领域的使用已占相当高的比重，对促进社会进步、经济发展和人们生活质量提高发挥着越来越重要的作用。本项目的开发建设可以促进该地区其它产业的发展，对加快农村经济结构调整，改善当地居民的交通条件，增加地方税收和财政收入也具有重要意义。
? 本项目的建设，对实施“气化陕西”和将陕北地区建设成为新的能源中心是有力的支持，建设工程在建设和生产阶段将带动当地的蔬菜、副食、劳工等的发展，加强了建设地与外界的物质与文化交流，对改变建设地人们的思想观念、促进区域经济发展和社会进步将产生积极意义。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 7.4天然气替代煤的环境效益
本工程的产品为清洁能源，天然气资源的合理利用，可以改变能源结构，减少因燃煤造成的污染。
7.4.1天然气与煤燃烧后大气污染物排放量比较
以天然气替代煤可减少污染物的产生量，煤和天然气燃烧的污染物排放量见表7.4-1。
表 7.4-1 煤和天然气燃烧污染物排放量 43污染物煤(kg/t) 天然气(kg/10m)
NO 9 6.3 x
SO 16S* 4.0 2
2.4 烟尘8A*(1-E*)
注:S-含硫量;A-灰份;E-燃烧效率，表中天然气 SO参照《天然气》(GB 17820-2012)中民用天然气一类2
3气总硫(60mg/m)进行核算。
3以项目天然气产量替代等热值的标准煤量，天然气发热量取31.4 MJ/ m，标准煤发热量取29.271MJ/kg，含硫量取1%，灰分取5%，燃烧效率按75%计算，折合标准煤155万t，天然气燃烧与等量煤炭燃烧污染物排放比较见表7.4-2。
表7.4-2 延 113-延 133 井区开发方案与等量煤使用污染物排放比较 污染物天然气(t/a)煤(t/a)污染物减排量(t/a)
NO 909.97 13938.41 -13028.44 x
SO 86.66 247.79 -161.13 2
烟尘346.65 774.36 -427.70
由表7.4-2可以看出，天然气燃烧每年可减少排放 SO:161.13t/a、NO:13028.44 2Xt、烟尘:427.70t，如表7.4-2 所示。延 113-延 133 井区的开发，天然气投入使用后，可显著改善天然气使用区的环境空气质量。
7.4.2天然气代替燃煤可减少的固体废物排放量和运输量估算
? 天然气替代燃煤后固体废物的削减量
由于天然气替代了部分煤，从而使灰渣排放量减少，其减少量由下式计算:
H=a×M
式中:H—灰渣量，(t/a);
a— 灰渣排放系数(取 0.23);
M—替代燃煤量，(t/a)。 经计算，工程实施后，可减少灰渣排放量 44.4×104 t/a。
? 天然气替代燃煤后，煤和灰渣运输量的削减量 工程运行后，天然气采用管道输送，与用煤相比，减少了公路运输量，减少量可按下式计算:
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
Z = K1×M + K2 × H
4式中:Z — 运输量，(10t?km/a);
K1— 燃煤运距(km，取 55km);
K2— 灰渣运距(km，取2km);
4M — 替代燃煤量，(10t/a);
4H — 灰渣量，(10t/a)。
经计算，本工程实施后，燃用天然气比燃用煤，可减少公路运输量8588.5×410t?km/a。
7.5环境影响经济损益分析结论
本工程的实施，可以改善用气地区能源结构，替代煤炭燃烧，减少因燃煤造成的环境污染，改善大气环境质量，从环境经济损益分析角度评价，属较轻污染工程，只要保证必要的生态保护和污染治理投资，可以取得经济与环境的协调发展。
由上述分析可以看出，该工程建成后，每年可提供天然气 14×108m3，可替代标准煤155万t/年，理论上可减少因燃煤排放的 SO:161.13t/a、NO:13028.44 t、烟尘:2X
427.70t、灰渣:35.62×104 t/a，对改善用气区域环境质量将起到良好作用，同时也可以节省 SO、NO、烟尘、固体废物等处理费用，减少燃煤灰渣引起的土地占用，环境效2X
益非常明显。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
8环境管理和监测计划
8.1环境管理
环境管理是企业管理的一项重要内容，加强环境监督管理力度，尽可能的减少“三废”排放数量及提高资源的合理利用率，把对环境的不良影响减小到最低限度，是企业实现环境、生产、经济协调持续发展的重要措施。环境监测是环境管理的重要组成部分，是工业污染防治和环境监督管理工作的依据，加强环境监测是了解和掌握项目排污特征，研究污染发展趋势及防治对策的重要依据与途径。
本工程对环境的影响主要来自施工期的各种作业活动及运行期的风险事故。无论是施工期的各种作业活动还是运行期的事故，都将会给生态环境带来较大的影响。为最大限度地减轻施工作业对生态环境的影响，减少事故的发生，确保工程建设与安全运行，本章针对本项目在施工期和运行期的生态破坏和环境污染特征，提出了施工期和运行期的环境管理、施工环境监理、HSE(健康、安全与环境)管理和环境监测计划的内容。 8.1.1环境管理制度
开展企业环境管理的目的是在项目施工和运行阶段履行监督与管理职责，确保项目在各阶段执行并遵守有关环保法规，协助地方环保管理部门做好监督监测工作，了解项目明显与潜在的环境影响，制定针对性的监督管理计划与措施。
环境管理包括机构设置及职责、管理制度、管理计划、环保责任制等内容。 8.1.2陕西延长石油(集团)有限责任公司组织机构
集团公司设立质量安全环保科负责整个开发区域环保专业的技术综合管理;机关各业务部门按各自的环保管理职责负责分管业务范围内的环保管理。
在施工期，集团公司经理部门设置环境总监，负责监督各项环保措施的落实及环保工程的检查和预验收，负责协调与环保、土地等部门的关系，以及负责有关环保文件、技术资料的收集建档。由项目经理部委托工程监理单位，监督设计单位和施工单位具体落实环保措施的实施。
在生产运行期，由陕西延长石油(集团)有限责任公司安全环保质监部统一负责本项目的环保管理工作，设置专职环保员，负责环保文件和技术资料的归档，协助有关环保部门进行环保工程的验收，负责运行期间的环境监测、事故防范和外部协调工作。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 8.1.3环境管理的主要任务
? 施工期的环境管理
? 建立和实施基建施工作业的QHSE 管理体系;
? 对开发建设全过程实施环保措施和环保工程的监督和检查;
? 实施施工作业环境监督制度，以确保施工作业对土壤、生态环境造成的破坏降到最低程度，施工期环境管理内容包括:扬尘、挖方料坑、弃方堆置场、道路两侧植被情况、施工人员生产和生活废水排放去向以及施工迹地恢复情况，发现问题及时向有关环境管理部门反映;
? 负责与有关环保主管部门的沟通、协调，组织工程建设的“三同时”验收工作。
? 生产运行期的环境管理
? 建立和实施油气田开发作业的 QHSE 管理体系;
? 将政府和上级主管部门的环保法律法规、标准下发到各级机构、结合本厂生产 和环保的实际情况，制定企业环保管理规章制度，并贯彻执行;
? 负责油气田日常的环境保护管理工作，如生态恢复、环境监测和污水处理等;
? 协同有关部门制定防治污染事故的措施，定期进行环保安全检查;
? 强化基础工作，建立完整、规范、准确地环境基础资料、环境统计报表和环境保护技术档案;
? 编制应急计划;
? 对全体员工组织开展环境保护培训。
8.2 QHSE(质量、健康、安全与环境)管理体系建立
QHSE 管理体系是国际石油石化企业通用的一种管理模式，具有系统化、科学化、规模化的特点，被国外大石油公司广泛采用。1997 年，中国石油天然气总公司组织制定了《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》，并将之作为行业标准进行使用和推广。陕西延长石油(集团)有限责任公司结合管理体系要求，并结合实际，建立了自身的质量、健康、安全与环境管理体系和组织机构。
评价要求本项目应依据体系文件建立施工期和运行期的 HSE 管理程序框架和运行方案，对生产管理人员和施工人员、操作人员进行QHSE培训，将使各种施工作业活动中施工人员的健康、安全得到保证，对环境的破坏和影响降低到最小程度。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 8.2.1 QHSE管理概述
本项目的QHSE 包括施工期与运行期的 QHSE 管理，主要 QHSE 组织结构的建立、规章制度的制定和操作规程的编写、应急措施的建立、人员的培训、责任的确定及事故预防等。
8.2.2 QHSE 组织机构的建立
本项目设立一个环境管理体系领导小组，组员由行政主管、安全环保和技术人员担任，并任命 1,2 名兼职的QHSE现场监督员，由熟悉 QHSE 技术、经过专门QHSE管理培训并有一定管理能力的人员担任。HSE 管理小组成立后，公司赋予 QHSE管理人员权利和责任，并为管理小组 QHSE 管理的各项活动提供必要的物质条件和支持。 8.2.3 QHSE管理文件编写
本项目建立QHSE 管理体系时，应编制QHSE 管理手册、各种程序管理文件、管理作业文件和各类操作规程。本项目施工期和投入运行后，QHSE 管理小组应在管理体系框架下，为本项目的 QHSE 管理和安全操作选定必要的规章制度和操作规程。包括:
? 施工期的安全操作规程;
? 生产过程安全操作规程;
? 设备检修过程安全操作规程;
? 正常运行过程安全操作规程;
? 非正常运行过程安全操作规程;
? 应急处理故障、事故过程安全操作规程;
? 各种特殊作业(吊管起重、动土、危险区域用火、进入设备场地)的安全操作 规程;
? 施工期、运行期的环境保护管理规程。 这些制度和规程是本项目建设和生产过程行之有效的管理文件，有些是针对本项目
施工期和运行期的特点建立的。这些文件应及时下发到岗位，并在员工正式上岗前通过 专门培训或专门讲解，使员工了解;需专门为本项目不同岗位制度的制度或规程，如生 产装置操作岗位、计量操作岗位、自动控制操作岗位及抢修岗位等，应尽快制度适用这 些岗位的规程和管理制度，并培训岗位人员熟练掌握。
8.2.4员工的培训和能力评估
应确保从事本项目关键性健康、安全与环境工作和任务的人员具有良好的个人素质
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 及通过实践提高其技能和不断更新知识的能力。为确保企业员工具备称职资格，应建立相应的培训保证体系，并对员工完成任务的能力进行定期评审和评价。
? 员工的培训
培训工作包括上岗前的 HSE 培训及上岗后的定期 HSE 培训，培训的方式可采取理论培训和现场演练两种方式，培训的内容包括基础培训、技能培训和应急培训三部分。
? 能力评估
应通过正规程序对员工的能力进行定期评估，形成文件。公司应建立针对不同职责人员的评估程序，程序内容主要包括资历、工作表现、理论考核和操作考核等。评估合格者，发给上岗证书，上岗操作。评估不合格者，或调离本工作岗位，或安排进一步的培训使其达到上岗要求。评审应每二年一次。
8.2.5本项目QHSE管理工作内容
应结合本项目环评识别的施工期和运行期工艺流程、污染和风险源项、危害和影响程度识别和评价的结果，结合本项目安全评价、职业卫生评价篇章的成果，侧重在以下方面开展工作:
? 工艺流程分析;
? 污染生态危害和影响分析;
? 泄漏事故危害和风险影响分析;
? 建立预防危害的防范措施;
? 制定环境保护措施;
? 建立准许作业手册和应急预案。
8.3环境监理与环境管理计划
为了最大限度地减轻施工期作业活动对沿线生态环境的不利影响，减少运行期事故的发生，确保管道安全运行，建立科学有效的环境管理体制，落实各项环保和安全措施显得尤为重要。根据要求，结合区域环境特征，分施工期和运行期提出本项目的环境监理与管理计划。
8.3.1施工期环境监理计划
为确保各项环保措施的落实，最大限度地减轻施工作业对环境的影响，本项目在施 工期间要实施QHSE 管理，对施工活动进行现场环境监理。
? 监理人员职责及任务
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施工期QHSE管理主要工作是施工现场环境监察，主要任务为:
? 宣传国家和地方有关环境方面的法律、法规;负责制定拟建管道施工作业的环境保护规定，并根据施工中各工段的作业特点分别制定相应的环境保护要求;
? 落实环评报告书及施工设计中的环保措施，如保护农业生态环境、防止水土流失等;
? 及时发现施工中新出现的环境问题，提出改善措施;
? 记录施工中环境工作状况，建立环保档案，为竣工验收提供基础性资料;负责协调与沿线各省、市(县)环保、水利、土地、交通等部门的关系;负责有关环保文件、技术资料的收集建档;
? 制定事故应急计划，监督各项环保措施的落实及环保工程的检查和预验收。
? 施工期环境监理管理体系
工程监理单位应根据所承担的工程环境监理任务，组建工程环境监理机构。监理机构一般由工程环境总监理工程师、工程环境监理工程师和其他监理人员组成。工程环境监理机构应进驻施工现场。
实施工程环境监理前，建设单位应将委托的监理单位、监理的内容等有关情况，书面通知被监理单位。实施工程监理过程中，被监理单位应当按照与建设单位签订的工程建设和落实有关环保对策措施的规定接受工程环境监理。
对施工过程中出现的重大环境问题，特别是出现与工程进度有直接关系的环境事件，应与建设单位主动协调，达成意见后，由工程监理与工程环境监理联合会签发监理指令。
? 施工期环境监理机构设置
应设专职监理人员2,3 名，总体规划和全面管理环境监理工作。施工期环境监理 机构的网络设置及职能见图 8.3-1。
? 施工期环境监理的主要内容 环境监理的主要内容是落实施工单位是否严格执行了工程初步设计和本项目环境影响报告书规定的施工期环境保护措施，包括以下几方面:
? 是否制定施工期环境管理计划、环保规章制度及施工环境保护方案;
? 是否落实施工期污染防治措施;
? 本工程环保设施是否按工程设计和报告书要求同时施工建设，并确保工程质量。
施工期环境监理计划建议清单见表 14.3-1，施工期重点环境监理内容见表 14.3-2。
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图8.3-1 施工期环境监理机构的网络设置及职能图
表 8.3-1 施工期环境监理清单 管理项目 监理项目 监理内容 监理要求 机构
? 在雨后或无风、小风时进行，? 遇大风天气，禁止动土施工 施工场地 减少扬尘影响 ?将植被、树木移植到施工区外 ? 尽量减少原有地表植被破坏
? 开挖多余土石方用于填方? 土石方合理处置管线开挖 ? 干燥天气施工要定时洒水降尘? 强化环境管理，减少施工扬尘
环境空气 运输车辆? 水泥、石灰等运输、装卸? 水泥、石灰等要求袋装运输
建材运输? 运输粉料建材车辆加盖篷布? 无篷布车辆不得运输沙土、粉料
砂、渣土、灰土等易产生扬尘的物? 扬尘物料不得露天堆放建材堆放 料，必须采取覆盖等防尘措施? 扬尘控制不力追究领导责任
? 道路两旁设防渗排水沟? 废水不得随意排放施工道路 ? 路面定期洒水抑尘? 定时洒水灭尘宝塔区
环保局 ? 定期监测施工噪声 施工场界噪声符《合建筑施工场界环 境噪声 施工噪声 声环境 ? 选用低噪声机械设备排放标准(》GB12523-2011 )
设移动环保旱厕，生活污水用于场 地抑 生活污水 水环境废水不得外排 尘洒水
固废生活垃圾统一收集运往指定地点处置处置率100 %
地表开挖及时平整，植被恢复完工地表裸露面植被必须平整恢复
易引起水土流失的土石方堆放点生态环境 建材堆放 严格控制水土流失发生 采取土工布围栏等措施
环保意识强化环保意识开展环保意识教育、设置环保标志
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表8.3-2 施工期重点环境监理内容 重点地段重点监理内容目的
1.邻近或者穿越蟠龙川管线施工过程中。应加强监理，确保施工活动范围及施
工人员不直接往河流排水;
2.考虑管线埋深较大，管沟开挖时应分级开挖，并根据现场情 况采取降水措
蟠龙川 保护蟠龙川水 质 施;
3.工程应在冲刷岸做浆砌块石或碎石混凝土护岸，做到彻底防止岸坡冲刷。
4.穿越点两侧的黄土斜坡，在具体施工中应从斜坡坡底处沿着管沟，最上部用
草袋装素土并埋草种堆筑
1(弃渣是否按规定堆放在指定弃渣场;
站场工程 2(地下水位及泉水流量的变化; 减少地下水流失和污染
3(对地下水采取的保护措施是否合理。
1(是否严格执行了“分层开挖、分层堆放、分层回填”;
2(施工作业场地设置是否合理，施工、运输车辆是否按指定
路线行驶;管线道路沿线农减少土壤和农作物的破 3(施工人员是否超越施工作业带施工;田 坏 4(施工人员是否超越施工活动范围;
5(垃圾、废物是否有指定地点堆放，是否及时清理;
6(施工结束后临时用地是否彻底恢复。
1(减少管道穿越对植被造成的损坏; 管线道路沿线植2(是否超越施工作业带施工; 保护植被，减少损失 被 3(施工是否利用现有便道。
1(施工噪声对居民的影响; 防止 施 工 噪 声 影 响居 民 2(施工路段、灰土拌和场地是否定时洒水; 的正 常 生活 ;减少施工扬村庄敏感点 3(粉状材料堆放时是否覆盖。 尘对居民的影响。8.3.2运行期环境管理
为确保各项环保措施的落实，最大限度地减轻施工作业对环境的影响，本项目在运行期管理的主要内容是:
? 定期进行环保安全检查和召开有关会议，对领导和职工特别是兼职环保人员进行环保安全方面的培训;
? 制订完备的岗位责任制，明确规定各类人员的职责，有关环保职责及安全、事故预防措施应纳入岗位责任制中;
? 制定各种可能发生事故的应急计划，定期进行演练;配备各种必要的维护、抢修器材和设备，保证在发生事故时能及时到位;
? 主管环保的人员应参加生产调度和管理工作会议，针对生产运行中存在的环境污染问题，向主管领导和生产部门提出建议和技术处理措施。
环境管理工作重点是:环境管理除了应抓好日常站场各项环保设施的运行和维护工作之外，工作重点应针对管道破裂、天然气泄漏着火爆炸、站场事故排放、着火爆炸等重大事故的预防和处理。重大环境污染事故不同于一般的环境污染，它没有固定的排放方式和排放途径，具有发生突然、危害严重等特点。为此，必须制订相应的应急预案。 8.3.2.1正常工况的环境管理
? 制订必要的规章制度和操作规程，主要包括:
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? 生产过程中安全操作规程;
? 设备检修过程中安全操作规程;
? 正常运行过程中安全操作规程;
? 各种特殊作业(危险区域用火、进入设备场地等)中的安全操作规程;
? 不同岗位的规程和管理制度，如集输操作岗位、计量操作岗位、自动控制操作岗位及巡线、抢维修岗位等;
? 环境保护管理规程。
? 员工的培训
培训工作包括上岗前培训和上岗后的定期培训，培训的方式可采用理论培训和现场演练两种方式，培训的内容包括基础培训、技能培训和应急培训三部分。
? 加强环保设备的管理
建立环保设备台帐，制定主要环保设备的操作规程及安排专门操作人员，建立重点处理设备的环保运行记录等。
? 落实管理制度
除加强环保设备的基础管理外，还需狠抓各项管理制度的落实，制定环保经济责任制考核制度，以提高各部门对环境保护的责任感。
8.3.2.2地下水环境管理建议
由于拟建工程有气田水回注工程，地下水一旦发生污染具有难以恢复性，因而，地下水的污染防治是重中之重，本评价提出以下地下水环境管理建议:
? 项目部环境保护管理部门指派专人负责防止地下水污染管理工作。
? 项目部环境监测部门或油田公司环境监测部门指派专人负责技术管理工作，负责地下水监测原始资料、监测报告的收集、核查和整理工作。
? 加强地下水水质监测，与项目部环境管理系统相联系。
? 根据实际情况，按事故的性质、类型、影响范围、严重后果分等级地制订相应的预案。在制定预案时要根据基地环境污染事故潜在威胁的情况，认真细致地考虑各项影响因素，适当的时候组织有关部门、人员进行演练，不断补充完善。
? 按照《地下水环境监测技术规范》(HJ/T 164-2004)要求，规范地填报、上报监测数据表格。
? 在日常例行监测中，一旦发现地下水水质监测数据异常，应尽快核查数据，确保数据的正确性。并将核查过的监测数据通告项目部安全环保部门，由专人负责对数据
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 进行分析、核实，并密切关注生产设施的运行情况，为防止地下水污染采取措施提供正确的依据。应采取的措施如下:
? 了解开发区域生产是否出现异常情况，出现异常情况的装置、原因。
? 加大监测密度，如监测频率由每月(季)一次临时加密为每天一次或更多，连续多天，分析变化动向。
? 与附近地表水体的水质监测数据进行相关分析。
? 与当地的环保局建立正常的信息交流渠道，了解区域地下水的水质情况。
? 周期性地编写地下水动态情况报告。
? 定期对污染区的生产装置、储罐、法兰、阀门、管道等进行检查。 8.3.2.3事故风险的预防与管理
? 对事故隐患进行监护
对事故隐患进行监护，掌握事故隐患的发展状态，积极采取有效措施，防止事故发生。根据国内外气田开发过程中相关设施操作事故统计和分析，工程运行风险主要来自第三方破坏、管道腐蚀和误操作。对以上已确认的重大事故隐患，应本着治理与监护运行的原则进行处理。在目前技术、财力等方面能够解决的，要通过技术改造或治理，尽快消除事故隐患，防止事故发生;对目前消除事故隐患有困难的，应从管理和技术两方面对其采取严格的现场监护措施，在管理上要加强制度的落实，严格执行操作规程，加强巡回检查和制定事故预案。
? 制定事故应急预案建立应急系统
首先根据本工程性质、国内外气田开发事故统计与分析，制定突发事故的应急预案;建立起由治安、消防、卫生、环保、工程抢险等部门参加的重大恶性污染事故救援指挥中心，救援指挥中心的任务是掌握了解事故现状，向上级报告事故动态，制定抢险救援的实施方案，组织救援力量，并指挥具体实施。一旦接到事故报告便可全方位开展救援和处置工作。其次是利用已有通讯设备，建立重大恶性事故快速报告系统，保证在事故发生后，在最短的时间内，报告事故救援指挥中心，使抢救措施迅速实施。
? 强化专业人员培训和建立安全信息数据库
有计划、分期分批对环保人员进行培训，聘请专家讲课，收看国内外事故录像资料，吸收这些事件中预防措施和救援方案的经验，学习借鉴此类事故发生后的救助方案。日常要经常进行人员训练和实践演习，锻炼指挥队伍，以提高他们对事故的防范和处理能力。
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建立安全信息数据库或信息软件，使安全工程技术人员能及时查询到所需的安全信 息数据，用于日常管理和事故处置工作。
8.3.2.4污染物排放清单
拟建项目运营期污染物排放清单见表8.3-3。
表8.3-3 项目运营期污染物排放清单一览表
产生处理排放污染物种类 产生量 环境保护措施 排放量 执行标准 浓度 效率 浓度
气田不集中至处理厂污石油类、37290 含甲醇 水处理，达标回 0 3SS m/a 污水 注
气田含延北甲醇污水处石油类、《气田水回注方法》3甲醇污2145m/a 理厂处理，脱甲 0 SS、甲醇 (SY/T 6596-2004) 水 醇后达标回注
收集后在天然气生产废22242 SS 处理厂污水处 0 3m/d 水 理，达标回注 3污水量 1650m/a / / 0 /
生活污化粪池+MBR处COD 0.58t/a 350 92% 0 “零”排放 水 SS 0.33t/a 200 理后绿化、洒水。 96% 0
NH-N 0.033t/a 20 91% 0 3 0.06 t/a 0 0.06 t/a 烟尘《大气污染物综合排放放空火通过75m 高火标准》(GB16297-1996) 炬区NO 0.82 t/a 炬点燃排放 0 0.82 t/a x中二级标准;
1.00 t/a 0 1.00 t/a 烟尘《锅炉大气污染物排放导热油引入12m高的排标准》(GB13271-2014) 炉NO 13.22 t/a 气筒排放 0 13.22 t/a x燃气锅炉标准
0.06 t/a 0 0.06 t/a 三甘醇烟尘引入15m 高的 再沸釜排气筒排放 0.81 t/a 0 0.81 t/a NO x 烟尘5.23 t/a 安装脱硝装置、0 5.23 t/a 《锅炉大气污染物排放燃气压通过8m排气筒标准》(GB13271-2014) 缩机组NO 29.94 75% 7.49 x排放 燃气锅炉标准 44 无组织逸1.56×101.56×10 33m/a m/a 散烃类 无组织排放
甲醇 0.167t/a 0.167t/a
MDEA 88.56×10富液闪蒸 0 43PmP/a 无组织废气 引入燃料气系统 排放 三甘醇再利用 14.48×10 0 生塔闪蒸43PmP/a 气
《饮食业油烟排放标准食堂油烟 0.025t/a 4.0 油烟净化器 75% 0.001 1.6 (试行)》排放限值
85,105 《工业企业厂界环境噪设备噪声 采取隔声、消声 dB(A) 声排放标准》 清管渣(机杂、杂屑、 0.28t/a 危险废物，送有 0.28t/a 《危险废物贮存污染控硫化铁) 资质单位集中处制标准》(GB18597,废润滑油 31.5 t/a 31.5 t/a 置 2001) 含油污泥 4 t/a 4 t/a
设置垃圾箱(桶)
临时存放，定期《城市生活垃圾管理办
生活垃圾 21.5t/a / 由专用车辆送至/ 21.5t/a / 法》(建设部令第157
城市垃圾填埋场号)的有关规定
卫生填埋
8.3.2.5排污口信息
164
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
拟建项目应根据《环境保护图形标志—排放口(源)》(GB15562.1-1995)以及环境保护图形标志—固体废物贮存(处置)场》(GB15562.2-1995)规定的图形，在各气、水、排污口(源)和固体废物贮存场设置提示性环境保护图形标志，做到各排污口(源)的环保标志明显，便于企业管理和公众监督。
环境保护图形标志具体设置图形见表8.3-4。
表8.3-4 环境保护图形标志设置图例一览表
排放口 废水排放口 废气排放口 一般固体废物
图形符号
背景颜色 绿色
图形颜色 白色
排放口 危险废物 噪声排放口 一般固体废物
图形符号
背景颜色 黄色
图形颜色 黑色
8.3.2.6环境管理台账
根据建设项目特点、环境影响特征及拟采取的主要污染防治措施，建立项目环境管理台账，为环境保护行政主管部门监督管理提供参考依据。具体见表8.3-5。
表8.3-5 拟建项目环境管理台账一览表
序号 名称 内容
建立项目文件资料档案，包括项目立项、审批、施工、1 项目文件资料台账 监理、验收、公众参与等文件资料，统一归档备查
包括环境管理体系、环境管理制度名录、环境管理负2 环境管理制度台账 责人员及联系方式等内容
生活污水管理台账 记录项目生活污水产生、处理等内容
生产废水管理台账 记录项目生产污水产生、处理等内容
生产废气管理台账 记录项目生产废气产生、处理等内容
食堂油烟管理台账 记录项目餐厅油烟废气产生、处理等内容 “三废”污染物管3 噪声管理台账 记录项目噪声污染源噪声产生与治理等内容 理台账 一般工业固体废物台账 记录项目一般工业固体废物产生与治理等内容
危险废物台账 记录项目危险废物产生与治理等内容
污水回注台账 记录项目污水回注情况等内容
生活垃圾管理台账 记录项目生活垃圾产生、处理等内容 4 施工期环保设施(措施)建立施工期施工营地、拌合站、施工便道等临时工程
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 序号 名称 内容
台账 环保设施(措施)台账，记录施工期废气、废水、固
体废物污染防治设施及生态保护设施(措施)情况，
施工结束后拆除、恢复情况
环保设施(措施)5 生活垃圾收集设施台账 记录项目生活垃圾收集设施数量、规模 台账
生活污水处理设施运行维生活污水处理设施运行情况、维护维修情况记录 护台账
生活垃圾收集设施运行维生活垃圾收集设施运行情况、维护维修情况记录 护台账
大气污染治理设施运行维大气污染治理设施运行情况、维护维修情况记录 护台账
6 环保设施维护清单 污水处理站运行维护台账 污水处理站设施运行情况、维护维修情况记录
噪声治理设施运行维护台噪声治理设施运行情况、维护维修情况记录 账
一般工业固废收集设施运一般固废收集设施运行情况、维护维修情况记录 行维护台账
危险废物收集设施运行维危险废物收集设施运行情况、维护维修情况记录 护台账
记录监测时间、监测点位、监测因子、监测频次、监环境质量监测资料台账 测结果、监测单位等
记录监测时间、监测点位、监测因子、监测频次、监污染源监测资料台账 测结果、监测单位等 7 监测资料台账 记录监测时间、监测点位、监测因子、监测频次、监生态监测资料台账 测结果、监测单位等
记录监测时间、监测点位、监测因子、监测频次、监事故监测资料台账 测结果、监测单位等
项目风险防范设施，包括风险防范设施名称、数量和风险防范设施台账 规格
风险防范设施运行维护台记录风险防范设施名称、位置、运行情况、维护维修
账 情况、执行人员及联系方式 8 事故风险管理台账 填写事故风险隐患排查登记表，记录隐患排查时间、事故风险隐患排查台账 地点、问题、负责人员及联系方式等
建立项目突发环境事件台账，记录突发环境事件发生
突发环境事件台账 时间、地点、污染物事故排放强度、应急处置过程和
处置结果等内容 8.4环保竣工验收清单
根据建设工程污染物排放特征，产建工程竣工后，环保验收的主要内容列于表8.4-1，供项目竣工验收时参考。施工结束后，建设单位应负责对征地范围进行植被恢复与绿化;临时占地的植被恢复与绿化根据与当地政府部门所签协议，明确责任人，避免竣工验收时出现责任不明确。
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 表8.4-1 环保设施竣工验收清单(建议) 验收清单 污染源或污验收标准 类别 位置 防治设施 数量 染物
放空火炬区非正常废气自动点火装置、火炬高度75m1 根/ 导热油炉烟气高度12m 的排气筒1 根《锅炉大气污染物排放标准》新建燃气锅炉标准 天然气处理 大气污染控制 三甘醇再沸釜烟气高度15m 的排气筒1 根/套厂 燃气压缩机组烟气高度?8m 的排气筒，压缩机配套脱硝装置1 根/套《大气污染物综合排放标准》二级标准
清管站放空火炬非甲烷总烃自动点火装置、火炬高度?10m1 根/套
气田水230m?/d 污水处理系统1 套天然气处理污水处理区 《气田水回注方法(》SY/T 6596-2004，)达标回注 水污染控制 含甲醇污水延北甲醇污水处理厂处理后回注1 套厂 初期雨水池初期雨水690m? 1 座/
燃气压缩机噪声排气筒消声装置/
厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》噪声污染控制 各种空冷器噪声低噪声设备，消声器/
2 类标准 / 各种泵噪声隔声、消声、减震设施
清管区清管废渣危险固废，暂存设施，送有资质的危废处置单位2 处合理处置，不外排
天然气处理厂污水处理区含油污泥危险废物，暂存设施，送有资质的危废处置单位/ 合理处置，不外排
固废污染控制 压缩机区废润滑油危险废物，送有资质的单位回收/ 集中堆放，严禁油品洒落
天然气处理厂、生产基地、 生活垃圾 设生活垃圾集中存放点，定期清运 1 套/站 集中堆放，送环保指定的垃圾填埋场进行卫生填埋 集气站
甲醇储罐区甲醇 确保事故状态下，泄漏物料和消防废水不 外泄 处理厂 设置围堰 1 座 污水灌区气田水、生产废水风险防范 事故预警措施火灾报警系统、可燃气体检测报警系统
应急预案环境风险应急预案
专职环保管理人员1 ,2 人
环境管理 环境管理制度、环境监理报告、试生产核查报告、环境风险应急预案等
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 8.5环境监测计划
环境监测是企业环境管理体系的重要组成部分，也是环境管理规范化的主要手段，通过对企建设单位要污染物进行分析、资料整理、编制报表、建立技术文件档案，为上级环保部门和地方环保部门进行环境规划、管理和执法提供依据。
环境监测计划的制定与执行将保证环境管理措施的实施和落实，并及时发现问题，促进环境管理措施的修正和持续改进。对运行期间的污染源及环境监测要求委托具有环境监测资质和国家计量认证资质专业机构承担。
8.5.1监测对象和环境因子
根据项目建设活动中对区域环境可能产生的污染影响，确定环境监测对象为生态环境(土壤环境、野生动植物、景观与植被等)、水、气、声和固废。各监测对象的环境因子分别选择如下:
? 生态环境:土壤有机质、土壤侵蚀类型、程度、侵蚀量;野生动植物的种类、 数量及栖息地、繁殖地和国家保护物种;景观类型、植物类型、生物量。
? 地表水环境:pH 值、石油类、COD、SS、硫化物和氨氮。
? 地下水环境:pH 值、石油类、挥发酚、高锰酸盐指数、氨氮、氟化物、总硬度、 六价铬。
? 大气环境:SO2、NO2、PM10 和非甲烷总烃。
? 声环境:等效连续 A 声级。 监测范围一般根据各种污染因子对环境产生的影响范围而定，具体范围可参见环境
影响范围。
8.5.2监测计划
本项目环境监测计划见表8.5-1。
表 8.5-1 环境监测计划
监测类别 监测项目 监测点位置 测点数 监测频率
燃气锅炉排气筒 烟尘、SO、NO 排气筒出口 1个点 每年1次 2x
厂界污染源监控点 非甲烷总烃、甲醇 厂界四周 4个点 每年1次 污染
pH、SS、石油类、COD、pH、SS、石油类、COD、源监每年2次 污水处理设施 1个点 甲醇、硫化物和氨氮 甲醇、硫化物和氨氮 测
每年2次 厂界噪声 等效A声级 厂界四周 4个点
燃气压缩机组排气筒 烟尘、SO、NO 排气筒出口 1个点 每年1次 2x
环境PM、PM、SO、NO、102.522环境空气 宋家沟村 1个点 每年2次 监测 非甲烷总烃、HS、甲醇 2
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
监测类别 监测项目 监测点位置 测点数 监测频率
地下水 详见表8.5-2
监测 类别 监测点位 内容 频次 单位 地表 污水处理设施进 pH、SS、石油类、COD 每月1次 水 水口和出水口(回注水) 有资质环境 宋家沟村 SO、NO、PM、非甲烷总烃、甲醇 每半年1次 2210监测单空气 处理厂厂界 非甲烷总烃、甲醇 每半年1次 位 声环 处理厂厂界 等效连续 A 声级 每季度1次 境
根据《环境影响评价技术导则?地下水环境》(HJ610-2016)及《地下水环境监测技术规范》(HJ/T164-2004)等规定，项目建成后应对地下水环境进行长期动态监测。本项目地下水评价工作等级为三级，拟在厂址区布设1个地下水跟踪监测井，本项目厂址区地下水污染跟踪监测情况见表8.5-2。
另外，将地下水跟踪监测结果及其它情况定期进行分布。公布内容主要包括(1)项目厂址区地下水跟踪监测数据，项目厂址区污废水产生的类型、数量和污染物浓度等;(2)厂址区生产设备、污废水贮存设施的状况以及跑冒滴漏记录。
表8.5-2 项目地下水跟踪监测点布设情况
孔号 位置 井深(m) 功能 监测频率 监测项目
厂址区内 厂址区，跟踪监测井 丰、平、枯水期各一次 石油类 1 30
建设单位配备相应的监测仪器与设备，由建设单位自行进行地下水水质的日常监测，并由建设单位编制地下水跟踪监测报告，定期对地下水跟踪监测结果进行公布。通过日常监测一旦发现水质监测结果异常，应立即委托有资质的监测单位进行监测，确定地下水是否受到污染，并公布监测结果。 8.5.3档案管理
要建立监控档案，监测数据、污染控制治理设施管理状况、污染事故的分析和监测数据等均要建立技术文件档案，为更好的进行环境管理提供有效的基础资料。 8.6环保监督管理
陕西省延安市环境保护局负责对项目环境保护工作实施监督管理，组织和协调有关机构为项目环境保护工作服务，审查环境影响报告书，监督项目环境管理计划的实施，负责项目环保设施的竣工验收，确认项目应执行的环境管理法规和标准。具体要求按照《建设项目环境保护事中事后监督管理办法(试行)》(环发[2015]163号)执行。 8.7环保信息公开
建设单位应严格执行《建设项目环境影响评价信息公开机制方案》(环发[2015]162
169
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 号)要求，全过程向社会公开建设项目的环评信息。主要包括以下内容:
(1)公开环境影响报告书编制信息。根据建设项目环评公众参与相关规定，建设单位在建设项目环境影响报告书编制过程中，应当向社会公开建设项目的工程基本情况、拟定选址、周边主要保护目标的位置和距离、主要环境影响预测情况、拟采取的主要环境保护措施、公众参与的途经方式等。
(2)公开环境影响报告书全本。建设单位在建设项目环境影响报告书编制完成后，向环境保护主管部门报批前，应当向社会公开环境影响报告书全本，一并公开公众参与情况说明。报批过程中，如对环境影响报告书进一步修改，应及时公开最后版本。
(3)公开建设项目开工前的信息。建设项目开工建设前，建设单位应当向社会公开建设项目开工日期、设计单位、施工单位和环境监理单位、工程基本情况、实际选址、拟采取的环境保护措施清单和实施计划、由地方政府或相关部门负责配套的环境保护措施清单和实施计划等，并确保上述信息在整个施工期内均处于公开状态。
(4)公开建设项目施工过程中的信息。项目建设过程中，建设单位应当在施工中期向社会公开建设项目环境保护措施进展情况、施工期的环境保护措施落实情况、施工期环境监理情况、施工期环境监测结果等。
(5)公开建设项目建成后的信息。建设项目建成后，建设单位应当向社会公开建设项目环评提出的各项环境保护设施和措施执行情况、竣工环境保护验收监测和调查结果。对主要因排放污染物对环境产生影响的建设项目，投入生产或使用后，应当定期向社会特别是周边社区公开主要污染物排放情况。
170
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书
9结论
9.1建设项目概况
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目厂址位于宝塔区蟠龙镇贯屯社区宋家沟村，处理厂所处位置位于宋家沟村的南侧山包上。
83项目建设主要内容为:本天然气净化项目净化区建设规模为14×10m/a，设置2套230
4343×10m/d脱碳装置和2套230×10m/d脱水装置。配套建设包括梁村清管站、清管站至净化厂集输管线、外输联络线、天然气增压、输气首站、天然气脱碳、天然气脱水、燃料气系统、空氮站及分析化验、供热系统、供配电系统、通信系统、给排水及消防系统和中心控制室等部分内容。天然气处理，采用MDEA(N-基甲二乙醇胺)溶液脱二氧化碳，TEG(三甘醇)脱水工艺。本工程的主要产品是净化天然气(LNG)，总占地面积
2117106.67m，项目总投资为34513.76万元，项目环保投资为3200万元，占总投资的9.27%。
9.2环境质量现状评价
(1)环境空气质量现状
评价区环境空气中SO、NO小时值和24小时均值均符合《环境空气质量标准》22
(GB3095-2012)中的二级标准限值，PM24小时均值符合《环境空气质量标准》(GB309510
,2012)中二级标准限值要求。硫化氢(一次最高允许浓度)、非甲烷总烃(小时平均值)、甲醇(一次最高允许浓度)浓度值也符合相应标准限制要求，环境空气质量现状良好。
(2)地表水环境质量现状
本次现状监测的蟠龙川2个断面中，监测期各监测因子监测值均满足《地表水环境质量标准》中?类水质要求，项目区河段水环境质量较好。
(3)地下水质量现状
本次现状结果表明监测期各监测点位各监测因子均满足《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中?类水质要求，区域地下水质量良好。
(4)声环境质量现状
由现状监测结果可看出，拟建天然气处理厂四周厂界和宋家沟村噪声值均符合《声环境质量标准》(GB3096,2008)2类标准昼间60dB(A)，夜间50dB(A)的要求，项目
171
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 拟建地声环境质量良好。
9.3污染物排放情况
拟建项目运营期污染物排放清单见表9.3-1。
表9.3-1 项目运营期污染物排放清单一览表
产生环境保护措处理排放污染物种类 产生量 排放量 执行标准 浓度 施 效率 浓度
气田不集中至处理石油类、37290 含甲醇 厂污水处理， 0 3m/a SS 污水 达标回注
气田含依托延北甲石油类、3甲醇污2145m/a 醇污水处理 0 《气田水回注方法》SS、甲醇 水 厂处理(SY/T 6596-2004)
收集后在天
生产废然气处理厂22242 SS 0 3m/d 水 污水处理，达
标回注 3污水量 1650m/a / 化粪池/ 0 /
生活污COD 0.58t/a 350 +MBR处理92% 0 “零”排放 SS 0.33t/a 200 96% 0 水 后绿化、洒
NH-N 0.033t/a 20 91% 0 水。 3
烟尘0.06 t/a 通过75m 高0 0.06 t/a 《大气污染物综合排放放空火火炬点燃排标准》(GB16297-1996) 炬区NO 0.82 t/a 0 0.82 t/a x放 中二级标准;
烟尘1.00 t/a 0 1.00 t/a 导热油引入12m高的
炉NO 13.22 t/a 放烟囱排放 0 13.22 t/a x《锅炉大气污染物排放 三甘醇烟尘0.06 t/a 引入15m 高 0 0.06 t/a 标准》(GB13271-2014) 再沸釜NO的烟囱排放 0.81 t/a 0 0.81 t/a x燃气锅炉标准 烟尘5.23 t/a 安装脱硝装0 5.23 t/a 燃气压置、通过8m 缩机组NO 29.94 75% 7.49 x烟囱排放 44 无组织逸1.56×101.56×10 33m/a m/a 散烃类 无组织排放
甲醇 0.167t/a 0.167t/a
MDEA 88.56×10富液闪蒸 0 43PmP/a 无组织废气 引入燃料气排放 三甘醇再系统利用 14.48×10生塔闪蒸 0 43PmP/a 气
《饮食业油烟排放标准食堂油烟 0.025t/a 4.0 油烟净化器 75% 0.001 1.6 (试行)》排放限值
采取隔声、消《工业企业厂界环境噪85,105 设备噪声 dB(A) 声 声排放标准》 清管渣(机杂、杂屑、 0.28t/a 0.28t/a 危险废物，送《危险废物贮存污染控硫化铁) 有资质单位制标准》(GB18597,废润滑油 31.5 t/a 31.5 t/a 集中处置 2001) 含油污泥 4 t/a 4 t/a
设置临时存
放，定期由专《城市生活垃圾管理办
生活垃圾 21.5t/a / 用车辆送至/ 21.5t/a / 法》(建设部令第157
城市垃圾填号)的有关规定
埋场填埋
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 9.4主要环境影响评价
9.4.1大气环境影响评价
(1)正常工况
?有组织排放
本项目投入运行后，正常工况下，在天然气处理厂内的主要污染源中，以导热油炉的污染物落地浓度和占标率最大，其烟气中的NOx占标率为7.77%，最大地面浓度为
30.01943mg/m，位于污染源下风向244m处;其次，污染物落地浓度相对较大的是天然气处理厂内的三甘醇再沸釜，其NOx占标率为6.07%，最大地面落地浓度为
30.01518mg/m。由预测结果可以看出，项目运行过程中天然气处理厂内的主要有组织污染源的最大落地浓度远小于《环境空气质量标准》中二级标准浓度限值。
?无组织排放
3类比监测结果显示，净化厂非甲烷总烃浓度小时值 0.20,1.46 mg/m未出现超标。可见天然气处理厂运行期无组织排放非甲烷总烃对评价区域环境空气质量的影响很小。
根据预测结果，天然气处理厂甲醇储罐区的无组织排放对环境空气的影响程度很小，其最大落地浓度占标率为0.7%(预测取《工业企业设计卫生标准(TJ36-79)》“居
3住区大气中有害物质的最高容许浓度”中甲醇一次值3.0mg/m)。
?环境防护距离
综合考虑卫生防护距离和大气防护距离，并结合厂区平面布置，确定本项目环境防护距离为天然气处理厂边界外50m范围。据现场调查，拟建天然气处理厂的环境防护距离内无环境敏感点，不涉及环保搬迁问题。评价要求环境防护距离范围内不得新建居住区、医院、学校等环境空气敏感目标。
(2)非正常工况
非正常状态下，天然气放空火炬燃烧废气直接排放后，其主要污染物PM和NO102
33的最大落地浓度分别为:6.92E-05μg/m、9.23E-02μg/m，均满足我国《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中2类标准要求，最大落地浓度均位于污染源下风向317m处。由此可见，本项目开停车或事故状态下，天然气放空火炬燃烧废气直接排放后，对评价区环境空气质量影响很小。
9.4.2地表水环境影响预测评价
本项目运行期分离的气田水排入厂内污水处理系统污水沉降罐统一处理，冬季工况
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 下产生的含醇气田水依托延北甲醇污水处理厂进行处理，达标后回注地层，不外排;厂区生产废水(主要包括MDEA脱碳装置分离废水、导热油区供热系统排水、循环水站下清水、地坪冲洗、化验废水和污水处理系统双滤料过滤罐反冲洗排水等)，全部收集进入天然气处理厂内污水处理系统进行处理后回注;厂区生活污水经该生活污水处理装置处理，达标后用于天然气处理厂绿化和道路洒水;厂内初期雨水池，经污水处理系统处理达标后回注，不外排。项目废水对蟠龙川地表水质环境影响很小。
事故状态下，事故围堰内的有效容积大于泄漏和消防水总量。一旦发生泄漏事故，泄漏甲醇和消防废水可收集进入污水罐储存，然后由延北甲醇污水处理厂进行处理，达标后回注地层，不外排。事故发生时对地表水不会产生严重影响。
9.4.3地下水环境影响分析评价
本项目对地下水的污染途径主要来自厂区内跑、冒、滴、漏的污水、废液经土层渗透污染地下水，以及固废等临时贮存场地污染物下渗影响。
评价要求厂区生产装置区、罐区、废水沟管、循环水池、固体废物临时贮存等设施均做防渗处理，防止污染物下渗对浅层地下水造成污染。项目产生的危险废物贮存容器、暂存场地的建设应严格按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)等标准进行。综上分析，项目运营对该地区地下水环境的影响较小。
9.4.4噪声环境影响评价
在采取噪声控制措施后，厂界噪声均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类标准。因此，本项目噪声源对厂界外声环境影响不大。 9.4.5固体废物影响评价
本项目固废主要有一般工业固体废物、危险废物和生活垃圾。废润滑剂、废活性炭、废MDEA溶液、含石油类污泥均属于危险废物，均送有危险废物处置资质的单位处置。废脱硫剂在厂内集中收集后返回厂家回收利用，生活垃圾交环卫部门统一处理。采取以上处置措施后，固废对环境产生的影响较小。
9.4.6生态环境影响评价
本工程的建设对评价区生态环境有一定的不利影响，在采取有效的生态环境保护与恢复措施后，工程建设对环境敏感目标的影响轻微。但该区域生态环境脆弱，工程施工期对土壤的扰动可能加剧区域土壤侵蚀、造成植被破坏、土壤结构与肥力和植被破坏，
174
延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 必须加强工程施工期的环境管理，实施有效的水土保持措施。
9.4.7环境风险评价
工程发生风险事故的类型主要有天然气管线泄漏、甲醇储罐泄漏、回注水发生事故。评价分析了外输联络线泄漏后下风向甲烷浓度分布、外输联络线泄漏并不完全燃烧后下风向CO浓度分布、天然气处理厂甲醇储罐泄漏后下风向甲醇浓度分布以及甲醇储罐火灾情况下CO浓度分布。评价风险预测结果表明:
输气管线泄漏的情况下，下风向甲烷浓度未超出其窒息浓度限值，不会影响周边居民生命安全;输气管线发生泄漏进行不完全燃烧的情况下，下风向CO最大落地浓度未超出半致死浓度和立即威胁生命和健康浓度，不会影响周边居民的生命安全。但由于该浓度超过了工作场所最高允许浓度和居住区最高允许浓度，将在短时间内对环境空气产生一定的影响。
甲醇储罐泄漏不发生火灾时，最不利气象条件下，会导致下风向9.5m范围内人员立即威胁生命和健康。火灾爆炸次生CO在最不利气象条件下，下风向51.3m范围空气中CO浓度超出立即威胁生命和健康浓度。以上范围均处于厂区内部，不涉及处理厂东 北侧的宋家沟村，不会影响周边居民的生命安全。
评价针对站场运行及人员管理等方面提出了环境风险防范措施，并针对可能发生的环境风险事故制定了风险事故应急预案，当事件一旦发生时可迅速加以控制，使危害和损失降低到尽可能低的程度。评价认为，在积极采取各种风险事故防范措施，制定详细的事故应急预案并严格执行的情况下，本工程的环境风险能够降低至可接受水平之内。 9.5公众意见采纳情况
调查结果显示当地群众环保意识很强，100%的公众表示赞同，没有公众持反对意见。公众对本项目各项环保措施与环境管理工作十分关注，所提出意见、要求与建议具有一定的针对性、符合实际。评价认为公众意见是合理的，应引起建设单位的重视，妥善处理好项目建设与环境保护和群众利益三者关系，将其落到实处。同时，建设单位对公众的合理化意见与建议将积极采纳，做出了采纳说明，详见附件。 9.6污染防治措施
9.6.1大气污染防治措施
? 施工期大气污染防治措施
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施工期针对扬尘产生的不同原因，采取相应的控制措施;做好运输路线的选择和硬化，尽量利用现有道路网络;施工场地少占土地，对施工范围以外土地尽量少扰动，避免因植被破坏引起扬尘。针对机械和车辆尾气防治措施，评价要求加强施工机械和车辆运行管理与维护保养，减少废气的排放。
? 运行期大气污染防治措施
运行期的集输、处理、外输等采用全密闭生产工艺，一般情况下不会泄漏，正常生产调压及特殊工况放空排放的天然气通过放空火炬燃烧;厂区导热油炉、燃气压缩机组、加热炉、三甘醇再沸釜等设备均采用天然气作为燃料，属于清洁燃料，燃烧后产生的烟尘、NO排放浓度满足国家相应标准的要求。综合考虑卫生防护距离和大气防护距离，X
并结合厂区平面布置，确定本项目天然气处理厂和集气站的环境防护距离为站场边界外 50m范围。据现场调查，各站厂选址环境防护距离内无环境敏感点，不涉及环保搬迁问题。评价要求环境防护距离范围内不得新建居住区、医院、学校等环境空气敏感目标。 9.6.2水污染防治措施
? 施工期水污染防治措施
施工期主要废水为施工人员产生的生活污水，施工中设移动环保厕所，生活污水量小统一收集后用于植被浇灌。
? 运行期水污染防治措施
运行期的生活污水集中处理后用于绿化浇灌植被等，处理达标的生产污水和气田水回注地层，不外排，实现废水零排放。
9.6.3噪声防治措施
? 施工期噪声污染防治措施
? 对不同的噪声源做好减振基础和设置隔音罩等降噪措施，减少噪声传播，避免形成污染影响。在不能对声源采取有效措施情况下，对可能受噪声影响的居民采取发放噪声个人防护器材、解释、经济补偿等措施，消除污染影响;或采取高噪声设备夜间禁止施工的措施，避免夜间噪声超标对附近村民带来不利影响。
? 人员、车辆进出尽量不安排在附近村民休息之后。
? 施工便道尽量远离村庄，施工设备特别是高噪声设备减少夜间使用。
? 运行期噪声污染防治措施
天然气处理厂在选址时应符合石油天然气站场的有关设计规范提出的距离要求，以
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 免运行过程中出现噪声扰民现象。在集气站运行过程中应加强对空气压缩机、机泵、空冷剂等高噪设备的管理，避免噪声对外界产生干扰。通过采取上述措施，项目运行期声环境影响较小。
9.6.4固体废弃物处置措施
? 施工期固体废弃物污染防治措施
施工期固废主要有、焊渣和建筑垃圾。生活垃圾设生活垃圾收集点，送当地环卫部门指定地点集中处置。焊渣施工单位全部回收利用，不外排。建筑垃圾，集中收集后运往当地换环卫部门指定地点处置。施工机械产生的废机油属危险固废，应按照国家关于危险废物处理处置的标准和管理要求进行处置和管理，要求送有资质单位集中处置。
? 运行期固体废弃物污染防治措施
项目运行过程中产生的生活垃圾，分类收集，堆放于指定的区域，设防风防雨措施，专车运输至指定地点集中处理或交当地环卫部门处理;清管废渣属危险废物，在站内设置防渗收集桶，统一送有资质的危废处置中心;天然气处理厂内污水处理系统产生的污泥属于危险固体废物，应按照国家关于危险废物处理处置的标准和管理要求进行处置和管理，送有资质单位集中处置。
9.6.5生态环境保护措施
? 生态环境影响避免措施
站场建设避开各类保护区域，避免占用基本农田，管线埋设尽量避免或减少穿越野生植被覆盖度高的林地，在破坏植被后实施植被破口锁边工程。
? 生态环境影响减缓措施
施工过程中破坏的植被，竣工后要立即进行土地复垦和植被重建工作，表层土同层回填;土方严禁堆积在河道;严禁施工车辆随意开辟施工便道，道路两侧要建立立体护路林带;管线铺设后恢复植被;安全防护距离内采取工程措施，安全防护距离外的扰动区域进行植被恢复。
? 生态环境整治措施
工程施工应与防止水土流失工程同步进行、统一验收，站场区地面平整后恢复植被，站场区进行地面硬化、四周布设防护林，管线区回填复耕、恢复植被。
? 生态环境恢复措施
建设单位有义务和责任承担该地区生态环境恢复重建工作，在项目建设总投资中应
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延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目环境影响报告书 在环保投资中增加生态恢复重建的费用;对于生态敏感区及周边200m的区域要保持原 系统的结构，周边受到干扰破坏的区域，原则上应采取恢复措施，不采取重建措施;在其它受破坏和干扰的区域，应选择当地乡土植物种或在当时多年引种成熟的植物进行植被重建。
9.6.6退役期环保措施
对拆除地面设施和管线过程中产生的垃圾及时外运，送至指定的垃圾填埋场处理。 保留各类绿化、生态保护设施，以保持评价区生态环境功能不变。
9.7环境影响经济损益分析
本工程的实施，可以改善用气地区能源结构，替代煤炭燃烧，减少因燃煤造成的环境污染，改善大气环境质量，从环境经济损益分析角度评价，属较轻污染工程，只要保证必要的生态保护和污染治理投资，可以取得经济与环境的协调发展。
3由上述分析可以看出，该工程建成后，每年可提供天然气 14×108m，可替代标准煤155万t/年，理论上可减少因燃煤排放的 SO:161.13t/a、NO:13028.44 t、烟尘:2X
4427.70t、灰渣:35.62×10 t/a，对改善用气区域环境质量将起到良好作用，同时也可以节省 SO、NO、烟尘、固体废物等处理费用，减少燃煤灰渣引起的土地占用，环境效2X
益非常明显。
9.8环境影响评价结论
综合分析结果表明，拟建的延113-延133井区14亿方/年天然气开发项目地面工程宋家沟天然气处理厂项目符合国家产业政策和地方的相关规划要求。本项目不存在重大环境制约因素，工程建设的环境影响可以接受、环境风险可控，环境保护措施经济技术能满足长期稳定达标，项目的建设符合当地生态环境保护要求，当地群众支持该项目建设。从环境保护角度分析，本项目建设是可行的。
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