中国石化海南炼油化工有限公司炼油项目环境影响补充报告书

中国石化海南炼油化工有限公司炼油项目环境影响补充报告书（简本）中国石化海南炼油化工有限公司（原海南实华炼油化工有限公司）海南炼化续建项目自2003年3月正式恢复启动，在总体设计阶段原油加工能力按600万吨/年设计（下称原项目），由原中石化上海石化环保技术中心（即现上海南域石化环境保护科技有限公司）负责、协作单位海南瑞岛环境顾问有限公司和青岛海洋大学环境保护研究中心参加，完成了《海南实华炼油化工有限公司海南炼化续建项目环境影响报告书》的编制。于2004年6月28日经国家环保总局环审[2004]224号文批复。根据国家发改委对炼油中长期规划新建炼油项目规模不得低于800万吨/年的要求，同时为提高整个项目的投资回报率，经中石化集团公司研究决定，中国石化海南炼油化工有限公司在项目的基础设计过程中对建设项目进行优化调整，优化后的全厂原油加工能力按800万吨/年实施（下称本项目），工艺总流程保持了原有的基本框架，增加了减压蒸馏单元和蜡油加氢裂化装置，部分生产装置生产规模作相应调整。根据《建设项目环境保护管理条例》规定，本项目应重新进行环境影响评价。建设单位就此向国家环保总局请示，国家环保总局同意本项目环评补充报告的编制充分利用原600万吨/年项目的环境影响报告书资料的原则，评价重点为工程分析、清洁生产、总量控制、环境风险等专题，大气、海域环境影响专题不作预测计算，仅作变化比例分析，其它评价专题内容尽量利用原报告书的分析及结论内容。评价单位上海南域石化环境保护科技有限公司接受建设单位委托，积极收集工程资料，进行调查分析，编制形成本报告书。1建设项目概况1.1项目名称、建设性质及建设地点本项目名称为中国石化海南炼油化工有限公司海南炼化炼油项目。本项目属在建设过程中加工能力调整扩大的新建工程。本项目建设地点在海南省洋浦经济开发区西海岸金海纸浆公司南侧。项目区域位置图示于图1。1.2工程建设内容1.2.1主体工程建设内容本项目主体工程（生产装置）由原14套调整为15套，其调整情况见表1-1。（1）常压蒸馏装置内增加减压蒸馏单元，装置名称改为常减压蒸馏。加工能力由600万吨/年扩大为800万吨/年。（2）新增蜡油加氢裂化装置1套，加工来自减压蒸馏的减一、减二、减三线渣油馏份。加工能力为120万吨/年。（3）在整体流程框架不变的情况下，按各中间产品馏份油原料数量变化调整下游装置规模：石脑油加氢重整装置及异构化装置规模扩大；航煤和柴油加氢精制装置规模不变；催化原料预处理装置和重油催化装置规模略有下降；气体分馏和化工装置甲基叔丁基醚及聚丙烯保持规模不变；制氢、酸性水汽提和硫磺回收装置规模扩大。表1-1主体工程调整情况序号装置名称规模调整前（总体设计）调整后（基础设计）1常减压蒸馏104t/a600/0800/2502催化原料预处理104t/a3203103重油催化裂化104t/a3002804脱硫脱硫醇104t/a相应相应5气体分馏104t/a60606连续重整（含苯抽提）104t/a801207异构化104t/a15208甲基叔丁基醚104t/a10109制氢Nm3/h400006000010柴油加氢精制104t/a20020011航煤加氢精制104t/a303012蜡油加氢裂化104t/a012013硫磺回收和溶剂再生104t/a6814酸性水汽提t/h15018015聚丙烯104t/a20201.2.2辅助设施建设内容本项目主要辅助工程（系统）建设内容调整情况见表1-2、表1-3。表1-2主要辅助工程调整情况序号系统（单元）名称调整前（总体设计）调整后（基础设计）1原油罐区10×104m36座5×104m32座10×104m36座5×104m32座成品油罐区总容积51.5×104m3总容积59.8×104m3中间罐区总容积11.4×104m3总容积11.9×104m32码头30×104吨原油泊位1个，通过能力600万吨10×104吨成品油泊位1个0.5×104泊位5个，通过能力共510万吨30×104吨原油泊位1个，通过能力1750万吨10×104吨成品油泊位1个0.5×104泊位3个，通过能力780万吨/年，共2530万吨3汽车装车设施设成品油装车台汽油、柴油、燃料油、液化气装车台12座4净化水厂设净化水厂，供应3×104m3/d取消净化水厂，3.96×104m3/d由洋浦有限公司直供5循环水场循环水量设计能力3×104m3/d循环水设计能力3.96×104m3/d6污水处理场及配套含油污水处理系列380m3/h含盐污水处理系列200m3/h污水场废气处理污泥脱水设施7m3/h污泥焚烧设施1t/h含油污水处理系列450m3/h含盐污水处理系列200m3/h污水场废气处理污泥脱水设施12m3/h污泥焚烧设施1t/h7锅炉房75t/h燃气锅炉2台75t/h燃气锅炉3台汽轮机（透平）背压式2台、凝汽式4台共43900KW背压式5台、凝汽式3台共30000KW8水处理站除盐水站350m3/h软化水站250m3/h凝结水站240m3/h除盐水站和软化水站共750m3/h凝结水站240m3/h9空压站335Nm3/min离心空压机3台1100Nm3/min离心空压机台10空分N28000Nm3/h深冷空分1套N28000Nm3/h深冷空分1套11供电二回路外供电源二回路外供电源12火炬气柜20000m3火炬2支气柜20000m3火炬2支13污水排放口经金海纸浆公司排水口入海设独立排水口入海，排水口在金海口南50m处14危险废物填埋场规划：送海南省待建的危险废物中心处理场送海南危废中心处理场，目前自建中转设施15一般工业废物填埋场自建3000t/a规模占地3.25公顷送洋浦经济开发区一般工业废物填埋场（见附件）16环境监测设监测站监测站及中心化验室建筑面积470m217总图占地面积108公顷厂区东边界线东扩89m，总占地面积116公顷表1-3码头规模序号项目单位数量备注1泊位数个52设计吞吐量万吨/年14323设计通过能力万吨/年2530原油码头1750万吨/年成品油码头780万吨/年4码头长度m470/35030万吨级泊位/10万吨级泊位5引桥长度m1812/12330万吨级泊位/10万吨级泊位6占用海域面积万m2134/14230万吨级泊位/成品油码头1.3.主要原料（1）原油阿曼原油640万吨/年（含硫1.04％）；文昌原油160万吨/年（含硫0.183％）。阿曼原油、文昌原油混合原油（阿曼/文昌为4:1）,混合原油硫含量为0.87%，属含硫石蜡—中间基原油。（2）甲醇3.711万吨/年。（3）天然气（制氢原料）10.6万吨/年。1.4产品方案炼油部分主要生产液化气、汽油、航煤、柴油、硫磺和燃料油等产品，化工产品为苯和聚丙烯，以及为苯乙烯项目提供催化干气（乙烯）。全厂产品见表1-4。表1-4主要产品产量序号名称单位数量备注1液化气104t/a48.282汽油104t/a243.80欧III93#、欧III95#、欧III97#3煤油104t/a20.03#航煤4柴油104t/a385.990#柴油5硫磺104t/a6.626聚丙烯104t/a21.497苯104t/a5.838乙烯104t/a2.20厂外回收9燃料油104t/a13.89外卖10MTBE104t/a8.522外卖11废聚合物104t/a0.54外卖1.5燃料气体燃料见表1-5。表1-5燃料消耗及规格名称数量万吨/年来源规格前后净化干气10.0413.96自产H2S≤20mg/Nm3；CH413.46(Vol%)；C2H617.46；C3H813.92；C4H109.73；C5+2.47；H241.69；N20.36；H2O0.91净化催化干气5.06.80自产H2S<20mg/Nm3；CH427.61％；C2H612.02％；C2H211.71％；C3H80.07％；C3H60.65％；H228.49％；N215.71％；H2O0.67％天然气4.31618.9外供H2S≤50mg/Nm3；CH476.03％；C2H61.51％；N220.53％1.6公用工程消耗（1）电全厂电力负荷正常值为104.9MW，最大值为135.5MW，由两回路外供电源供电。（2）蒸汽全厂蒸汽负荷列于表1-6。表1-6全厂蒸汽负荷表蒸汽（t/h）3.5MPa1.0MPa0.35MPa产生消耗产生消耗产生消耗4444442802808383全厂蒸汽动力平衡设计主要由装置余热锅炉和蒸汽发生器提供中、低压蒸汽。为满足开工工况负荷，使保证管网稳定性安全性，锅炉房内原2台75t/h燃气锅炉调整为3台，与催化裂化装置余热锅炉联合布置。（3）新鲜水本项目新鲜水（工业水）用量为1400m3/h，所需源水由开发区供给，水源为松涛水库。（4）循环水全厂设置一座循环水场，供给装置及相应的配套系统工程用水。空压站、空分站自建附有小型玻璃钢凉水塔的循环水冷却设施。本项目循环水用量见表1-7。表1-7新鲜水和循环水量单位m3/h序号装置或单元名称新鲜水循环水1常减压蒸馏装置1013022催化裂化原料预处理19313重油催化裂化装置4制氢装置1505煤油加氢精制装置606柴油加氢精制装置2497气体分馏装置62348MTBE装置7269连续重整装置572410C5/C6异构化装置14111加氢裂化105212酸性水汽提装置29013硫磺回收装置5014溶剂再生95415聚丙烯装置360016脱硫脱硫醇5517热工系统（除盐水系统）568空压752锅炉1218储运系统2525819循环水场+污水处理场44220厂内生活用水1521化验、中控、仓库、总变1522码头用水60小计113534073（炼油25973化工8100）23未预见用水255炼油3827化工1900210合计1390循环冷水温度33°C循环热水温度43°C浓缩倍数4-51.7总平面布置厂区范围南北总约980m，东西方向北边界长约3050m，南边界长约1900m，比调整前向东扩展约90m。总占地面积116公顷，火炬设备区及管带占地约2公顷。总平面布置格局：厂区内由北向南依次布置管理区、辅助设施区、装置区、油品储运区、装卸设施区和污水处理场。根据风向条件，人员集中的管理区、消防站和对空气质量要求较高的空分设施布置在厂区的上风向，而相对污染较重的污水汽提、硫磺联合装置和污水处理场等则位于厂区的西部边缘和下风向。根据工艺流程，原油罐区布置在靠近码头的罐区一端，工艺装置区布置在厂区中央，向南依次布置原料油罐区和成品油罐区。动力设施(配电、循环水场、水处理设施等)紧邻装置区北侧布置，靠近负荷。原油罐区和原料油罐区也紧邻相对应的装置布置，便于装置自抽。根据外部运输条件，汽车装卸设施布置在厂区西侧，从厂区西侧直接与外部道路相通。同时，具有固体产品外运的装置(聚丙烯、硫磺)也布置在厂区的西侧边缘，方便其产品由西侧的疏港公路外运。根据地形条件和排水方向，污水处理场布置在厂区最低处——厂区西南角。火炬设施布置在厂区外西侧海边滩涂地。危险废物中转设施布置在厂区东南角。考虑未来发展，炼油工程预留东侧为发展端，装置区、辅助设施区、油品储运区可同向向东发展，使近远期有较好的衔接。同时在污水处理场和汽车装卸设施内部也预留了远期发展的用地。总平面布置示于图2。厂区总平面可划分为如下功能区：管理区——包括综合办公楼、化验楼、小车库、停车场等；装置区——包括三套炼油联合装置、聚丙烯装置；辅助设施区——包括给水泵站、循环水场、水处理设施、变配电设施、空分空压站、仓库、污水处理场等；油品储运区——包括原油罐区、原料油罐区、成品油罐区、液化气罐区等；汽车装卸区；火炬区。1.8定员及生产作业制度本项目定员不超过500人。装置年开工时数8400小时（聚丙烯装置为8000小时）。三年一大修。1.9建设投资及环保投资本项目建设投资为人民币103.8亿元，环保投资5.9596亿元，环保投资占建设投资比例为5.737％。2建设项目的清洁生产本环评从生产全过程污染控制出发，对原料、产品、工艺技术与设备、节能降耗、污染物控制与治理、污染物排放等方面进行分析。2.1清洁的原料和产品本项目使用含硫量仅为0.87％的混合原油，属较低含硫原油。本项目采用全加氢流程，最终产品干气、液化气、汽油、航空煤油、柴油等产品含硫大大降低，汽油、煤油全部达到欧Ⅲ排放对产品的指标要求。2.2工艺技术与设备的清洁化常减压蒸馏装置增设了减压蒸馏，减一、二、三线馏份在新增的加氢裂化装置内后续加工，优化全项目流程。采用“三顶”气回收技术，减顶气引入本装置加热炉，加热炉采用节能技术及先进合理的换热网络等。本项目装置均选用国内先进、成熟的工艺技术与设备，个别国内不能解决的工艺技术引进专利使用权，自行设计。进口少量国内不能解决的设备总原则立足国内。2.3节能降耗全厂数种物料协调统一处置，可减少设备重复设置、节约占地、便于利用，如塔顶气集中回收，回收塔顶气去回收轻烃、加氢低分气集中脱硫后去PSA提纯回收H2，替代部分天然气，全厂氢气协调安排，加氢型与非加氢型酸性水分别汽提处理，满足不同装置回用水利用指标，减少彼此间水质污染，实现尽可能回用。富胺液集中再生，降低了能耗，避免富胺液再生后高浓度的H2S气体在输送中产生腐蚀和危险。硫回收装置尾气处理采用“SSR”工艺，不采用在线炉或任何外供能源的加热设备，使过程气总量较有在线炉的同类工艺少5～10％，尾气SO2排放量相对较少。全项目能耗84.8kg标油/t原油。2.4有效的污染治理本项目用较低硫原油，中间馏分全加氢流程，对加工中产生的酸性水进行按加氢和非加氢型分别进行处理和利用，对产生的酸性气进行硫磺回收及对硫回收排出的尾气进行加氢和焚烧等从整个生产过程实施了污染控制，在此基础上对生产中产生的“三废”进行了有效治理，使排入环境的污染物大大减少。（1）废气治理①严格控制轻烃的损失，储罐采用浮顶罐、球罐、做到有组织排放和密闭排放。如污水处理系统废气收集处理，取样采用密闭式取样等，对汽车装卸采用密闭、抽气、回收做燃料气，减少无组织排放。②火炬系统加气柜、压缩机回收设施，回收大部分烃类气体，回用做燃料。③燃料气全部进行脱硫，全厂加热炉、锅炉均采用净化的燃料气，大大减少燃料燃烧废气中SO2排放。④催化裂化原料预加氢处理，清洁了催化原料同时减少了再生烟气中SO2的排放。⑤催化再生烟气采用四旋分离，使烟气中粉尘达标排放。⑥合理设置选择排气筒高度，使烟气、工艺废气提高烟气的抬升，利于扩散和稀释，使排出的污染物浓度达标。⑦污水处理场在处理污水时产生的恶臭气体，通过密闭收集处理，大大减少污水处理时产生的恶臭。（2）废水治理对生产中产生的废水进行清—污分流、污—污分治，部分废水处理后回用。①污水与假定净水分流，生产中的含盐、含油及含硫污水分开收集处理。②污水进行分别治理含盐、含油较高的废水与一般含油废水分开，分别进入污水处理场中含盐污水系列和含油污水系列分别处理。含盐污水处理达到排放后深海排放，含油污水处理达到回用标准后全部回用，大大减少废水外排，提高水回用率。含硫废水经酸性水汽提除去的H2S、NH3气送硫回收外，净化水大部分送回装置回用，少量送含油污水系列处理，处理后同样回用。③提高循环水浓缩倍数（>4.4），减少循环水合格排污水量，提高水重复利用率达96.7%，同时减少补水量，降低水耗。（3）固体废物处理废吸附剂、催化剂除部分回收贵金属外大部分送厂固废中转设施暂存，待海南省危险废物处理中心建成后再送出。本项目产生的一般工业废物在洋浦区固体废物填埋场安全填埋。三泥经脱水后与聚丙烯废油脂、工艺中产生的废溶剂均送焚烧炉焚烧、烧后少量灰渣送厂中转设施暂存，其它聚丙烯产生的PP粉粒等降级出售。本项目产生的固体废物全部得到合理的处理、处置和综合回收、利用，外排为零。（4）声污染控制与治理本项目对加热炉采用低噪音火嘴，电机采用低噪音电机加隔音罩，压缩机进机房加隔音处理，蒸汽排放加消声器等，采用消音、隔音及低噪音设备，使设备噪音低于85-90dB(A)，符合“工业企业噪声控制设计规范”要求。实现全过程污染控制后减少了“三废”排放。3建设项目的环境保护措施本项目优化调整前后治理措施的依托和变化情况见表3-1。表3-1治理措施调整情况调整前调整后废水处理含硫废水处理设计能力150m3/h酸性水汽提装置，单塔汽提回用污水处理场含油污水系列设计能力180m3/h酸性水汽提装置，单塔汽提回用污水处理场含油污水系列污水处理场含油污水系列设计能力380m3/h隔油－混凝－气浮－A/O生化－活性炭吸附－回用设计能力450m3/h油水分离－混凝－气浮－MBR生化－过滤－回用污水处理场含盐污水系列设计能力200m3/h隔油－混凝－气浮－CASS生化－二沉－金海纸浆厂排口深海排放设计能力200m3/h油水分离－混凝－气浮－NOVO氧化沟－混凝沉淀－本项目自设排口深海排放清净废水金海纸浆厂排口深海排放本项目自设排污口深海排放废气处理燃烧烟气排气筒高空排放不变酸性气制硫装置2×3×104t/a，加氢尾气焚烧排放制硫装置2×4×104t/a，加氢尾气焚烧排放催化再生烧焦烟气四级旋风分离－磁分离－高空排放不变放空油气干式气柜－燃料气管网超压时120m火炬燃烧干式气柜－燃料气管网超压时130m火炬燃烧污水处理场废气加盖汇集－生物脱臭处理：加盖汇集－浸渍型活性炭床处理；报告书推荐方案：生物脱臭工艺废气重整再生烧焦气碱洗、水洗，聚丙烯风送空气旋风除尘不变无组织排放的控制原油、汽油浮顶罐储存，液化气、聚丙烯原料气球罐储存，柴油、重质油拱顶罐加氮封汽油装车装卸设回收系统不变固废贵金属催化剂供应商回收或利用不变“三泥”污水处理场焚烧炉焚烧不变危险废物设中转暂存设施，远期送海南省危险废物处理中心不变一般固体废物本项目设固废填埋场送洋浦区固体废物填埋场安全填埋4周围环境概况本项目所在洋浦经济技术开发区近年来无新建大型建设项目，环境质量现状直接利用2004年4月海南炼化续建项目环境影响报告书监测评价资料。4.1大气环境质量现状评价区内大气环境现状监测表明，评价区域内大气环境质量现状良好，各个监测点SO2、NO2均远优于《环境空气质量标准》GB3095-1996（修改版）中一、二级标准。监测点位TSP和PM10日平均浓度污染指数均小于1，特征污染因子苯、硫化氢及非甲烷总烃在各监测点污染指数均小于1，其均未超过评价标准限值。4.2地下水环境现状项目建设地区地下水高锰酸盐指数、NH3-N、总大肠菌群等水质指标，除个别点位总大肠菌数超标外，其余均符合《地下水质量标准》中的Ⅲ类标准。4.3海水水质现状调查pH、溶解氧、化学需氧量、生化需氧量、无机氮、非离子氨、活性磷酸盐、石油类、硫化物、汞、Cd、Pb、六价铬、总铬、Cu、Zn、As、挥发性酚等17项海水水质符合《海水水质标准》GB3097-1997中的二级标准，该海域总体水质现状良好。沉积物中除了Cu外，Hg、Cd、Pb、Zn、As、硫化物及石油类在监测点位均满足《海洋沉积物质量标准》一级要求。4.4浮游、底栖生物现状调查按照《海洋监测规范》对评价海域调查结果为：海域浮游植物生物多样性指数平均为3.85，生物分布均匀度为0.88。海域浮游动物生物多样性指数平均为2.94，生物分布均匀度为0.76。底栖动物测算的生物多样性指数为2.65，生物分布均匀度为0.88。4.5厂界及区域声环境现状调查厂界噪声符合《工业企业厂界噪声标准》GB12348-90中III类标准；环境噪声符合《城市区域环境噪声标准》GB3096-93中2类标准，该区域声环境质量良好。5建设项目的环境可行性5.1符合产业政策本项目为800万吨/年炼油联合装置，是对原600万吨/年建设规模的优化调整，主体工程新建生产装置共15套，其中增设原油减压蒸馏单元和蜡油加氢裂化装置，使总工艺流程保持“常减压蒸馏－催化原料预处理－重油催化裂化/蜡油加氢裂化”的基本框架，并对相关工艺装置和配套码头、贮运及公用工程等系统作相应调整。本项目为石油化工项目，属十五期间国家重点发展的石油化工行业。按照国家发展和改革委员会第40号令（2005.12.2）《产业结构调整指导目录（2005年本）》，“提高油品质量的炼油及节能降耗装置改造”属于产业结构调整鼓励类。本项目优化调整后规模化、集约化方面符合产业发展要求，调整装置组成更趋合理，全加氢工艺流程使轻油收率、综合商品率、清洁产品和环境保护等方面具有明显优势，汽煤柴产品质量、收率和全厂节能降耗及清洁生产水平等多项指标均有所提高，体现了当前石化工业的发展水平。因此，本项目的建设符合国家石化发展的产业政策。5.2符合当地发展规划和环境规划洋浦经济开发区是1992年3月经国务院批准设立的国家级开发区，根据2005年3月省规委审查通过的总体规划方案成果，规划区总用地面积为69.04km2，规划面积31km2。洋浦开发区的发展目标为：以造纸、石化和临港加工工业为主的开发区。规划区范围：东到新英湾，西到北部湾岸线，南到洋浦鼻，北至沿三都镇部分用地。总体布局为“两廊、三带、四区、一中心”布局结构。两廊为位于大型工业区和轻工业区之间的220KV高压线和天然气输气管线及其它市政设施防护绿化走廊和位于工业区与居民区之间的快速路环境绿化走廊。以两廊布局形成三条功能带和四个功能区，西部为大型造纸、石化工业区，中部为造纸、石化后续加工和高新技术园区，东部新英湾滨海地区为开发区管理服务中心和居住生活区，南部为港口物流区。工业用地占51.9％，其中三类工业（有一定污染的大型工业）项目用地占66.7％，规划居民用地占9.5％，规划期（～2020年）人口规模7万人，居住区内规划有中学2所，小学5所，医院1所及所属门诊部若干。为避免工业和居住之间互相干扰的矛盾，规划建议干冲镇、新都镇位于工业用地内的所有居住建筑和村庄全部搬迁到东部，新英湾海滨的居住区（滨海新城）搬迁建设分期分布进行。本项目位于洋浦西侧的Ⅲ类工业用地发展区，已经预留504公顷作建设炼油项目用地，本项目优化调整后在规划用地范围内向向东外扩89m，厂区内占地面积116公顷，较原项目增加8公顷。洋浦开发区所在的洋浦半岛岸线利用规划经海南省人大批准，对其中龙门岸线、峨蔓－神头岸线、神头－干冲岸线作为大型临海工业岸线。本项目原油及成品油码头选址在上述岸线处。码头区占地15公顷不变。本项目的建设必将促进洋浦开发区的繁荣和发展。洋浦开发区环境质量规划规定，东部滨海公园、新英湾海滨的居住区、一类和二类居住区及公共设施区为一类环境空气功能区。中西部的其它区域为二类环境空气功能区。东部新英湾水质保护区、西部白蝶贝保护区、幼鱼幼虾保护区海域属一类水质功能区，西部工业岸线区为工业用水区，属二类水质功能区。洋浦港区及码头区为三类水质功能区。污水集中排污区超二类水质功能区面积控制在3km2内。按洋浦经济开发区环境空气质量功能区划，本项目厂址属二类环境空气质量保护区，执行环境空气质量二级标准。大气环境调查和预测表明，本项目正常排放时对环境的影响可满足功能区划要求。30万吨级原油码头选址不变，10万吨级成品油码头减少1个5000吨级泊位，选址均符合儋州市白蝶贝自然保护区的规定和洋浦港总体规划，按洋浦经济开发区近岸海域环境功能区划，本项目涉及的码头区和排污区，最大浓度不劣于三类。预测表明，本项目正常排放情况下满足海域环境功能区划要求。按洋浦经济开发区声环境功能区划，本项目属3类标准适用区域，本项目作业噪声排放可满足功能区划要求。5.3清洁生产先进水平遵照清洁生产指导思想，对本项目从生产全过程污染控制出发，对原料、产品、工艺技术与设备、节能降耗、污染物控制与治理、污染物排放等方面进行清洁生产水平分析。本项目选用阿曼与文昌混合原油品种不变，属较低含硫原油。液化气、汽油、航煤、柴油产品质量指标保持不变。汽油、煤油全部达到欧Ⅲ产品的指标要求。分析计算表明，本项目吨原油取水量为1.46t水/t原油；水重复利用率为96.78%；水回用率为54.08%；加工吨原油工业废水产生量为0.542t水/t原油；COD单排量为0.264kg/t原油。本项目属燃料型炼油厂，从生产工艺与装备要求、资源能源利用、污染物产生、产品和环境管理要求等方面指标对本项目作清洁生产水平进行比较，生产技术装备环境管理要求硫化物、挥发酚、CODCr产生率、吨原油废水产生量、汽油柴油产品指标可达到HJ/T125-2003《清洁生产标准石油炼制》标准的一级或优于二级标准，综合能耗取水量、石油类产生率达到二级标准，净化水回用率达到三级标准，表明本项目总体达到了国内清洁生产先进水平，部分指标达到了国际清洁生产先进水平。本项目常减压蒸馏装置采用国内成熟的常压蒸馏工艺技术，采取多项节能措施，综合能耗、原料加工损失率、含油污水单排量、含硫污水单排量符合一级标准，水油类含量、加热炉烟气、SO2含量达到三类，常减压蒸馏装置总体上达到国内清洁生产先进水平。催化裂化装置反应部分采用MIP工艺，国内多套装置上应用该工艺，效果良好，对应HJ/T125-2003标准中的催化裂化装置三项指标，综合能耗、原油加工损失率、SO2单排量、烟气中粉尘达到一级，石油类含量、烟气中SO2含量达到二级，含硫污水单排量及石油类含量为三级，该装置的总体清洁生产水平为介于国内清洁生产先进水平和国内清洁生产基本水平之间。5.4达标排放（1）废水本项目排放的废水主要产生于工艺装置、储运系统和公用工程设施。根据各自污染物性质，按“清污分流”、“污污分治”的原则划分为含硫污水、含盐污水、含油污水等排水系统，根据不同的系统采用不同的治理措施。含硫污水来自炼油厂各工艺装置，采用单系列单塔低压汽提工艺除去H2S、NH3等污染物。处理后净化水部分回用于生产装置，其余部分排至污水处理场含油污水系列。含油污水主要来自工艺单元的排水、储运系统排水、装置的初期雨水、原油罐罐顶初期雨水等。在污水处理场进入含油污水系列，经隔油、浮选后进行生化处理，处理后的水回用于循环水场等。含盐污水包括污染物浓度较高的电脱盐污水以及压舱水、污泥滤后液和循环水场旁滤罐反洗排水等，在污水处理场采用隔油、混凝、浮选、生化接触氧化等工艺处理，处理后的含盐废水达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准，由污水排放口深海排放。调整前海南石化污水排放与金海纸浆污水排放为同一排放口，调整后改为自行设立污水深海排放排放口，其位置设在金海浆纸厂的排放口南侧50米的14米等深线处。本项目不需处理的生产废水属清净废水，本报告书规定排放方式由自行设立的污水排放口深海排放。清净雨水系统接纳厂前区雨水和装置区未被油品污染的雨水，经监控后排入开发区现有的雨水排海口。（2）废气本项目废气按其来源和排放方式分燃烧烟气、工艺废气、火炬气等有组织排放废气和无组织排放废气。燃烧烟气来自生产装置的加热炉、重沸炉、催化再生烧焦和硫磺回收的尾气处理焚烧炉等各种炉子燃烧产生的烟气，燃烧后排出的主要污染物为二氧化硫、氮氧化物和烟尘等。工艺废气主要来自聚丙烯装置乙烯丙烯净化、MTBE回收塔、聚丙烯储存风送系统、液化气“双脱”装置的碱渣罐等排出的废气，主要含非甲烷总烃。火炬排放的烟气，为正常排入的工艺废气及非正常工况排放的气体经火炬燃烧后排放的烟气，主要污染物为二氧化硫、氮氧化物和烟（粉）尘等。无组织排放主要来自贮罐的大小呼吸和装卸过程中的泄漏、各装置阀门、管线、泵等运行跑、冒、滴、漏的逸散到大气中的废气和污水处理场隔油、浮选、生化产生的废气。为了降低废气中二氧化硫的排放量，本项目工艺流程上采取全加氢工艺，使原油中的硫最大限度地以硫化氢的形式从油品中分离出来，对酸性水汽提装置和气体脱硫装置产生的酸性气，设置硫磺回收装置，既可使原油中约95％左右的硫作为资源得以回收，又避免其以气体的形态进入大气污染环境，达到保护环境的目的。硫磺回收装置采用部分燃烧法二级克劳斯制硫工艺，及SSR尾气处理工艺，硫回收率达到99.8%，回收硫磺后的尾气经焚烧处理后排放，污染物排放符合《大气污染物综合排放标准》的要求。加热炉、锅炉等均使用脱硫燃料气、天然气，从根本上减少SO2和烟尘的排放。本项目催化进料为经过ARDS加氢脱硫后的常压和减压渣油，含硫量约为0.24%，可使催化烧焦烟气中二氧化硫的排放量大幅度下降。为进一步减少催化剂粉尘排放对大气的影响，在三旋后放空烟气线上设置四旋，将大部分粉尘从烟气中分离回收，烟气中粉尘量<200mg/Nm3。烟气中污染物的排放量均符合《工业炉窑大气污染物排放标准》的要求。连续重整装置再生器烧焦后的放空气经过碱洗、水洗，去除HCl和Cl2，达标排放。各装置安全阀启跳放出的烃类气体、事故状态下排出的和开停工吹扫排出的气体均排入油气回收系统，设置一座20000m3干式气柜，回收作燃料利用，超压后进入火炬焚烧，火炬的高度为130m。硫磺回收装置事故排出的酸性气通过单独的放空管道引至火炬顶部烧掉。为减少无组织排放量，原油、轻油油罐采用浮顶罐储存，液化气、聚丙烯原料、异构化原料采用球罐，不易挥发的重质油品采用拱顶罐加氮封，以减少烃类气体损失；汽油装车设油气回收装置，回收率可达80-90%；装置中采样均要求采用密闭方式；塔顶不凝气均予以回收。污水处理场产生的挥发性废气经处理后排放，符合《危险废物焚烧污染控制标准》，减少恶臭影响。（3）固废处理处置本项目固体废物共计10487t/a，主要是各装置产生的废催化剂、吸附剂、污水处理场产生的活性污泥等。按国家分类规定，可分为危险废物、一般工业固体废物和其他废物三大类。对以上的固体废物，要求进行全过程管理和减量化、资源化、无害化安全处理处置。危险废物产生量合计为9793t/a，包括废催化剂、废吸附剂和污水生化处理产生的活性污泥。危废中的贵金属的废催化剂，送制造厂回收利用；油泥污泥等可燃性危废，由自建的回转式焚烧炉焚烧；其他危废先送本项目内中转设施暂存，远期送海南省危险废物处理场进行处理处置。一般工业废物产生量为84t/a，主要由催化裂化原料预处理、航煤加氢精制和柴油加氢各反应器产生的废瓷球等，送洋浦开发区固体废物填埋场安全填埋。其他固体废物产生量为610t/a。包括催化裂化原料预处理、空分吸附器和聚丙烯净化器产生的吸附剂、硫磺回收和制氢和异构化装置产生的废催化剂和码头垃圾，送自建固体废物填埋场填埋处理；聚丙烯造粒、包装产生废物100t/a，降级销售综合利用。通过规范化的处理处置，本项目固废向环境外排量为0。（4）噪声本项目新增加氢裂化装置强声源主要是各种机泵、加热炉、空冷器、压缩机、风机、挤压机、火炬及各种气体放空噪声，声压级为90~92dBA。本项目的主要噪声源分布在厂址的中间位置。厂址的北面为金海浆纸厂，东面为海南炼化的预留发展区，西面为海岸线，所以只有南面需按厂界噪声控制。预测表明可以满足工业企业厂界噪声标准GB12348-1990（Ⅲ类）的要求。（5）环保治理设施（措施）“三同时”检查表为确保本项目环保治理设施（措施）的落实，列出了本项目环保“三同时”检查表。环保治理设施（措施）“三同时”检查表类别序号治理设施（措施）名称调整比较投产时间调整后规模调整前调整后废水治理1含硫污水汽提装置规定项目规定项目装置投产前180m3/h2污水处理场含盐污水、含油污水系列规定项目规定项目装置投产前200m3/h/450m3/h3含油污水和含油雨水提升泵站规定项目规定项目装置投产前8座/5座4雨水监控池规定项目规定项目装置投产前有效面积16600m25污水厂净化废水排海工程规定项目装置投产前新设污水排放口废气治理1气体硫脱、脱硫醇装置规定项目规定项目装置投产前2硫磺回收装置规定项目规定项目装置投产前8万t/a3浮顶储罐规定项目规定项目装置投产前4油气放空回收及火炬系统规定项目规定项目装置投产前3系列5汽油装车油气回收设备规定项目规定项目装置投产前6污水处理场废气处理装置规定项目装置投产前7各装置废气排放筒规定项目规定项目装置投产前固废治理1催化裂化装置催化剂四旋规定项目规定项目装置投产前2危险固废中转设施规定项目规定项目装置投产前3污泥脱水和焚烧炉规定项目规定项目装置投产前1t/h4废渣填埋场规定项目取消5.5满足总量控制要求本项目通过清洁生产、全过程污染控制和落实三废治理措施，外排污染物实现达标排放，在此基础上，经过核算，调整前后列入总量控制的污染物排放量如下：调整后t/a调整前t/a变化量t/aCODcr133.52124.8168.70石油类11.916.5945.316氨氮21.0413.17.88SO23129.53275.38-117.98烟尘771.96798.77-26.81固体废物外排环境量000本项目运行后，污染物排放总量与和原项目环评报告的总量相比较，虽然原油加工量明显增大，但SO2排放量减少约117.2t/a，烟（粉）尘排放量减少约26.81t/a，主要是SO2和烟（粉）尘的重要排放源催化裂化装置加工量略有减少。烟气排放量略增是各加热炉燃料量的增加。由于含油污水处理后得到回用，因此废水外排量也仅略有增加，引起污染物CODCr、石油类和氨氮相应的少量增加。本项目的污染物排放总量的具体落实，需建设单位向海南省国土环境资源厅申报，取得批准。5.6区域环境质量级别不改变本项目优化调整后因污染源强变化较小，故环境影响预测以2004年海南炼化续建项目环境影响报告书的预测结果为基础，进行比例分析。（1）大气影响预测预测表明，在主导风向和E类稳定度时，最大浓度落地点污染物一次浓度（叠加本底）SO2为0.0236mg/m3，占相应标准限值的比例为4.72％；NOX为0.0274mg/m3，占相应标准限值的比例为11.42％；PM10为0.0976mg/m3，占相应标准限值的比例为97.6％；日均最大浓度（叠加本底）SO2为0.0171mg/m3，占相应标准限值的比例为8.73％；NOX为0.0249mg/m3，占相应标准限值的比例为20.75％；PM10为0.0985mg/m3，占相应标准限值的比例为98.5％；分析预测表明，本项目因污染物NOX排放增量很小，SO2和烟（粉）尘排放减少，对大气环境影响仍可维持二级标准水平。非甲烷总烃一次浓度（叠加本底）和日均最大浓度（叠加本底）分别为3.3535kg/m3和1.6329mg/m3，占厂界标准值的83.84％和40.82％，分析预测小风条件下本项目因无组织排放量上升而导致厂界浓度接近标准限值。9个关心点（自然村）SO2、NOX、PM10、非甲烷类总烃均可维持二类标准水平。本项目卫生防护距离为600m，防护距离内无居民居住。（2）海域环境影响预测调整前报告书对设在神尖角以南900m，14m等深线处金海纸浆厂排放口的预测结果为：CODMn的本底值为0.99mg/L，CODMn增量叠加本底浓度为1.01mg/L；石油类的本底值为0.010mg/L，增量叠加本底浓度为0.012mg/L。CODMn、石油类满足二类海水水质标准限值。调整后项目CODMn和石油类排放与调整前比较，增量分别为6.97%和80.62%，鉴于本项目自设的排污口与金海纸浆排污口相距50m，两者之间水利条件和水交换能力没有差别，按比例分析预测，评价区海域仍可保持二类海水水质不变。在正常排放状况下，对海洋生态和渔业影响是可以接受的。（3）固废环境影响本项目固废产生量增加2242t/a，固废种类不变，包括危险废物、工业废物。其处理处置主要包括回收、综合利用、填埋和焚烧等几种措施，其中危险废物送海南省危险废物中心处理处置，工业固体废物送洋浦区固体废物填埋场填埋；对油泥等固体废物本项目自建焚烧炉。通过以上措施使产生的固体废物达到综合利用、减容、减量和无害化。处理处置的可行，处理处置中采取了环境保护措施，防止二次污染，做到达标排放，对环境的影响有限。（4）厂界噪声影响预测调整前项目报告书评价结果表明，拟建项目营运期厂界四周环境噪声在昼间、夜间均符合（GB12348-90）的III类标准。厂区周围自然村庄产生的噪声，在昼间、夜间均符合（GB3096-93）的Ⅱ类标准，对居民区声环境不会造成明显影响。本项目调整后噪声源无重大变化，预测厂界及厂区周围自然村噪声环境均可达标。5.7环境风险管理（1）遵照国家环保局（90）环管字057号《关于对重大环境污染事故隐患进行风险评价的通知》和环发（2005）152号《关于加强环境影响评价管理防范风险的通知》精神，按《建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）》方法，按一级评价等级，对项目进行环境风险评价。（2）本项周围保护目标有：A．居民区S方向2.4～3km为干冲区，18861人；NE方向为新都区，6403人；5.0km新英湾海滨居住区，8508人。按新规划（2005年版）开发区工业用地的居民将搬迁到东部新英湾海滨居住区；B．围敏感目标干冲小学（1748人）、干冲二小（2038人）、夏兰小学（578人）、干冲医院（60人）；C．项目近岸海域有新英湾水质保护区、白蝶贝保护区、幼鱼幼虾保护区；D．项目北侧为森林公园等。（3）本项目所涉及原辅料及产品中，存在易燃易爆危险性物质和毒性物质，按照GB18218-2000《重大危险源识别》规定，列入重大危险源的是原油、汽油、石脑油、LPG、乙烯、丙烯、苯、硫化氢、氨、氢气、CO、氯等。本工程包括15套装置及其相应的配套和辅助设施。根据各装置重要生产设备，物料及数量、工艺参数等因素和物料危险性的分析，识别出生产运行子系统加氢精制裂化和硫回收等是重点功能单元，主要危险性装置。原油罐区、汽油罐区为主要危险区。其主要危险特征为火灾爆炸。码头系统的引桥输油管线、船岸衔接（包括输油臂）及船舶三部分存在引起溢油事故的潜在危险性。搁浅、碰撞是溢油事故的重要事故。本工程事故主要分为火灾、爆炸和毒物泄漏等类型，这些事故可能发生在生产装置、贮存和运输等不同地点。本项目装置布置为4个装置区，共8套联合装置，每个装置区相对集中，一旦某一部分发生因超温、超压、泄漏等原因而发生火灾爆炸事故，将可能引发其他装置的连续效应和重叠的火灾爆炸事故；也将可能因物料在爆炸后的逸散、流动进一步引发相邻装置或贮罐区的连锁效应。发生装置火灾爆炸事故，还有可能破坏供电、供水系统。引起相关装置的因失电而停车或失电，失水停止加热或冷却，引起继发性事故。本工程涉及的物料原油、石脑油、汽油、柴油、液化石油气、苯、硫化氢等，当发生火灾爆炸事故时，会同时造成伴生污染物进入大气。火灾事故救火过程产生的消防污水往往夹带各种有毒有害物质和油品，如没有得到有效控制，可能会污染清下水系统，造成次生水体污染事故。泄漏物料进入海域的溢油事故因溢油飘散造成水质污染和水生生物危害。（4）本工程风险评价的最大可信事故设定为：重整苯抽提装置苯罐设备故障，管道或阀门破损，苯泄漏进入环境，泄漏率2000（kg/h）释放时间0.5（h）；原油罐区贮装卸、倒罐中设备故障，管口破裂或误操作，原油外溢，火源引起燃烧爆炸，泄漏率1.0×106（kg/h）释放时间2（h）；罐酸性水汽提及硫回收贮罐设备故障，阀门破损，H2S和氨泄漏进入环境，泄漏率500（kg/h）释放时间0.5（h），；码头船舶卸料中，船与码头碰撞，金属软管脱落，原油泄漏入海，释放量500（t）释放时间0.5（h）污染水域。本工程毒物泄漏引起环境风险的最大可信事故概率以5.0×10-5估算，油罐火灾爆炸最大可信事故概率以8.7×10-5估算。（5）事故后果的环境影响：A．原油贮罐火灾事故及其引起二次污染预测预测表明，当原油罐发生最大可信事故时，火灾危及人员生命安全的热辐射范围在50m以内，由于罐区范围内无常住人员暴露，因此，造成人员死亡可能性较小。火灾热辐射的严重危害范围在142m以内，属厂区范围内，不会对厂外环境构成严重环境影响。装置区内损失主要为设备损坏。火灾时，原油燃烧过程中同时会产生大量的烟尘、SO2和NO2等污染物，将对周围环境产生影响。SO2最大落地浓度值780mg/m3，对人的急性毒性可引起严重喉部刺激和窒息感。其影响范围在1400m2左右。B．装置区毒物泄漏主要考虑苯、H2S和氨。最大可信事故情况下，这些毒物泄入周围大气中，对环境和生态造成危害，这种危害与气象条件密切相关。事故120分钟后，2公里范围苯浓度可低于居住区最大允许标准日均浓度0.8mg/m3；事故4小时后，5公里范围H2S浓度可低于居住区最大允许标准一次浓度0.01mg/m3。C．主要环境保护目标点在最大可信事故下的危害当原油储罐火灾事故时，所释放的SO2、NOX和烟尘在N风（5.5%）情况下干冲区将受到影响，其SO2浓度将达到20mg/Nm3，达到能引起喉部刺激的阈浓度；NOx达到10mg/Nm3；烟尘达到0.2mg/Nm3。当发生毒物泄漏事故时，在NW（3.3%）、N（5.5%）、NE（15.1%）等风向条件下，对设定的事故源强下，干冲区H2S可达到有刺激感的影响，超居住区大气中有害物质最高容许浓度几十倍；苯亦超标数倍。因此干冲区在装置投产后应逐步搬迁。D．码头原油泄漏事故所致海域环境风险事故后果码头原油泄漏事故预测表明，洋浦近岸海域是开敞式海域，原油码头事故溢油，在研究海域内不会抵岸。成品油码头在夏季西南风的作用下，溢油漂移到岸边对岸线形成污染，存在较大的风险。抵岸时间高潮时和低潮时分别为30小时和80小时。在约2000米的岸段上分布有油污染。溢油事故在静风条件下，历时70小时后，油膜扩散面积为82.65km2，该范围内的石油浓度将高于浮游植物急性中毒致死浓度，浮游植物的损失量为379×1011个。浮游动物的损失量7.0t。由于通常溢油发生后，油膜扩散主要在表层，对底栖生物的影响相对要小。溢油发生后，在溢油扩散范围内，一部分鱼类（主要为成鱼）逃避，另一部分鱼类（幼鱼）来不及逃避而致死。若以近海渔业相对资源密度平均为10t/km3，以溢油扩散范围内5m的上层渔业资源受影响估计，则渔业资源最大可能的影响量4.2t。（6）环境风险防范A．危险物质的分布、流向、数量必须加以监控和必要的限制，建立动态管理信息库，区域内联成网络。B．建立环境风险事故快速监测系统，监测本工程的特征污染因子，如苯系物等，在物料容易泄漏处气设体监测报警。（7）防止事故污染物向环境转移控制和减少事故情况下毒物和污染物从大气途径进入环境，重点危险源废气系统设置收集装置并与火炬相接，事故时收集事故废气并转入火炬系统焚烧；事故时设置消防喷淋和水幕，并针对毒物加入消除和解毒剂，减少对环境造成危害。减少和消除污染物在事故状态下对水体环境的污染：①装置设置相应围堰；②罐区设有防火堤、清污分流点；③含油废水处理装置设有2座5000m3含油污水调节罐，紧急状态下可改做临时贮存罐。④含盐废水处理装置设有2座5000m3、1座2000m3调节罐，1座2000m3不合格水罐。⑤雨水监控设施设有雨水隔油池700m3/h，雨水监控池容积16600m3。。合理划分事故排水收集系统。根据收集区内生产装置正常运行时及事故时受污染排水和不受污染排水的去向，设置排水切换设施，减少受污染排水排入清下水系统的水量，对环境的影响减少到最小程度。设立对溢油事故的监测、防止扩散、回收和处置的设备及措施。典型的包括：泄漏报警装置、防止扩散的栏油栅、撇油器、收油船、吸油泵、吸油剂、活塞膜化学剂和油聚集剂等。（8）消除进入环境的事故污染物备有一定数量的防控水污染应急物资，如真空抽油槽车、围油栏、沙包、泥袋、潜水泵、吸油棉等，对泄漏物料进行收集。一旦物料泄漏进入水体，启动海域救灾预案，包括施放围油栏、吸油毡，活性炭等等要进行吸附收集，同时加入消除毒物剂，降解毒性。物料液体泄漏到土壤中，用沙土、干燥石灰或苏打灰混合，送至废物处理场所处置。大量泄漏，收集回收或无害处理后废弃。（9）环境风险应急预案本工程应设置装置（码头）、海南炼化公司和社会三级的应急预案。应急预案项目应包括危险源概况、应急区、应急组织、应急状态分类及应急响应程序、应急设施、设备和材料、应急交通、通风和通知、应急环境监测及事故后评价、应急防护措施、清楚泄漏措施方法和器材、应急剂量控制、撤离组织计划、医疗救护与公众健康、应急状态终止与恢复措施、人员培训与演练。公众教育和信息等内容。码头溢油事故应急预案，内容应包括溢油风险识别、溢油响应对策、设备供应和服务、组织管理和人力、通讯和控制等应急预案，同时还应包括行动和操作程序、地图/海图等资料指南等内容。应急预案应向当地环保部门、海洋行政主管部门备案。海南炼化公司应按规定建立企业应急响应机构。（10）环境风险防范措施和应急预案列入三同时检查5.8公众参与环境影响评价活动2004年海南炼化续建工程环境影响报告时，通过信息发布、邀请有关人士，召开座谈会和问卷调查等方式，收集信息，开展了公众参与活动。本次补充评价时，于2006年3月又以问卷调查方式进行公众参与活动，并通过《洋浦政务报》发布了本项目环评工作信息公告。公众参与的对象包括洋浦经济开发区政府工作人员、洋浦经济开发区企业、各安置区居民及当地村庄村民等。调查对象中有98%的人对项目的建设持赞成态度。对于公众参与所提出建议和要求要落实在今后的项目设计、建设和运行中；建设方在项目的建设、运行中要保持与公众的联系和沟通，接受监督，厂民互惠双赢，共同促进发展。6环境影响评价结论综上所述，本工程的建设，符合产业政策和发展规划、环保规划，符合清洁生产原则，实现达标排放，满足总量控制要求，使地区环境质量不变，落实环境风险防范措施。因此，在落实本报告书提出的环保治理措施前提下，项目的选址和建设从环境保护角度是可行的。