江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目竣工环境保护验收监测报告
建设单位：江苏新海石化有限公司
编制单位：江苏经纬环境集团有限公司
2021年2月
建设单位法人代表： （签字）
建设单位法人代表： （签字）
项 目负 责 人 ：
填 表 人：
建设单位 （盖章） 编制单位 （盖章）
电话：13675277369 电话：0518-86865528
传真： 传真：0518-86865528
邮编：222002 邮编：222113
地址：柘汪临港产业区 地址：赣榆海洋经济开发区蓝湾孵化中心3楼
目 录
1 验收项目概况
1.1 项目概况
1.2 项目由来
1.3 验收检测的目的
1.4 验收检测工作范围及内容
1.5 验收范围
2 验收依据
2.1 法律、法规、规章和规范
2.2 地方相关法律、规范和要求
2.3 环境影响报告书和批复
3 工程建设情况
3.1 地理位置及平面布置
3.2 建设内容
3.3 主要原辅料及产品方案
3.4 水源及水平衡
3.5 生产工艺
3.6 主要设备情况
3.7项目变动情况
4 环境保护设施
4.1 污染物治理/处置设施
4.2 其他环保设施
4.3 环保设施投资及“三同时”落实情况
5 建设项目环评报告的主要结论与建议及审批部门审批决定
5.1 环评结论
5.2 建议
5.3 审批部门审批决定
6 验收执行标准
6.1 废水排放标准
6.2 废气排放标准
6.3 厂界噪声标准
6.4固体废物临时贮存标准
7 验收监测内容
7.1 废水监测
7.2 废气监测
7.3 厂界噪声监测
8 质量保证及质量控制
8.1 质量控制
8.2 监测仪器分析方法
9 验收监测结果
9.1 生产工况
9.2 环境保护设施调试效果
9.3总量核算
10 环境管理检查
11 验收结论与建议
11.1 验收结论
11.2建议
附图
附图1 项目地理位置图
附图2 项目平面布置示意图
附图3 项目检测点位示意图
附件
附件1 营业执照
附件2 监测期生产工况
附件3 项目环评报告批复
附件4 公司排污许可证
附件5 有机废气总量控制及平衡途径
附件6 污染防治设施安全风险分析论证专家意见
附件7 危废处置合同
附件8 突发环境事件应急预案备案表
附件9 废气排口自动监测设施验收备案材料
附件10 项目污染防治设施
附件11 项目处罚及履行手续情况
附件12 项目监测报告
项目的建设、立项过程、环评以及验收情况见表 1-1。
表1-1 验收项目一览表
项目名称 国VI汽柴油系列质量升级改造项目
建设单位 江苏新海石化有限公司
建设地点 江苏连云港市柘汪临港产业区江苏新海石化有限公司厂区内（中心经纬度：N35.09481，E119.27335）
项目性质 改扩建 行业类别 C2511原油加工及石油制品制造
占地面积 装置预留地，无新增用地 绿化面积 依托现有，不新增绿化
立项部门 连云港工业和信息化局 批准文号 连工信备[2019]6号
环评单位 南京国环科技股份有限公司 批准文号 连环审[2021]1号
开工时间 2017年01月 竣工时间 2018年12月
试运行时间 2019年01月 排污许可证 91320700790876452E001P
现场检测时间 2020.02.05~2020.02.06 报告编制时间 2021年2月
1.2 项目由来江苏新海石化有限公司注册资本6.5亿元，现有员工1200人，是苏北一家大型石油化工企业。根据目前国际国内的经济形势，加强节能减排、资源优化综合利用、保护环境，是企业不断提高自身竞争能力的是必经之路。新海石化以节能减排、资源优化和保护环境为出发点，结合厂区现有情况及整体发展规划的需要，适时提出对100万吨/年汽油加氢装置、80万吨/年柴油加氢改质装置、60万吨/年汽柴油加氢装置、常减压装置进行改造，同时新建轻烃回收单元及15万吨/年轻汽油醚化单元、乙醇汽油调和单元。
本项目技改及新建装置目前均已建成，其中新建15万吨/年轻汽油醚化单元、80万吨/年柴油加氢改质装置改造已于2017年建成，常减压装置节能改造及新建轻烃回收的装置、新建乙醇汽油调和单元 、100万吨/年汽油加氢装置改造、60万吨/年汽柴油加氢装置改造已于2018年建成，均属于未批先建、未验先投的项目，赣榆区生态环境局（原赣榆区环境保护局）已对企业进行处罚（赣环罚字[2017]79号、赣环罚字[2018]191号；连赣环行罚告字[2020]104号）。
公司于 2020年 7 月委托南京国环科技股份有限公司为其国VI汽柴油系列质量升级改造项目编制环境影响评价报告书，并于2021年1月13日取得通过连云港市生态环境局关于本项目的批复（连环审〔2021〕1号）。
根据《中华人民共和国环境保护法》、《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》等文件的要求，受江苏新海石化有限公司委托，本公司于 2021年2月对该公司项目产生的废气、废水、噪声、固体废弃物等污 染源排放现状和各类环保治理设施的情况进行了现场勘查，编写环保验收监测方案，并根据现场监测和检查结果编制了项目竣工环保验收监测报告。
1.3 验收检测的目的通过对建设项目外排污染物达标情况、污染治理效果、总量控制情况和建设项目环境管理水平的调查，为环境保护行政主管部门验收及验收后的日常监督管理提供技术依据。
1.4 验收检测工作范围及内容⑴检查建设项目环境管理制度的执行和落实情况、各项环保设施的实际建设、管理、运行状况以及各项环保治理措施落实情况。
⑵检测分析建设项目废水、废气、噪声等排放达标情况。
⑶检测统计总量控制污染物排放指标的达标情况。
1.5 验收范围江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目及其配套设施。
⑴《中华人民共和国环境保护法》（十二届主席令第九号，2015 年1 月1 日执行）；
⑵《中华人民共和国大气污染防治法》（2018 年10 月26 日修订）；
⑶《中华人民共和国水污染防治法》（2017 年修订版，2018 年1 月1 日施行）；
⑷《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（第十三届全国人民代表大会常务委员会第十七次会议第二次修订，2020年9月1日起施行）；；
⑸《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（国家主席77 号令，2018 年12 月29日）；
⑹《建设项目环境保护管理条例》（国务院[2017]682 号令，2017 年06 月）；
⑺《淮河流域水污染防治暂行条例》（国办发[1995]183 号）；
⑻《国务院加强淮河水域污染防治工作的通知》（国办发[2004]93 号）；
⑼《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》（国发[2011]35 号）；
⑽《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》（国发[2015]17 号）；
⑾《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发[2013]37 号）；
⑿《关于加强建设项目竣工环境保护验收监测工作中污染事故防范环境管理检查工作的通知》（中国环境监测总站，总站验字[2005]188 号文）；
⒀《重点行业挥发性有机物削减行动计划》（工信部和财政部联合发布，工信部联节〔2016〕217号）；
⒁《环境空气细颗粒物污染综合防治技术政策》（环保部公告[2013]第59 号）；
⒂《关于落实大气污染防治行动计划严格环境影响评价准入的通知》（环办[2014]30号）；
⒃《关于印发<建设项目主要污染物排放总量指标审核及管理暂行办法>的通知》（环发[2014]197 号）；
⒄《国家危险废物名录（2021年版）》；
⒅《污染影响类建设项目重大变动清单（试行）》（生态环境部办公厅，环办环评函〔2020〕688号）；
⒆《建设项目竣工环境保护验收技术指南 污染影响类》（生态环境部公告第9 号，2018年5 月15 日）；
⒇《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》（环境保护部，国环规环评[2017]4 号）。
2.2 地方相关法律、规范和要求⑴《江苏省环境保护条例》（2004 年12月17修正，2005 年1月1日起施行）；
⑵《江苏省大气污染防治条例》（2015 年3 月1 日施行）；
⑶《江苏省固体废物污染环境防治条例》（江苏省第十一届人大常委会公告第29号，2017 年6 月7 日）；
⑷《江苏省环境噪声污染防治条例》（江苏省人大常委会公告第112 号，2012 年1 月12 日）；
⑸《江苏省地表水（环境）功能区划》（江苏省水利厅、江苏省环境保护厅，2003年3 月）；
⑹《江苏省环境空气质量功能区划分》（江苏省环境保护厅，1998年6月）；
⑺《江苏省排污口设置及规范化整治管理办法》（苏环控[97]122 号）；
⑻《关于印发<江苏省污染源自动监控管理暂行办法>的通知》（苏环规[2011]1 号）；
⑼《关于印发江苏省建设项目主要污染物排放总量区域平衡方案审核管理办法的通知》（苏环办[2011]71 号，2011 年3 月23 日）；
⑽《江苏省大气颗粒物污染防治管理办法》（江苏省人民政府令第91号，2013年8月1日起实施）；
⑾《省政府关于印发江苏省生态空间管控区域规划的通知》（苏政发[2020]1号）；
⑿《江苏省人民政府关于印发江苏省大气污染防治行动计划实施方案的通知》（苏政发[2014]1 号）；
⒀《关于落实省大气污染防治行动计划实施方案严格环境影响评价准入的通知》（苏环办[2014]104 号）；
⒁《江苏省重点行业挥发性有机物污染控制指南》（苏环办[2014]128 号）》；
⒂《关于加强建设项目烟粉尘、挥发性有机物准入审核的通知》（苏环办[2014]148号）；
⒃《关于加强建设项目重大变动环评管理的通知》（苏环办[2015]256 号）；
⒄《关于印发江苏省重点行业挥发性有机物排放量计算暂行办法的通知》（苏环办[2016]154号）。
2.3 环境影响报告书和批复① 《江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目环境影响报告书》（南京国环科技股份有限公司，2020年7月）；
② 《关于对江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目环境影响报告书的批复》（连云港市生态环境局，连环审〔2021〕1号）。
⑴ 地理位置
项目建设地点为位于江苏连云港市柘汪临港产业区江苏新海石化有限公司厂区内，不新增用地。项目地理位置见附图1。
⑵ 平面布置
本项目技改一期60万吨/年汽柴油加氢装置、技改三期80万吨/年柴油加氢装置均为原有项目技术改造，在原装置区内进行改造建设；新建18万吨/年轻烃回收装置为技改三期300万吨/年常减压装置项目的配套工程；新建15万吨/年轻汽油醚化装置为技改三期100万吨/年汽油加氢装置项目的配套工程，均在原有装置区内进行建设，不新增用地，不改变企业平面总图布局。项目平面布置见附图2。
⑶ 厂界周围情况
项目周边概况及环境敏感点如下表所示。
表 3.1-1 周边环境敏感点
环境要素 保护目标 经纬度坐标（°） 与项目厂区相对位置 规模（人数） 环境功能 功能区
经度 纬度 方位 最近距离（m）
大气环境 东林子村 119.26183 35.08122 SW 663 约2796人 居住区、学校 GB3095-2012二类区
东林子小学 119.26063 35.08514 SW 1077 约450人
盘古岭 119.25131 35.09684 W 783 约244人
马站村 119.26359 35.10797 NW 773 约2072人
马站小学 119.26108 35.10715 NNW 906 约520人
王坊社区 119.27273 35.11011 N 812 约3072人
王坊小学 119.27479 35.11018 N 1193 约280人
中林子村 119.25385 35.07939 SW 1679 约1380人
西林子村 119.24964 35.07714 SW 2030 约1506人
友谊小学 119.24561 35.07963 SW 2011 约480人
东棘荡 119.25290 35.11134 NW 1482 约1550人
东吴公村 119.2329 35.09126 W 2017 约2432人
西棘荡村 119.24561 35.11527 NW 1983 约2200人
安东卫实验学校 119.28792 35.11928 NE 2243 约1540人
苏家庄 119.29822 35.11815 NE 2513 约120人
安东卫街道 119.31796 35.11233 NE 2446 约8350人
狄水村 119.30174 35.10088 ENE 1679 约1790人
车庄村 119.29298 35.11401 NE 2069 约245人
水环境 绣针河 / / N/NE/E 2400 - 供水水源（中上游）灌溉排涝（下游） GB3838-2002 III类水体
通榆河 / / N 3066 - / GB3838-2002 III类水体
无名河 / / N 200 - 灌溉排涝（中上游）入海段（下游） GB3838-2002 III类水体
海洋环境 近岸海域 / / SE 2193 - - GB3097-1997三类区
声 200m范围内无声环境敏感目标 / / GB3096–2008中3类区
地下水 区域地下水潜水含水层 / / - - - - -
土壤 耕地 / / / 43 - -
生态 通榆河（赣榆区）清水通道维护区 / / SW 约13361 - 《江苏省生态空间管控区域规划》清水通道维护区
3.2.1主体工程
项目主要对100万吨/年汽油加氢装置、80万吨/年柴油加氢改质装置、60万吨/年汽柴油加氢装置、常减压装置进行改造，同时新建轻烃回收单元及15万吨/年轻汽油醚化单元、乙醇汽油调和单元。项目总投资29427万元已落实到位，主体工程主要建设内容如下：
表 3.2-1 项目建设情况
序号 装置名称 技改内容 工程设计内容 实际情况
1 技改一期60万吨/年汽柴油加氢装置 新增加氢反应器及配套设备调整 工艺原理不变，反应单元内新增一台反应器、一台换热器和配套自动控制系统，设计产能不变，在操作弹性内，实际产能由60万吨/年上调至64万吨/年，原料新增裂化柴油、常压直馏柴油，产品种类不变，各产品产量有所增减，技改后可以降低反应温度，提高脱硫率。 与环评设计内容一致
2 技改三期300万吨/年常减压装置 新增初馏塔及配套设备调整 本次技改不涉及常减压装置原料及加工规模的变更。本次技改常减压装置工艺原理不变，初馏单元内新增初馏塔，常压蒸馏单元内将原闪蒸单元的闪蒸塔改为常一线分馏塔，并对换热流程进行了部分调整，设计产能不变，实际产能不变，原料新增再吸收油，产品新增吸收用油，技改后使装置能够长周期满负荷运行，降低装置能耗水平。 与环评设计内容一致
3 技改三期80万吨/年柴油加氢装置 新增加氢反应器及配套设备调整 工艺原理由加氢改为加氢裂化，反应单元内新增一台反应器，分馏单元内新增一台加热炉，增设煤油侧线汽提塔、脱丁烷塔、废氢脱硫塔，设计产能不变，实际产能不变，原料种类不变，各原料用量有所增减，产品种类新增加氢LPG、加氢轻石脑油、加氢重石脑油、加氢煤油，技改后减少柴油产量，增加石脑油产量供应重整装置，同时生产煤油。 与环评设计内容一致
4 技改三期100万吨/年汽油加氢装置 新建中重汽油分馏单元新建20万吨/年溶剂萃取脱硫单元 工艺原理不变，中重汽油分馏单元内增加中汽油切割塔，萃取蒸馏脱硫单元增加抽提蒸馏塔、汽提塔、水汽提塔，设计产量不变，在操作弹性内，实际产能由100万吨/年下调至60万吨/年，原料种类减少了常压石脑油，各原料用量均减小，产品种类新增侧线油、抽余油、反萃抽余油，技改后减少汽油产量，增加石脑油产量供应重整装置，同时减小辛烷值损失，提高质量。 与环评设计内容一致
5 新建18万吨/年轻烃回收装置 全部新建 轻烃回收联合装置包括轻烃回收装置和3#双脱联合装置。轻烃回收装置回收的干气、LPG分别进3#双脱联合装置进行脱硫、脱硫醇，得到净化干气和净化LPG。 与环评设计内容一致
6 新建15万吨/年轻汽油醚化装置 全部新建 轻汽油醚化装置发生加成反应，原料为轻汽油、甲醇，产品为醚化轻汽油。装置设计规模为15万吨/年，实际运行规模为15万吨/年，年操作时间8000小时，操作弹性为70-120%。 与环评设计内容一致
7 储运工程 新建0.4万吨/年E10乙醇汽油调和单元 新增两台乙醇卧式储罐，用泵将乙醇输送至汽油装车鹤管之前的静态混合器，乙醇与汽油管线分别设置体积流量计及调节阀，按照设定比例将汽油与乙醇混合均匀后进入槽车，混合比例由批量控制器控制。 与环评设计内容一致
表 3.2-2 技改项目的主要内容
序号 名称 装置名称 编号 技改前单元 技改后单元 技改前后单元变化情况 产品名称 技改前产量_万吨/年 技改后设计产量万吨/年 技改前后变化量_万吨/年 技改前后产量变化情况
1 一期项目 延迟焦化联合装置 延迟焦化装置 11 焦化单元 焦化单元 技改前后汽柴油加氢装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置均依托处置污油 焦化干气 5.19 5.19 / /
2 稳定单元 稳定单元 / 焦化LPG 3.58 3.58 / /
3 / / / 焦化石脑油 17.20 17.20 / /
4 / / / 焦化柴油 40.60 40.60 / /
5 / / / 焦化蜡油 7.00 7.00 / /
6 / / / 焦炭 25.63 25.44 -0.19 汽柴油加氢装置污油处理量增大，柴油加氢装置污油处理量减小，汽油加氢装置污油处理量减小，总的处置污油减小
7 1#双脱联合装置 12 干气脱硫单元 干气脱硫单元 技改前延迟焦化装置、汽柴油加氢装置、延迟焦化装置、常减压装置、柴油加氢装置依托处置含硫干气，技改后常减压装置、柴油加氢装置不再依托 净化干气 6.06 4.86 -1.19 常减压干气、加氢干气不再依托处置，总的处置含硫干气减小
8 液化气脱硫脱硫醇单元 液化气脱硫脱硫醇单元 / 净化LPG 3.40 3.40 / /
9 汽柴油加氢装置 13 加氢单元 加氢单元 新增2#加氢反应器等设备 加氢干气 0.74 0.29 -0.44 原料规模由60万吨/年增大到64万吨/年，原料种类增加裂化柴油、常压直馏柴油，产品种类不变
10 分馏单元 分馏单元 / 加氢石脑油 17.09 8.73 -8.36
11 / / / 加氢柴油 40.00 54.87 14.86
12 1#制氢装置 14 造气单元（四期PSA建成后转备用） 造气单元（四期PSA建成后转备用） / 氢气 0.72 0.72 / /
13 PSA单元（四期PSA建成后转备用） PSA单元（四期PSA建成后转备用） / / / / / /
14 1#硫磺回收联合装置 15 酸性水汽提单元 酸性水汽提单元 技改前延迟焦化装置、汽柴油加氢装置、催化裂化装置、常减压装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置、石脑油预加氢装置、硫磺回收装置依托处置酸性水，1#双脱联合装置、溶剂再生装置、2#双脱联合装置依托处置含硫碱渣，技改后新增3#双脱联合装置处理含硫碱渣 硫磺 2.41 2.69 0.29 脱硫程度提高，硫磺产量增加
15 溶剂再生单元 溶剂再生单元 技改前汽柴油加氢装置、2#双脱联合装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置依托处置富溶剂，技改后新增3#双脱联合装置处置富溶剂 / / / / /
16 硫磺回收单元 硫磺回收单元 技改前后1#双脱联合装置、酸性水汽提装置、溶剂再生装置均依托处置酸性气 / / / / /
17 二期项目 催化裂化联合装置 催化裂化装置 21 反应再生单元 反应再生单元 技改后新增汽油加氢装置依托处置废溶剂 裂化干气 5.62 5.62 / /
18 分馏单元 分馏单元 / 裂化LPG 29.34 29.34 / /
19 吸收稳定单元 吸收稳定单元 / 裂化汽油 46.48 46.48 / /
20 烟气脱硝单元 烟气脱硝单元 / 裂化柴油 29.24 29.24 0.0001 新增处置废溶剂导致裂化柴油产量增加
21 烟气脱硫单元 烟气脱硫单元 / / / / / /
22 2#双脱联合装置 22 干气脱硫单元 干气脱硫单元 技改前后催化裂化装置、汽油加氢装置均依托处置含硫干气 净化干气 6.43 5.53 -0.91 总的处置含硫干气减小
23 液化气脱硫脱硫醇单元 液化气脱硫脱硫醇单元 / 净化LPG 29.00 29.00 / /
24 汽油脱硫醇单元 汽油脱硫醇单元 / 精制裂化汽油 46.32 46.32 / /
25 气体分馏装置 23 气体分馏单元 气体分馏单元 / C2 0.20 0.20 / /
26 / / / 丙烷 4.16 4.16 / /
27 / / / 丙烯 8.40 8.40 / /
28 / / / 混合C4 16.24 16.24 / /
29 2#硫磺回收联合装置 24 酸性水汽提单元 酸性水汽提单元 目前作为1#的备用 / / / / /
30 溶剂再生单元 溶剂再生单元 目前作为1#的备用 / / / / /
31 硫磺回收单元 硫磺回收单元 目前作为1#的备用 / / / / /
32 三期项目 常减压装置 31 电脱盐单元 电脱盐单元 / 常减压干气 0.55 1.55 0.99 新增处置再吸收油导致常减压干气增加
33 闪蒸单元 初馏单元 闪蒸单元变为初馏单元 常压石脑油 4.50 4.50 / /
34 常压蒸馏单元 常压蒸馏单元 改变换热网络 常压直馏柴油 36.00 36.00 / /
35 减压蒸馏单元 减压蒸馏单元 / 减压蜡油 96.00 96.00 / /
36 / / / 减压渣油 114.40 114.40 / /
37 / / / 沥青 48.00 48.00 / /
38 MTBE装置 32 原料预处理单元 原料预处理单元 / MTBE 3.46 3.46 / /
39 反应及分离单元 反应及分离单元 / 醚后C4 13.04 13.04 / /
40 甲醇回收单元 甲醇回收单元 / / / / / /
41 2#制氢装置 33 造气单元（四期PSA建成后转备用） 造气单元（四期PSA建成后转备用） / 氢气 1.44 1.44 / /
42 PSA单元（四期PSA建成后转备用） PSA单元（四期PSA建成后转备用） / / / / / /
43 柴油加氢装置 34 加氢单元 加氢单元 新增加氢反应器II等设备 加氢干气 0.29 1.04 0.74 原料规模不变，原料中裂化柴油、常压直馏柴油、外购柴油的配比发生变化，产品种类增加加氢LPG、加氢轻石脑油、加氢重石脑油、加氢煤油
44 分馏单元 分馏单元 新增煤油侧线汽提塔、脱丁烷塔、放空氢脱硫塔、低分气脱硫塔等设备 加氢LPG 0.00 2.66 2.66
45 / / / 加氢轻石脑油 0.00 4.76 4.76
46 / / / 加氢重石脑油 0.00 23.55 23.55
47 / / / 加氢汽油 0.73 0.00 -0.73
48 / / / 加氢煤油 0.00 16.58 16.58
49 / / / 加氢柴油 78.99 32.36 -46.63
50 汽油加氢装置 35 预分馏单元 预分馏单元 / 加氢干气 1.33 0.35 -0.98 原料规模由100万吨/年减小到60万吨/年，原料中不再使用常压石脑油，产品种类增加侧线油、抽余油、反萃抽余油
51 / 中重汽油分馏单元 新增中汽油切割塔等设备 轻汽油 39.66 15.00 -24.66
52 / 萃取蒸馏脱硫单元 新增抽提蒸馏塔、汽提塔、水汽提塔等设备 侧线油 0.00 15.00 15.00
53 加氢单元 加氢单元 / 抽余油 0.00 16.91 16.91
54 分馏单元 分馏单元 / 反萃抽余油 0.00 0.31 0.31
55 / / / 加氢汽油 58.74 12.31 -46.43
56 四期项目 连续重整联合装置 石脑油预加氢 41 加氢单元 加氢单元 以各装置的石脑油为原料 重整干气 2.20 2.20 / /
57 分馏单元 分馏单元 / 轻石脑油 14.04 14.04 / /
58 / / / 精制汽油 104.19 104.19 / /
59 连续重整 42 重整单元 重整单元 / 重整氢气 8.33 8.33 / /
60 催化剂再生单元 催化剂再生单元 / 重整LPG 2.79 2.79 / /
61 烟气脱氯单元 烟气脱氯单元 / 戊烷油C5 1.37 1.37 / /
62 烟气脱硝单元 烟气脱硝单元 / 芳烃C6C7 44.89 44.89 / /
63 / / / 混二甲苯C8 30.42 30.42 / /
64 / / / 芳烃C9+ 16.33 16.33 / /
65 芳烃抽提 43 抽提蒸馏单元 抽提蒸馏单元 / 抽余油 11.50 11.50 / /
66 苯/甲苯分馏单元 苯/甲苯分馏单元 / 苯 8.11 8.11 / /
67 / / / 甲苯 25.28 25.28 / /
68 轻烃异构化 44 轻烃异构化单元 轻烃异构化单元 / 燃料气 0.42 0.42 / /
69 / / / 异构化油 26.57 26.57 / /
70 PSA装置 45 PSA单元 PSA单元 / 氢气 3.91 3.91 / /
71 / / / 燃料气 3.97 3.97 / /
72 五期项目 轻烃回收联合装置 轻烃回收装置 51 / 轻烃回收单元 新增全部设备 回收干气 0.00 1.97 1.97 新建装置
73 / / / 回收LPG 0.00 8.80 8.80
74 / / / 稳定汽油 0.00 37.02 37.02
75 3#双脱联合装置 52 / 干气脱硫单元 新增全部设备 净化干气 0.00 1.94 1.94 新建装置
76 / 液化气脱硫脱硫醇单元 新增全部设备 净化LPG 0.00 8.46 8.46
77 轻汽油醚化装置 53 / 原料预处理单元 新增全部设备 醚化轻汽油 0.00 16.52 16.52 新建装置
78 / 反应及分离单元 新增全部设备 / / / / /
79 / 甲醇回收单元 新增全部设备 / / / / /
80 储运工程 / 乙醇汽油调和单元 新增全部设备 E10乙醇汽油 / 0.4 0.4 新建装置
注：项目名称一列的灰色部分为本次技改项目。装置名称一列的灰色部分为本次技改的6个装置，即汽柴油加氢装置、常减压装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置、轻烃回收联合装置（包括轻烃回收装置、3#双脱联合装置）、轻汽油醚化装置。技改前后单元变化情况三列的灰色部分为本次技改中技改装置技改前后各单元的变化情况和依托装置的依托利用情况。技改前后产品产量变化情况五列的灰色部分为本次技改中技改装置和依托装置各产品的变化情况。
3.2.2公辅工程
技改项目所有公辅工程均依托现有项目，不新增公辅设施。
3.2.2.1 给排水
技改项目给排水系统依托现有项目。现有项目实行雨污分流。雨水经厂区雨水排放口就近排入水体，生产废水、生活污水等经厂区废水系统处理达标后排入园区污水管网。
（1）给水系统
现有项目用水来自园区供水站，新海石化给水管网设计能力为600m3/h，约504万吨/年。
（2）循环水系统
企业原有的循环水站共建设有7台循环水塔，每台循环量2000m3/h，设计供水压力0.5MPa，供水能力为14000m3/h。四期重整项目新建设一座循环水场，设计能力为4000m3/h。
（3）排水系统
现有项目含硫废水进入硫磺回收联合装置进行汽提后得到净化水，部分回用至各装置，部分作为含油废水进入厂内污水处理站进一步处理。
现有项目厂内污水处理站用于处理全厂含盐废水和含油废水（包括生活废水）。现有项目厂内污水处理站设计处理能力7200m3/d，约240万吨/年，由两套相同的污水处理设施组成，单套处理能力为3600m3/d，可单套使用也可以并联使用，采用“隔油+气浮+A/O生化池+曝气生物滤池”的处理工艺。
雨水经厂区雨水排放口就近排入水体。厂区共设置了5个雨水排口，其中2个已经配套建设在线检测系统。
表3-1 厂区雨水排口情况表
编号 排口名称 排放口坐标 受纳水体
经度 纬度 受纳水体名称 功能目标
DW010 物流车间雨水排口 119°15′57.28″ 35°5′57.44″ 无名河 第三类
DW011 储运车间雨水排口1 119°16′12.29″ 35°5′56.26″ 无名河 第三类
DW012 动力车间雨水排口 119°16′10.74″ 35°5′56.54″ 无名河 第三类
DW013 储运车间雨水排口2 119°16′21.72″ 35°5′55.75″ 无名河 第三类
DW025 重整雨水排口 119°15′35.14″ 35°5′51.18″ 无名河 第三类
3.2.2.2 除盐水、除氧水
技改项目除盐水站、除氧器依托现有项目。
（1）除盐水系统
现有项目设一座除盐水站，软化水系统采用反渗透加EDI处理工艺，设计规模为320t/h，约268.8万吨/年。
（2）除氧水系统
现有项目设两台除氧器，位于锅炉房，设计规模分别为65t/h、27t/h，后者仅供连续重整联合装置使用，合计约77.0万吨/年。
3.2.2.3 蒸汽
技改项目蒸汽系统依托现有项目。现有项目150t/h锅炉蒸汽最大产生量111.4596万吨/年，实际产生量81.5872万吨/年，富余29.8724万吨/年。
3.2.2.4 空气、氮气
（1）空压站
新海石化现有空压站两座，一座设有2台200Nm3/min离心式空压机（一用一备）、3台42.5Nm3/min螺杆式空压机；另一座设有2台40Nm3/min螺杆式空压机、2台100Nm3/min离心式空压机、2台40Nm3/min干燥器，为厂区提供仪表用净化风及非净化风。
（2）氮气站
新海石化现有氮气站两座，一座设有三套制氮机组，制氮能力分别为300Nm3/h，700Nm3/h，2000Nm3/h，总供氮能力为3000Nm3/h。另一座规模为1000Nm3/h，采用变压吸附制氮工艺，配套2台200m3、压力为3MPa的中压氮气球罐，间断负荷由球罐供给。
3.2.2.5 燃料
技改项目燃料气管网依托现有项目。全厂的含硫干气经过延迟焦化联合装置的1#双脱联合装置、催化裂化联合装置的2#双脱联合装置、轻烃回收联合装置的3#双脱联合装置脱硫后，送入燃料气管网后，供应全厂加热炉使用。不足的燃料气由外购天然气补足，外购天然气约8.1486万吨/年。
3.2.2.6 氢气
技改项目氢气管网依托现有项目。企业设有制氢装置2套，1#制氢装置设计规模为10000Nm3/h（约0.72万吨/年），2#制氢装置设计规模为20000Nm3/h（约1.44万吨/年），合计约2.16万吨/年；同时建有PSA装置一套，设计规模3.91万吨/年，建成后供应全厂氢气需求，同时1#、2#两套制氢装置转为备用。氢气产生量为最大产生量，连续重整联合装置根据氢气消耗量调节实际产生量。
3.2.2.7 供电
技改项目供电系统依托现有项目。现有项目厂区内有一座110kV总变电所，位于现有厂区西南角，担负新海石化公司区域内的供电任务。110kV主变两台，单台容量分别为31.5MVA，电压等级为110kV/10kV。目前厂区内用电负荷已经达到27000kW。
根据《供配电系统设计规范》（GB50052-2009）的规定，新海石化作为一级负荷用户，110kV总变电所应满足双重电源供电的要求。考虑后期项目建设，110kV主变容量由31.5MVA×2调整为50MVA×2。
3.2.2.8 消防
技改项目消防系统依托现有项目。
（1）消防水系统
现有项目消防水泵站消防供水能力400L/s，供水压力1.2MPa。消防水源为现有2座5000m3的钢质拱顶水罐，储存生产和消防用水，储水总量为10000m3，其中消防储水量8000m3。
消防水泵站内设三台消防泵，一台柴油机组，流量均为720m3/h，扬程为120m，另有两台稳压泵，流量100m3/h，扬程100m。平时稳高压消防水系统，系统压力由稳压泵维持在0.5~0.8MPa，消防灭火时，启动消防水泵，使系统压力上升到1.2MPa。
（2）消防站
新海石化机动消防力量依托企业专职消防队。江苏新海石化有限公司内有专职消防队——新海石化消防队，服务范围可覆盖整个厂区。执勤力量15人。
厂区车辆配备如下：斯太尔泡沫车：XH001泡沫车；RSD-80泵；5吨水2.5吨泡沫斯太尔高喷泡沫车：XH002高喷泡沫车；RSD-80泵；7吨水3吨泡沫。
3.2.2.9 中心化验室
技改项目依托现有项目的中心化验室。
3.2.2.10 火炬系统
技改项目火炬系统依托现有项目。
厂区现有项目设有2套火炬系统（共有2个火炬，2个火炬属于一套系统），一座处理非正常工况下废气，火炬头直径为DN800，高度90m。另一座1套火炬系统，塔架高120m，可燃气放空火炬头DN500，塔架预留DN1500火炬筒体位置。
3.2.3依托工程
技改项目对现有项目的依托工程主要为：污油、污泥的回炼处理依托延迟焦化装置；汽油加氢装置的反萃抽余油、废溶剂的处理依托催化裂化装置；含硫干气、含硫LPG的脱硫、脱硫醇处理依托1#双脱联合装置、2#双脱联合装置；含硫废水、含硫碱渣的处理依托酸性水汽提装置；富胺液的再生依托溶剂再生装置；酸性气的处理依托硫磺回收装置。回收的硫磺以液态成品硫外售处理。
（1）延迟焦化联合装置
延迟焦化联合装置包括延迟焦化装置和1#双脱联合装置。
① 延迟焦化装置：
延迟焦化装置采用延迟焦化工艺，发生裂解、缩合反应，原料为常减压装置的减压渣油，产品为焦化干气、焦化LPG、焦化汽油、焦化柴油、焦化蜡油、焦炭。装置设计规模100万吨/年，实际运行规模100万吨/年，操作弹性60~120%，年运行时间8000小时。技改项目的对延迟焦化装置的依托主要为污油污泥的回炼处理。
② 1#双脱联合装置：
1#双脱联合装置干气石油气脱硫采用胺法脱硫，石油气脱硫醇采用催化剂碱液抽提催化氧化脱硫醇工艺，原料为焦化干气、加氢干气、焦化LPG、常减压干气、加氢干气，产品为净化干气、净化LPG。装置设计规模10万吨/年，实际运行规模10万吨/年，操作弹性60~120%，年运行时间8000小时。
1#双脱联合装置主要用于处理延迟焦化装置、汽柴油加氢装置、常减压装置、柴油加氢装置的含硫干气，延迟焦化装置的含硫LPG。
技改项目对1#双脱联合装置的依托主要为含硫干气、含硫LPG的脱硫、脱硫醇处理。
（2）催化裂化联合装置
催化裂化联合装置包括催化裂化装置、2#双脱联合装置和气体分馏装置。
① 催化裂化装置
催化裂化装置采用多产丙烯、降烯烃效果好的重油催化裂化工艺，原料为常减压装置的减压蜡油、减压渣油、外购蜡油和延迟焦化装置的焦化蜡油，产品为裂化干气、裂化LPG、裂化汽油、裂化柴油。装置设计规模120万吨/年，实际运行规模120万吨/年，操作弹性60~120%，年运行时间8000小时。
技改项目对催化裂化装置的依托主要为反萃抽余油和废溶剂的处理。
② 2#双脱联合装置
2#双脱联合装置的汽油脱硫醇采用固定床无碱液脱硫醇工艺，干气、石油气脱硫采用胺法脱硫，石油气脱硫醇采用预碱洗及催化剂碱液抽提催化氧化脱硫醇工艺，原料为裂化干气、裂化LPG、裂化汽油、加氢干气，产品为净化干气、净化LPG、精制裂化汽油。装置设计规模80万吨/年，实际运行规模80万吨/年，操作弹性60~120%，年运行时间8000小时。
2#双脱联合装置主要用于处理催化裂化装置的含硫干气、含硫LPG、含硫汽油，汽油加氢装置的含硫干气。
技改项目对2#双脱联合装置的依托主要为含硫干气、含硫LPG的脱硫、脱硫醇处理。
（3）硫磺回收联合装置
硫磺回收联合装置包括1#硫磺回收联合装置和2#硫磺回收联合装置，共计2套。其中1#硫磺回收联合装置设计规模2.0万吨/年，2#硫磺回收联合装置设计规模0.5万吨/年，合计2.5万吨/年。两套装置工艺流程完全一致，仅装置规模不同，两套装置共用一个排气筒（6#）。目前1#正常使用，2#作为备用。
硫磺回收联合装置酸性水汽提单元采用单塔加压侧线抽出汽提工艺，溶剂再生单元采用常规蒸汽汽提再生工艺，硫磺回收单元采用部分燃烧法，原料为富胺液、酸性气、含硫废水，产品为硫磺。1#硫磺回收联合装置设计规模2.0万吨/年，实际运行规模2.41万吨/年，操作弹性30~150%，年运行时间8000小时。
① 酸性水汽提装置
自各装置来的酸性水进入酸性水脱气罐，添加碱液后进行脱气，脱除的油气经胺吸收脱硫后排至火炬系统，罐底酸性水进入酸性水储罐。含油酸性水经储罐中的“罐中罐”除油设施除油，脱除的污油去污油罐并经污油泵不定期送出装置，罐顶排放的废气经脱臭罐干法脱臭后排入大气。
除油后的酸性水由泵送经换热器与净化水换热后进入酸性水汽提塔，塔底用0.4MPa蒸汽通过重沸器加热汽提，含H2S、NH3等成份的酸性气自塔顶分出。塔顶酸性气经汽提塔顶空冷器冷却至90℃，冷却后的气液两相流入汽提塔顶回流罐，不凝酸性气送至硫磺回收部分，酸性水经回流泵送回至汽提塔。汽提塔底净化水由泵送出，先经换热器冷却后，再经空冷器冷却至55℃，最后经净化水水冷器至40℃后去其它装置回用，剩余部分含油污水排至基地污水处理厂含油污水处理系统。
技改项目的对酸性水汽提装置的依托主要为含硫废水、含硫碱渣的处理。
② 溶剂再生装置
自各装置及硫磺回收单元产生的富液经贫富液二级换热器换热后进入富液闪蒸器，闪蒸出大部分溶解烃后经换热至98℃进入溶剂再生塔，溶解烃经收集后送至火炬系统。再生塔塔顶气经冷凝、分液后酸性气体送至硫磺回收工段，冷凝液用作为回流；再生塔塔底贫液经冷却至40℃后送至上游装置循环使用。
技改项目的对溶剂再生装置的依托主要为富胺液的处理。
③ 硫磺回收装置
自双脱联合装置、酸性水汽提单元及溶剂再生单元来的酸性气体经预热后进入酸性气体燃烧炉，控制配风量，燃烧后的高温气体经余热锅炉利用余热后冷却至350℃，再进入一级冷凝器冷却至170℃并经除雾后，液硫从冷凝器底部流入硫池，过程气经一级掺合器掺合高温气流使气体到240℃后，进入一级转化器，在CLAUS催化剂作用下生成硫磺，温度为280℃的反应过程气经二级冷凝器冷却至160℃并经除雾后，液硫从二级冷凝器底部流入硫池，过程气经二级掺合器掺合高温气流使气体到220℃后，进入二级转化器，在CLAUS催化剂作用下生成硫磺，温度为232℃的反应过程气经三级冷凝器冷却至巧8℃并经除雾后，液硫从三级冷凝器底部流入硫池，尾气经捕集后升温至280℃后，与外补富氢气混合后进入加氢反应器反应，反应后尾气进入急冷塔，用循环急冷却水来降温，冷却酸性水返回汽提装置，尾气再经甲基二乙醇胺溶液吸收后转入尾气焚烧炉，经余热锅炉利用余热后，最终经排气筒排空，富液返回再生。
技改项目的对硫磺回收装置的依托主要为酸性气的处理。
3.2.4储运工程
（1）储罐
汽柴油加氢装置所有原料产品依托现有项目罐组，不新增罐组。
常减压装置原料原料油来自原料油罐区，产品石脑油去石脑油罐区，常压直馏柴油去柴油罐区，减压蜡油去蜡油罐区，减压渣油去减压渣油罐区，不新增罐组。
柴油加氢装置柴油进入柴油罐区，石脑油进入石脑油罐区，煤油进入新增的2座煤油储罐。
汽油加氢装置所有原料产品依托现有项目罐组，不新增罐组。
轻烃回收装置原料LPG依托重整项目新建球罐，产品LPG依托一期二期LPG罐组，不新增罐组。
轻汽油醚化装置原料甲醇依托现有甲醇储罐，原料轻汽油来自汽油加氢装置直接投入生产不经过中间储罐，产品醚化轻汽油与汽油加氢装置的产品重汽油混合出装置进汽油组分罐组，不新增罐组。
（2）固废贮存
现有项目厂区南部有一处危险废物暂存场所，面积300m2，用于堆放厂内危险废物。
（3）新建乙醇汽油调和单元
本次改造，新海石化通过新增储罐，新增机泵及混合器，可实现乙醇汽油的在线调和。
新增两台乙醇卧式储罐，用泵将乙醇输送至汽油装车鹤管之前的静态混合器，乙醇与汽油管线分别设置体积流量计及调节阀，按照设定比例将汽油与乙醇混合均匀后进入槽车，混合比例由批量控制器控制。乙醇汽油装车口利用原组分油装车口改造而成，装车采用密闭下装车作业，设有油气回收管线，乙醇罐设有油气回收专线，依托已有处理能力为500Nm³/h油气回收设施（型号：SN-500-A016，最大处理能力为550Nm³/h），根据2020年5月企业委托监测数据（NO.BOBNJAYO 94838555Z），该油气回收设施处理效率97.3%。
组分油自储运车间经管道输送至装车口，乙醇自管道输送至同一鹤位口，在鹤位并联后进入混合器，进行在线调和；调和比例，乙醇：组分油=1:9。乙醇汽油调和单元的建设规模为4000吨/年，需使用乙醇400吨/年，汽油3600吨/年。主要生产设备见下表。
表3.2-13 乙醇汽油调和单元主要设备
序号 设备名称 数量 型式、规格 容积m3 温度_℃ 压力_Mpa 备注
一 容器类
1 乙醇储罐 1 Φ3000×9000卧式 70 常温 常压 与环评设计一致
2 乙醇储罐 1 Φ2700×7200卧式 50 常温 常压 与环评设计一致
二 泵类
1 乙醇自吸泵 2 流量12m3/h，扬程60m 与环评设计一致
三 设备类
1 静态混合器 1 DN100 1.6 与环评设计一致
2 静态混合器 1 DN50 1.6 与环评设计一致
3.3 主要原辅料及产品方案技改后项目主要原辅材料消耗见表 3.3-1。
表 3.3-1 主要原辅料消耗情况表
装置名称 原料名称 设计消耗量（万t/a） 来源 储存位置 厂外运输方式
60万吨/年汽柴油加氢装置 氢气 0.5250 氢气管网 气柜 /
焦化石脑油 10.4000 延迟焦化装置 汽柴油及加氢原料罐区 /
焦化柴油 33.6000 延迟焦化装置 汽柴油及加氢原料罐区 /
裂化柴油 8.0000 催化裂化装置 汽柴油及加氢原料罐区 /
常压直馏柴油 12.0000 常减压装置 汽柴油及加氢原料罐区 /
燃料气 1.8665 燃料气管网 气柜 /
300万吨/年常减压装置 外购燃料油 300.0000 外购 原料油罐区 汽车运输
再吸收油 7.1656 轻烃回收装置 / /
燃料气 1.8817 燃料气管网 气柜 /
80万吨/年柴油加氢装置 氢气 1.9900 氢气管网 气柜 /
裂化柴油 21.2400 催化裂化装置 柴油罐区 /
常压直馏柴油 24.0000 常减压装置 柴油罐区 /
外购柴油 34.7600 外购 柴油罐区 汽车运输
燃料气 0.6626 燃料气管网 气柜 /
100万吨/年汽油加氢装置 氢气 0.0352 氢气管网 气柜 /
精制裂化汽油 46.3200 2#双脱联合装置 汽油罐区 /
外购汽油 13.6800 外购 汽油罐区 汽车运输
燃料气 0.1514 燃料气管网 气柜 /
18万吨/年轻烃回收装置 常减压干气 1.5456 常减压装置 气柜 /
加氢干气 1.0351 柴油加氢装置 气柜 /
重整干气 2.2000 石脑油预加氢装置 气柜 /
加氢LPG 2.6600 柴油加氢装置 液化气罐区 /
重整LPG 2.7900 连续重整装置 液化气罐区 /
吸收用油 6.5200 常减压装置 / /
常压石脑油 4.5000 常减压装置 石脑油罐区 /
外购石脑油 33.7045 外购 石脑油罐区 汽车运输
18万吨/年3#双脱联合装置 回收干气 1.9671 轻烃回收装置 / /
回收LPG 8.7982 轻烃回收装置 / /
15万吨/年轻汽油醚化装置 轻汽油 15.0000 汽油加氢装置 / /
甲醇 1.5226 外购 化工品罐区 汽车运输
0.4万吨/年E10乙醇汽油调和单元 汽油 0.3600 汽油加氢装置 汽油罐区 /
乙醇 0.0400 外购 储运罐区 汽车运输
表 3.3-2 技改前后原料、产品数量变化情况
序号 原料 产品
名称 技改前数量_万t/a 增减量_万t/a 技改后数量_万t/a 名称 技改前数量_万t/a 增减量_万t/a 技改后数量_万t/a
1 外购甲醇 1.28 1.52 2.80 C2 0.20 0 0.20
2 外购石脑油 62.61 2.13 64.74 净化LPG 3.40 8.46 11.86
3 外购汽油 49.18 -35.50 13.68 重整LPG 2.79 -2.79 0
4 外购柴油 14.76 20.00 34.76 丙烷 4.16 0 4.16
5 外购蜡油 2.60 -0.31 2.29 丙烯 8.40 0 8.40
6 外购燃料油 300 0 300 混合C4 1.00 0 1.00
7 外购乙醇 0 0.04 0.04 醚后C4 13.04 0 13.04
8 MTBE 3.46 0 3.46
9 抽余油 0 16.91 16.91
10 异构化油 26.57 0 26.57
11 苯 8.11 0 8.11
12 甲苯 25.28 0 25.28
13 混二甲苯C8 30.42 0 30.42
14 芳烃C9+ 16.33 0 16.33
15 焦化石脑油 0 6.80 6.80
16 醚化轻汽油 0 16.52 16.52
17 加氢汽油 58.74 -46.79 11.95
18 乙醇汽油 0 0.4 0.4
19 焦化柴油 0 7.00 7.00
20 加氢柴油 118.99 -31.77 87.23
21 加氢煤油 0 16.58 16.58
22 焦炭 25.63 -0.19 25.44
23 沥青 48.00 0 48.00
24 硫磺 2.41 0.29 2.69
合计 430.42 -12.12 418.31 合计 396.93 -8.58 388.35
3.4 水源及水平衡（1）给水系统
现有项目用水来自园区供水站，新海石化给水管网设计能力为600m3/h，约504万吨/年。
（2）蒸汽及水平衡
本技改项目的用水及蒸汽依托于厂区现有的公辅工程，各生产装置单元无单独计量系统，技改项目蒸汽及用水平衡计入全厂用水量中。
3.5 生产工艺3.5.1技改汽柴油加氢装置
汽柴油加氢装置主要由反应单元、分馏单元组成。
① 反应单元
原料油（焦化汽柴油）自罐区混合后，经泵送至装置，进入原料自动反冲洗过滤器,滤去杂质后进入滤后原料油缓冲罐，再由反应进料泵抽出升压，与氢气（新氢压缩机出口的新氢与循环氢压缩机出口的循环氢混合后的氢气）混合，经反应产物与混氢油换热器与反应产物进行换热；然后经反应进料加热炉加热至反应所需温度，自上而下进入加氢精制反应器、加氢精制反应器二，在反应器中，原料油和氢气在加氢催化剂的作用下，进行加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和等加氢精制反应。
从加氢精制反应器二出来的反应产物，经混氢油与反应产物换热器、低分油与反应产物换热器分别与混氢油和低分油换热后，进入反应产物空冷器，为了防止加氢反应生成的硫化物和氨在低温下生成铵盐，堵塞和腐蚀空冷器及管道，在空冷器前注入4t/h左右的除盐水（生产正常后改用蒸汽凝结水或净化水），冷却到50℃左右进入高压分离器进行油、气、水三相分离。高压分离器顶部气体经过循环氢分液罐分液后，进循环氢脱硫塔脱除硫化氢后，进入循环氢压缩机压缩升压，与新氢压缩机来的新氢混合后，返回反应系统。
从高压分离器中部出来的生成油减压后进入低压分离器中，继续进行油、气、水三相分离，油相去分馏系统部分；低分气送至焦化装置。
从高压分离器及低压分离器底部出来的含硫含氨的酸性水经减压后，送至酸性水汽提装置处理。
② 分馏单元
低分油依次经低分油与精制柴油换热器和反应产物与低分油换热器换热，进入脱硫化氢汽提塔18层塔盘进料，塔底吹3.5MPa的过热蒸汽1.2t/h，以汽提出生成油中的硫化氢。塔顶气依次进入脱硫化氢汽提塔顶空冷器、脱硫化氢塔顶冷凝器冷凝冷却后进入脱硫化氢塔顶回流罐。液体经分水后，作为塔顶回流；脱出的酸性气送至焦化装置，酸性水送至酸性水汽提处理。
从塔底出来的脱硫化氢后的馏分油，自压至分馏塔进料与精制柴油换热器，与精制柴油换热，进入分馏塔，分离石脑油和精制柴油。分馏塔的热源由重沸炉提供，由分馏塔底重沸炉泵抽出塔底油，经分馏塔底重沸炉加热返塔供热；塔底产品由精制柴油泵抽出，经分馏塔进料与精制柴油换热器、低分油与精制柴油换热器换热，再经精制柴油空冷器冷至50℃出装置。
塔顶油汽经分馏塔顶空冷器、分馏塔顶冷凝冷却器冷凝冷却至40℃后进入分馏塔顶回流罐。液体分水后，其中一部分作为塔顶回流，调节塔顶温度，另一部分作为石脑油送至碱洗水洗罐，经过碱洗水洗后送出装置。
工艺流程及产污节点图见图3.5-1，图中灰色设备为本次技改新增设备。
图 3.5-1 蒸煮工序工艺流程及产污环节
3.5.2技改常减压装置
常减压装置主要由电脱盐单元、初馏单元、常压蒸馏单元、减压蒸馏单元组成。
① 电脱盐单元
原料油进装置37.8℃分为两路进行换热。第一路原料油经流控进原料油/初顶气1换热器换热至62.01℃，再进原料油/常顶循1换热器换热至94.56℃，再经原料油/减一线及一中1换热器加热至115.71℃后经原料油/减三线（II）换热器换热至141.31℃。原料油/常一中（II）换热器切除不参与脱前原料油换热。原料油/减渣1（IV）换热器移到脱后与原料油换热。第二路原料油经流控进原料油/初顶气2换热器换热至62.01℃，再进原料油/常顶循2换热器换热至94.56℃，再经原料油/减一线及一中，2换热器加热至115.71℃后经原料油/常一线换热器加热到129.46℃，流经原料油/常二线（II）换热器至原料油/减二线换热器加热至140.92℃后进原料油/常三线（II）换热器加热至150.34℃。原料油/减渣2（IV）换热器移到脱后与原料油换热。
两路原料油混合后（145.83℃）进电脱盐部分，经一、二、三级电脱盐罐进行脱盐处理，脱后原料油（138.38℃）去换热。
原料油经过换热至135~150℃，与一级注水、破乳剂泵第一级出来的破乳剂混合，乳化液分两路进入一级电脱盐罐内上、下两个强电场进行脱盐脱水，含盐污水沉降至电脱盐罐底。经与三级注水换热、冷却后至污水处理装置；原料油从一级电脱盐罐顶出来，与二级注水、破乳剂泵第二级出来的破乳剂混合，乳化液分两路进入二级电脱盐罐内上、下两个强电场进行脱盐脱水，含盐污水沉降至电脱盐罐底，经一级注水泵加压后注入一级电脱盐罐前；原料油从二级电脱盐罐顶出来，与三级注水、破乳剂泵第三级出来的破乳剂混合，乳化液分两路进入三级电脱盐罐内上、下两个强电场进行脱盐脱水，含盐污水沉降至电脱盐罐底，经二级注水泵加压后注入二级电脱盐罐前，脱盐原料油至后续换热单元。
破乳剂添加泵将配置好的破乳剂抽至储罐，经注破乳剂泵加压后分别注入一级、二级和三级电脱盐混合阀前。
从装置外来的酸性水气提后净化水经三级注水泵，泵加压后和一级电脱盐排水换热，温度换至约100℃后，经流量调节后注入三级电脱盐混合阀前；三级电脱盐派水经二级注水泵加压后经流量调节注入二级电脱盐混合阀前，二级电脱盐排水经一级注水泵加压后，经流量调节后注入一级电脱盐混合阀前；电脱盐排水经和三级注水泵来的净化水换热后经循环水冷后处理排至污水处理场处理。为了操作的灵活性，在流程设置上，准备了三级电脱盐直接注酸性气提后的净化水流程。电脱盐系统运行一段时间后，原料油中的泥沙等杂质会沉积在电脱盐罐底和上部电场的水盘内，在系统中专门设置了不停工反冲洗装置，不停工水冲洗装置有水冲洗泵和电脱盐罐内的水冲洗喷嘴组成，净化水经水冲洗泵加压后分别进入一、二、三级电脱盐罐对罐底和上部电场的水盘进行冲洗，含泥沙污水排出罐外。电脱盐罐定期进行冲洗。
② 初馏单元
脱后原料油(138.38℃)分二路换热：第一路进原料油/减渣1（IV）换热器升温至148.35℃，进入原料油/常二线1换热器升温至166.71℃，进入原料油/减渣1（III）换热器换热至188.15℃，再进原料油/减二线及二中1（II）换热器换热至194.13℃后进原料油/常三线（I）换热器加热至213.84℃，而后进原料油/减二线及二中1（1I）换热器加热至217.12℃。
第二路脱后原料油先经原料油/减渣2（IV）换热器升温至148.35℃，进原料油/煤油换热器加热至158.73℃，再进原料油/常一中I换热器升温至172.5℃后，进原料油/减渣2（III）换热器升温至194.39℃，再进入换热器原料油/减二线及二中2（II）换热器换热至200.09℃后进原料油/减三线（I）换热器加热至204.52℃，再进原料油/减二线及二中2（I）换热器加热至206.15℃，最后进原料油/常二中2换热器加热至210.11℃。两路路原料油混合后（213.62℃）进初馏塔。
初顶气体在塔顶出料管道上中和缓蚀剂、水后经原料油初顶气换热器换热至83.03℃，经初顶复合型蒸发式空冷器冷凝、冷却至40℃进初顶及产品回流罐，罐中气相—大量的初顶不凝气去常压塔，少量的去气体压缩机。初顶油由初顶及产品回流泵分两路输送，一路送至初馏塔第1层塔板回流，另一路与常顶油汇合后去轻烃回收单元做吸收剂。
汽提蒸汽由初馏塔底部吹入。
初馏塔底出料经初底泵升压后分二路再进行换热。第一路初底油进初底油/减三中1（II）换热器换热至224.69℃，再进初底油/减渣1（II）换热器换热至245.53℃，而后进初底油/减三中1（I）换热器加热至256.73℃，最后经初底油/减渣1（I）换热器加热至277.05℃；
第二路初底油进初底油/减三中2（II）换热器换热至211.42℃，再进初底油/减渣2（II）换热器换热至232.41℃，而后跨过初底油/减三中2（I）换热器，经初底油/减渣2（I）换热器加热至253.14℃。
两路初底油混合后（265.10℃）去常压炉，加热后至365℃常压塔。
③ 常压蒸馏单元
自输送泵来的初底油分四路经流量控制阀进常压炉，加热至365℃进常压塔第6层塔板，进炉燃料气量由出炉温度控制。常压炉产生废气G3101。
汽提蒸汽由常压塔底部吹入，在塔顶出料管道上中和缓蚀剂、水后经常顶空冷器，常顶冷却器冷凝、冷却至40℃进常顶及产品回流罐，罐中气相常顶瓦斯去气体压缩机。常顶油由常顶及产品回流泵分三路输送，第一路送至常压塔第56层塔板回流，第二路送至常一线分馏塔顶第1层塔板回流。另一路常顶油与初顶油汇合后去轻烃回收单元做吸收剂。
常压塔第53层塔板下抽出油由常顶循中泵升压后经原料油/常顶循换热器与脱前原料油换热至88.54℃，经流量、温度和能量串级控制送回常压塔第55层塔板。
常压塔第39层塔板下抽出油由常一中泵升压后经原料油/常一中(I)换热器与脱后原料油换热至170℃，送至轻烃回收单元做热源被冷却到148.1℃后返回本装置，经流量、温度和能量串级控制送回常压塔第41层塔板。
常压塔第25层塔板下抽出油由常二中泵升压后分两路，约四分之三的流量送到轻烃回收单元做热源被冷却到201.9℃后返回本装置，约四分之一的流量经原料油/常二中2换热器换热至201.9，两路汇合后经流量、温度和能量串级控制送回常压塔第27层塔板。
常压塔底部常底重油（356.3℃）经常底泵送去减压炉。
常压塔第43层塔板抽出油进入常一线分馏塔顶第1层塔板，常一线分馏塔顶气相汇入常压塔顶气相管线，经常顶空冷器，常顶冷却器冷凝、冷却至40℃进常顶及产品回流罐，回流液由常顶及产品回流泵送至常一线分馏塔顶第1层塔板回流。常一线分馏塔底液体（217.1℃），分两路抽出，一路作为常一线油经常一线泵升压后，送至原料油/常一线换热器换热至130.96℃经柴油加氢装置进料泵送到柴油加氢装置或者经过冷却器直接出装置至罐区。另一路自循环到原设计初底油/减三中2（I）换热器与第二路减三中油换热，被加热到246.95℃呈气液两相返回常一线分馏塔底。汽提蒸汽从常一线分馏塔塔底进入。
常一线空冷器和常一线冷却器作为备用设备保留。
常压塔19、29层塔板抽出油分别进入汽提塔，每段第6层塔板，每段顶部气相组分分别返回常压塔第21、29层塔板，汽提蒸汽分别从各段第一层塔底进入。
常压汽提塔出来的常二线油经常二线泵、经过原料油/常二线（I）换热器换热到157.98℃经柴油加氢装置进料泵送到柴油加氢装置。或者经过冷却器直接出装置至罐区。
原料油/常二线（II）换热器和常二线空冷器作为备用设备保留。
常压汽提塔出的常三线油经常三线泵，经过原料油/常三线（I）换热器和原料油/常三线（II）换热器换热到155.98℃经柴油加氢装置进料泵送到柴油加氢装置。或者经过冷却器直接出装置至罐区。常三线空冷器作为备用设备保留。
④ 减压蒸馏单元
常底油自常底泵来分四路经流量控制阀进减压炉，加热至396℃后进减压塔。390℃汽提蒸汽由减压塔底吹入，常压过汽化油送入减压塔进料段。
减压塔顶部出来的减顶油气经一级抽空器增压后进减顶一级抽空冷凝器冷却，再进入二级抽空器增压后进减顶二级抽空冷凝器冷却，最后经减顶三级水环式真空泵机组增压后进减顶三级抽空冷凝器冷凝后进减顶油水分离罐收集。
进增空器前，在管道上分别注入一定量的中和缓蚀剂及减顶碱性水，减顶物料经过抽空器抽空冷凝后进入减顶油水分离罐，减顶不凝气从罐顶出，送压缩机增压。罐底减顶油由减顶油泵送出，并入减一线出装置。
减压塔减一线油由减一线及一中油泵增压后分三路，一路直接返回减压塔。另两路经原料油/减一线及一中换热器换热（104.37℃）后汇合，再分2路，一路经减顶回流冷却器冷却至55℃后回流，另一路经柴油加氢装置进料泵送到柴油加氢装置。或者经过冷却器直接出装置至罐区。减一线冷却器作为备用设备保留。
减压塔减二线油经减二线及二中油泵增压后分两路经原料油/减二线及二中（I）换热器、原料油/减二线及二中（II）换热器换热至200℃后汇合，再分两路，一路回流，另一路继续经原料油/减二线换热器换热至145℃经减二线冷却器冷却至90℃后，减二线油出装置。
减压塔减三线油经减三线及三中油泵后分两路。一路热回流直接返回塔。另一路再分两路，第一路经初底油/减三线及三中1（I）换热器、初底油/减三中1（II）换热器换热至230℃。第二路经初底油/减三线及三中2（I）换热器与常一线分馏塔底油换热至252.37℃经初底油/减三中2（II）换热器换热至230℃。两路汇合，然后再分两路，一路返回塔，另一路经初底油/减三线（I）换热器、原料油/减三线（II）换热器换热至130.98℃，经减三线冷却器冷却至90℃后出装置。
减压塔塔底渣油经减底油泵抽出，经过初底油/减渣（I）换热器、初底油/减渣（II）换热器、原料油/减渣（III）换热器和原料油/减渣（IV）换热器换热后温度149.98℃汇合，最后经减渣备用冷却器冷却至90℃作为冷渣出装置。
初顶及产品回流罐、常顶及产品回流罐、减顶油水分离罐中分离出的水分别由、初顶排水泵和常顶排水泵及减顶排水泵排至含硫污水装置，部分排水作为塔顶注水使用。
工艺流程及产污节点图见图3.5-2，图中灰色设备为本次技改新增设备。
图3.5-2 发酵工序工艺流程及产污环节
3.5.3技改柴油加氢装置
柴油加氢装置主要由反应单元、分馏单元组成。
① 反应单元
混合原料油一部分自装置来、一部分自罐区来，混合后经原料油/煤油产品换热器换热，进入原料油过滤器除去原料中大于25微米的颗粒后进入原料油缓冲罐，原料油缓冲罐底部设有脱水包，除去原料中带的游离水。自原料油缓冲罐来的原料油经反应进料泵升压后与混合氢混合，经反应流出物/冷混氢原料油换热器、反应流出物/热混氢原料油换热器换热，再进入反应进料加热炉加热至反应所需温度后，进入加氢反应器、加氢反应器II（进行加氢反应，将原料中的硫、氮、氧等化合物转化为硫化氢、氨、水，原料中的烯烃、部分芳烃加氢饱和、裂化。加氢反应器设置三个催化剂床层，加氢反应器II设置两个床层，床层间及反应器间设急冷氢注入设施。
由加氢反应器出来的反应流出物经反应流出物/热混氢原料油换热、反应流出物/汽提塔底油换热器、反应流出物/低分油换热器、反应流出物/冷混氢原料油换热器换热，再经反应流出物空冷器冷却至50℃后进入高压分离器。为了防止反应流出物在换热过程中析出铵盐而堵塞管道和设备，通过注水泵将除盐水注入反应流出物空冷器上游管道中，并在反应流出物/冷混氢原料油换热器、反应流出物/低分油换热器的上游管道设置用注水点。
经换热、冷却后的反应流出物在高压分离器中，进行气、油、水三相分离。高压分离器顶部的高分气：一部分通过废氢调节阀经废氢脱硫塔脱硫后进入高压膜回收系统，提纯氢气后送至新氢压缩机入口，尾气并入高瓦；一部分可通过废氢调节阀直接排放火炬；另一部分首先进入循环氢脱硫塔除去循环氢中硫化氢，然后进入循环氢压缩机入口分液罐分液，再由循环氢压缩机升压后分为两路，一路作为急冷氢进入反应器；一路与升压后的新氢混合，混合氢与原料油混合作为混氢原料油。自高压分离器底部水包排出的含硫污水至低压分离器进一步闪蒸。自高压分离器排出的大部分油相至高分液能量回收透平回收能量后送至低压分离器，其它高分油在液位控制下经减压后进入低压分离器。低压分离器分离出的含硫污水与汽提塔顶回流罐、脱丁烷塔顶回流罐排出的污水合并后，送至酸性水汽提装置进行统一处理。低分气送至废氢回收装置或催化装置脱硫。
自氢气管网来的氢气经新氢压缩机升压至所需压力后与来自循环氢压缩机出口的循环氢混合，混合氢再与原料油进行混合，混氢原料油作为反应进料，经换热器换热和反应进料加热炉加热后进入反应器。
② 分馏单元
自低压分离器来的低分油依次经柴油产品/低分油换热器、反应流出物/低分油换热器换热后，进入汽提塔。汽提塔底通入3.5MPa蒸汽。塔顶油气经汽提塔顶空冷器、汽提塔顶水冷器冷却至40℃，进入汽提塔顶回流罐进行气、油、水三相分离。分离出的汽提塔顶气与脱丁烷塔顶气合并送至催化裂化装置或者轻烃回收装置进行脱硫；水相与低压分离器、脱丁烷塔顶回流罐排出的含硫污水一起送至酸性水汽提装置进行统一处理；油相经汽提塔顶回流泵升压后分两路，一路回流至汽提塔顶，一路去轻烃回收装置或者经脱丁烷塔进料/煤油产品换热器换热后进入脱丁烷塔。汽提塔底油经反应流出物/汽提塔底油换热器换热后进入分馏塔。
分馏塔顶油气经分馏塔顶空冷器、分馏塔顶水冷器冷却至40℃后，进入分馏塔顶回流罐进行油、水分离。分馏塔顶回流罐由燃料气做压力控制，油相经分馏塔顶回流泵升压后分两路，一路作为塔顶回流，另一路经石脑油脱硫罐脱硫后作为重石脑油产品送至罐区或者连续重整装置，含油污水送出装置。
分馏塔底采用重沸炉。分馏塔底油抽出后分为两路：一路由分馏塔底重沸炉泵升压后经分馏塔底重沸炉加热后返回分馏塔；另一路作为产品经柴油产品泵升压后，依次经煤油侧线汽提塔底重沸器、脱丁烷塔底重沸器、柴油产品/低分油换热器、柴油产品空冷器换热及冷却后出装置。
当轻烃回收装置正常运行时，汽提塔顶油直接送至轻烃回收装置，脱丁烷系统停运。当轻烃回收装置停运时，则汽提塔顶油进入脱丁烷系统。脱丁烷塔顶油气经脱丁烷塔顶空冷器、脱丁烷塔顶水冷器冷却至40℃后，进入脱丁烷塔顶回流罐进行气、油、水分离。分离出的脱丁烷塔顶气与汽提塔顶气合并送至催化裂化装置、焦化装置或者轻烃回收装置进行脱硫。水相与低压分离器、汽提塔顶回流罐排出的含硫污水一起送至酸性水汽提装置进行统一处理。油相经脱丁烷塔顶回流泵升压后分两路：一路作为塔顶回流；另一路作为粗液化气送至催化、焦化或者轻烃回收装置。
脱丁烷塔塔底设重沸器。脱丁烷塔底油抽出后分为两路：一路经脱丁烷塔底重沸器升温后返回脱丁烷塔；另一路依次经轻石脑油空冷、轻石脑油水冷器冷却后作为轻石脑油产品送至催化、焦化或者轻烃回收装置。
从分馏塔第22块塔盘抽出的煤油馏分进入煤油侧线汽提塔。煤油侧线汽提塔塔底设重沸器。塔顶气返回至分馏塔第20块塔盘。煤油侧线汽提塔塔底油抽出后分为两路：一路经煤油侧线汽提塔底重沸器升温后返回煤油侧线汽提塔；另一路经煤油产品泵升压后，依次经脱丁烷塔进料/煤油产品换热器、原料油/煤油产品换热器、煤油产品空冷器、煤油产品水冷器、煤油脱硫罐、煤油过滤器换热、冷却、脱硫、过滤后作为煤油产品送至罐区或者与柴油混合后送至罐区。
工艺流程及产污节点图见图3.5-3，图中灰色设备为本次技改新增设备。
图 3.5-3 分离工序工艺流程及产污环节
3.5.4技改汽油加氢装置
汽油加氢装置主要由预分馏单元、中重汽油分馏单元、萃取蒸馏脱硫单元、加氢单元、分馏单元组成。
① 预分馏单元
催化汽油自催化裂化装置进入催化汽油缓冲罐，经催化汽油泵升压至0.6MPa后，与精制汽油和重汽油换热后温度108℃，进入预分馏塔13和15层塔盘进料。塔顶气73℃依次进入预分馏塔顶空冷器、预分馏塔顶后冷器冷凝冷却后进入预分馏塔顶回流罐。预分馏塔顶回流罐内液体抽出一部分作为预分馏塔塔顶回流，另一部分轻汽油送出装置。
预分馏塔底重汽油经重汽油泵升压至0.55MPa，与催化汽油换热后，进入原料自动反冲洗过滤器，滤去杂质后进入原料缓冲罐。
预分馏塔热源由预分馏塔底重沸器提供。分馏塔底重汽油经重沸器加热至162℃返塔，重沸器由1.0MPa，250℃蒸汽间接供热。
② 中重汽油分馏单元
催化汽油进入汽油加氢装置预分馏塔进行处理，塔底中重汽油经过换热冷却至80℃，在中汽油切割塔的第28块板进料，中汽油切割塔顶部的中汽油经中汽油切割塔空冷器（复合空冷器）冷凝冷却后，进入中汽油切割塔回流罐，中汽油切割塔回流罐出来的物料经中汽油切割塔回流泵一部分返回塔顶作为回流，另一部分送到萃取蒸馏脱硫单元作为进料。中汽油切割塔设有56块浮阀塔板。塔顶压力由压力控制器通过分程控制中汽油切割塔回流罐通氮气量与放火炬量进行调节。侧线抽出液体经泵升压后经中汽油切割塔侧线空冷器及中汽油切割塔侧线水冷器冷却至40℃后送至重整装置。塔釜由3.5MPag中压蒸汽提供热量。若侧线不抽出，塔底热源采用经由3.5MPag中压蒸汽经减温减压得到1.7MPag蒸汽，为中汽油切割塔塔釜提供相匹配的热量。
中汽油切割塔底重汽油经中汽油切割塔底泵升压后，与塔进料经过中汽油切割塔进料换热器及重汽油冷却器换热冷却至80℃，同萃取蒸馏单元的抽出油混合进入100万吨/年汽油加氢脱硫装置的后加氢脱硫部分，作为加氢脱硫反应器的进料。
③ 萃取蒸馏脱硫单元
萃取蒸馏脱硫单元可分为抽提蒸馏部分、溶剂回收与再生部分。
a）抽提蒸馏部分
抽提蒸馏是在高效复合溶剂作用下，实现硫化物、芳烃及部分烯烃与其他烃类组分的分离。
中汽油馏分进入抽提蒸馏塔进料缓冲罐作为抽提蒸馏塔的原料。缓冲罐设有氮封和高低液位指示报警。抽提蒸馏原料由抽提蒸馏塔进料泵抽出升压后在流量控制下，进入抽提蒸馏塔原料/贫溶剂换热器，与来自水汽提塔再沸器的贫溶剂换热，换热后抽提蒸馏原料部分汽化自第58块塔板进入抽提蒸馏塔。与抽提蒸馏原料换热后的贫溶剂由贫溶剂水冷器冷却后进入贫溶剂过滤器，过滤后的贫溶剂，自第15块塔板进入抽提蒸馏塔。调节贫溶剂的流量，维持设定的溶剂/原料比。贫溶剂入塔温度通过调节贫溶剂水冷器的旁通量来控制。
抽提蒸馏塔设有74块浮阀塔板。塔顶压力由压力控制器通过分程控制抽提蒸馏塔回流罐通氮气量与放空量进行调节。抽提蒸馏塔釜再沸器采用2.30MPag蒸汽作加热热源，塔内蒸发量通过控制加热蒸汽量来调节。加热蒸汽由抽提蒸馏塔再沸器出口温度与流量串级控制。为了充分利用贫溶剂的热量，还设贫溶剂抽提蒸馏塔中段再沸器。在贫溶剂进料口以上设有溶剂回收段，通过顶部打入少量抽余油回流以回收抽余油中的少量溶剂。塔顶蒸出的烃类蒸汽经抽提蒸馏塔空冷器(复合空冷器)冷凝冷却后，流入抽提蒸馏塔回流罐。回流罐水包中水经界位控制进入汽提水泵入口。回流罐的低硫汽油经抽提蒸馏塔回流泵抽出升压后，一部分在流量控制下作为回流返回抽提蒸馏塔第1块塔板，另一部分作为低硫汽油产品，在抽提蒸馏塔回流罐液位与采出流量串级控制下与轻汽油、加氢后重汽油混合后作为汽油产品出界区。抽提蒸馏塔底富溶剂由富溶剂泵自塔釜抽出，由塔底液位和流量串级控制送入汽提塔。
b）溶剂回收与再生
汽提塔共有32块浮阀塔板，在减压下操作，塔顶压力由压力控制器控制汽提塔的汽提塔抽真空泵成套设备的抽气量及氮气补充量调节，塔底设有一个内插式汽提塔再沸器，采用2.3MPag蒸汽作为热源，加热量由集油箱中的温度与再沸器出口蒸汽凝水流量进行串级控制。经过减压蒸馏，硫化物、芳烃及少量烯烃以蒸汽形式从塔顶蒸出，经过汽提塔空冷器及汽提塔水冷器冷凝冷却至40℃后进入汽提塔回流罐进行油水分离。回流罐中的富硫油一部分经过汽提塔回流泵升压后在流量控制下返回汽提塔顶作为回流，其余部分在回流罐液位控制下送往抽出油聚结器脱水后与重汽油混合送至加氢精制部分。回流罐水包中水进汽提水泵，之后进入抽余油反萃脱重组分的溶剂再生系统。汽提塔塔釜贫溶剂由贫溶剂泵抽出升压，少部分去溶剂再生罐进行水蒸气汽提再生，与汽提蒸汽一起返回汽提塔底部；绝大部分先作为加热抽提蒸馏塔进料、作为水汽提塔底热源，然后再作为抽提蒸馏塔底热源，最后经过冷却控温后循环回抽提蒸馏塔。
溶剂再生罐与汽提塔相连，操作压力由汽提塔控制。溶剂再生罐底设有内插式加热器，采用2.3MPag蒸汽做加热热源，加热量由蒸汽凝水流量进行调节。自贫溶剂泵来的小股贫溶剂由再生罐液面和流量串级控制一定流量进入再生罐进行减压再生，汽提水蒸汽在罐底部进入，罐顶蒸出物气相导入汽提塔底，罐底残渣不定期排出。
除减压再生外，还设计了抽余油反萃脱除贫溶剂中重组分的溶剂再生系统。来自一定量的抽余油及来自水汽提塔再沸器的贫溶剂在抽余油/溶剂混合器中预混合后与来自溶剂净化器上段的水相在一级混合器中进一步混合后进入溶剂净化求下段进行相分离，顶部分离出来的物流进入溶剂净化器上段，底部分离出来的物流在压力控制下进入水汽提塔产生汽提气。来自汽提水泵的汽提水与来自溶剂净化器下段的组分及溶剂的反萃后抽余油在二级混合器中进行混合，之后进入溶剂净化器上段进行分离，罐顶在界位控制下采出水洗后的反萃抽余油送出界区。
水汽提塔塔底采用自抽提蒸馏塔中段再沸器来的贫溶剂做为热源，来自溶剂净化器下段的水相进入水汽提塔塔顶，经过水汽提蒸馏，塔顶气相在流量控制下导入汽提塔底，汽提蒸汽从塔釜在压力控制下导入溶剂再生罐底，水汽提塔底溶剂及少量水由水汽提塔底泵升压后送入汽提塔下部。
此外，还设有其他措施来维持溶剂的质量。抽提蒸馏进料缓冲罐和抽提蒸馏塔回流罐用氮气密封，以避免溶剂与空气的接触造成的氧化。抽提蒸馏塔、汽提塔的再沸器使用2.3MPag消过热蒸汽以避免溶剂的局部过热。当系统中贫溶剂的pH值下降或溶剂发泡时，可向贫溶剂管道中注入少量专用缓蚀阻聚剂，调节贫溶剂的pH值在6.0～9.0之间。
④ 加氢单元
重汽油进入原料缓冲罐，由反应进料泵抽出，与精制油换热后，再与混合氢气（循环氢与制氢装置来的新氢混合后的氢气）混合，再与反应流出物换热升温至207℃，然后进反应进料加热炉加热至230℃，自上而下进入加氢精制反应器，在加氢催化剂的作用下，进行加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和等加氢精制反应。
从加氢精制反应器出来的反应产物（温度275℃，末期323℃）经反应流出物/混合进料换热器，反应流出物/高分油换热器分别与混氢油和高分油换热后，换热到120℃，进入反应流出物空冷器，为了防止加氢反应生成的硫化物和氨在低温下生成铵盐，堵塞和腐蚀空冷器及管道，在空冷器前注入2.8t/h的除盐水，反应流出物再经后冷器冷却至40℃，进入高压分离器，进行油、气、水三相分离。高压分离器底部出来的酸性水送至酸性水汽提装置处理。
高压分离器顶部气体至循环氢脱硫塔，贫胺液吸收反应生成的H2S，循环氢脱硫塔顶部脱硫后的循环氢与制氢装置来的新氢混合后，进入循环氢分液罐，再由循环氢压缩机压缩升压至2.5MPa（a），返回反应系统。循环氢脱硫塔底部富液出装置进行再生处理。
⑤ 分馏单元
从高压分离器中出来的生成油经反应流出物/高分油换热器换热至160℃后，进入汽提塔16层塔盘进料，塔底通入5t/h的1.0MPa，250℃的蒸汽直接与油品接触，以汽提出生成油中的硫化氢，塔顶气经气提塔顶水冷器冷凝冷却后进入汽提塔顶回流罐，液体经分水后，全部作为塔顶回流，脱出的酸性气出装置，含硫污水送至酸性水汽提处理。汽提塔塔底精制汽油经精制油泵升压后经精制油/原料油换热器、催化汽油/精制汽油换热器、精制油空冷器、精制油后冷器，冷至40℃出装置。
工艺流程及产污节点图见图3.5-4，图中灰色设备为本次技改新增设备。
图3.5-4 汽油加氢装置工艺流程及产污节点图
3.5.5新建轻烃回收联合装置
① 轻烃回收单元
解吸塔顶气和吸收塔底油混合后经吸收塔进料冷凝冷却器冷却至40℃，与来自上游装置来的干气及液化石油气混合进入气液分离罐进行气、液分离。分离后的气体进入吸收塔用初顶汽油和循环稳定汽油作吸收剂进行吸收，吸收过程放出的热量由中段回流取走。干气自塔顶分出，经干气分液罐分出凝液后送至产品装置脱硫。
凝缩油由解吸塔进料泵从气液分离罐抽出后分两路：一路经稳定汽油—解析塔进料换热器加热进入解吸塔第10层塔板；另一路直接进入解吸塔顶部。解吸塔底重沸器由1.0MPa过热蒸汽提供热源，以解吸出凝缩油中的轻组分。解吸塔底油由稳定塔进料泵升压，经吸收油-稳定塔进料换热器与稳定汽油换热后送至稳定塔进行多组分分馏，稳定塔底重沸器由常二中循环回流油提供热量。液化石油气从塔顶馏出，经稳定塔顶油气干式空冷器和稳定塔顶油气冷凝冷却器冷至40℃后进入稳定塔顶回流罐。液化石油气经稳定塔顶回流油泵抽出后，一部分作稳定塔回流，其余作为液化石油气产品送至双脱联合装置脱硫及脱硫醇。稳定汽油从稳定塔底流出，经吸收剂-稳定塔进料换热器、稳定汽油-解析塔进料换热器、稳定汽油干式空冷器、吸收剂冷却器冷却至40℃，由吸收剂泵升压，送至吸收塔作补充吸收剂。
轻烃回收装置正常工况下不产生废气。
3#双脱联合装置由干气液化气脱硫单元、液化石油气脱硫醇单元组成。
1）干气液化气脱硫单元
液化石油气自轻烃回收部分来，经液化石油气缓冲罐，由液化石油气进料泵送入液化石油气脱硫抽提塔，用浓度为30%的复合甲基二乙醇胺溶液进行抽提，脱硫后的液化石油气经液化石油气胺液回收器分液后送至液化石油气脱硫醇部分。
干气自轻烃回收部分来，需经干气冷却器冷却至37℃后再进干气分液罐，然后进入干气脱硫塔，与浓度为30%的复合甲基二乙醇胺溶液逆向接触，干气中的硫化氢和部分二氧化碳被溶剂吸收,塔顶净化干气经干气胺液回收器分液后送至燃料气管网。
液化石油气脱硫抽提塔和干气脱硫塔的塔底富液合并出装置，为了减轻溶剂损失，设计中采取以下措施：
①溶剂缓冲罐设有氮气保护系统，避免溶剂氧化变质。
②干气进脱硫塔前，设置干气冷却器和干气分液罐，尽量减少凝液带入溶剂系统，减轻干气脱硫塔溶剂发泡。
③为充分回收净化干气及液化石油气所携带的胺液，降低装置胺耗，在干气脱硫塔顶及液化石油气脱硫抽提塔顶设置高效胺液回收器，回收的胺液排入富液系统。
2）液化石油气脱硫醇单元
来自液化石油气脱硫部分的液化石油气在液化石油气-碱液混合器与碱液混合，混合后的碱液进入液化石油气预碱洗沉降罐，液化气和碱液依靠重力沉降分离,分离出的碱液循环使用，碱渣间断外排至碱渣罐。新鲜碱液由装置外补充。预碱洗过的液化石油气进入液化石油气脱硫醇抽提塔与来自催化剂碱液循环泵的催化剂碱液进行抽提，自塔顶流出的脱除了硫醇的液化石油气与除盐水在液化石油气水洗混合器混合后进入水洗碱沉降罐，含油污水间断送至含油污水管网，自水洗碱沉降罐上部流出的液化石油气经液化石油气砂滤塔过滤后送至罐区。液化石油气脱硫醇抽提塔底部流出的催化剂碱液经碱液加热器加热至60℃后进入氧化塔，在塔内硫醇钠被空气氧化为二硫化物，碱液得到再生。再生后的催化剂碱液经过二硫化物分离罐分离、碱液冷却器冷却至40℃后经催化剂碱液循环泵循环使用，二硫化物分离罐分离出的气体经分液后送至焚烧炉。
3#双脱联合装置正常工况下不产生废气。
工艺流程及产污节点图见图3.5-5，此装置为本次技改新增装置，全部设备新增。
图3.5-5 轻烃回收联合装置工艺流程及产污节点图
3.5.6新建轻汽油醚化装置
轻汽油醚化装置由甲醇净化单元、醚化反应及催化蒸馏单元、甲醇回收单元组成。
① 甲醇净化单元
新鲜甲醇与从甲醇回收系统来的循环甲醇共同进入甲醇缓冲罐，混合甲醇由甲醇进料泵升压后进入甲醇净化器，通过离子交换树脂除去甲醇中可能携带的水分及金属离子等杂质。自汽油加氢装置来的轻汽油与甲醇混合作为醚化反应的进料。
② 醚化反应及催化蒸馏单元
通过轻汽油进料线分析化验得到活性烯烃的含量，再根据设定的醇烯摩尔比值来控制甲醇的流量。混合原料经第一醚化反应进料预热器加热至55℃后从顶部进入第一醚化反应器进行醚化反应。醚化反应器结构形式为两段固定床，反应温升约20~25℃。同时设置一台相同的反应器即第二醚化反应器与第一醚化反应器互为备用，且在两台反应器中间设置一台冷却器，可实现两台主反应器可串可并，增加装置操作灵活性同时实现反应器的在线换剂。
从醚化反应器出口流出的醚化反应产物经过滤后通过醚化蒸馏塔进料/产品换热器加热后进入醚化蒸馏塔进一步反应并实现产品分离。由于该塔较高，将其分为醚化蒸馏上塔和醚化蒸馏下塔。其中下塔为醚化蒸馏塔的提馏段，富含TAME及其他醚类产物的物料从塔底分出，经泵升压后与醚化反应产物换热并冷却，再与甲醇萃取塔顶来的剩余碳五组分混合作为醚化轻汽油送出装置。下塔底采用1.0MPa低压蒸汽做热源。
上塔为醚化蒸馏塔的反应段和精馏段。自下塔顶来的气相物料自上塔底部进入塔内，在反应段进一步实现活性烯烃的转化，使碳五活性烯烃的总转化率达92%。反应段设10段催化剂床层，内部反应元件为规整催化剂形式。上塔顶气相为碳五组分和甲醇的共沸物，经塔顶冷凝冷却后送入回流罐，液体经回流泵升压后一部分送入塔顶回流，另一部分进入第三醚化反应器进一步转化。上塔底部设置一台中间重沸器，加热介质为下塔和甲醇回收塔底重沸器来的凝结水，可回收利用凝结水热量，降低装置能耗。为使上塔反应段有足够的甲醇参与反应，需要补充一定量的甲醇到该塔的反应段。
自上塔顶抽出的碳五/甲醇混合物经第三醚化反应进料预热器加热至60℃后进入第三醚化反应器进一步反应，使碳五活性烯烃的总转化率达到96%，对催化轻汽油中的叔碳烯烃实现的最大程度的深度转化，最大程度提高了轻汽油的辛烷值。第三醚化反应产物经冷却后进入甲醇萃取塔，与从甲醇回收塔底来的萃取水逆流接触，将甲醇从油相萃取至水相。甲醇萃取塔四段填料塔，其顶部流出的剩余碳五经过滤和聚结脱水后与醚化蒸馏塔底来的醚化产品混合出装置。
③ 甲醇回收单元
从甲醇萃取塔底流出的水/甲醇混合物由甲醇回收塔进料/萃取水换热器换热至约84℃后进入甲醇回收塔，将水和甲醇分离。1.0MPag蒸汽作为甲醇回收塔底重沸器的热源。萃取水自甲醇回收塔底流出并经泵加压后与甲醇回收塔进料换热，再经萃取水冷却器冷却至40℃后循环进入甲醇萃取塔上部，萃取水在甲醇萃取塔和甲醇回收塔之间的密闭循环系统中循环利用。甲醇回收塔顶气体经塔顶空冷器冷却后进入甲醇回收塔顶回流罐。回流罐流出物经塔顶回流泵加压后一部分作为塔顶回流，另一部分循环至甲醇缓冲罐。
为了防止结垢和聚结，甲醇回收塔底液体每两周放空一次，操作人员通过观察塔底液位进行放空，直至达到塔底最低液位为止，操作人员通过观察塔内液位补充进水量（除盐水）。
工艺流程及产污节点图见图3.5-6，此装置为本次技改新增装置，全部设备新增。
图3.5-6 轻汽油醚化装置工艺流程及产污节点图
（1）技改汽柴油加氢装置
表 3.6-1 主要设备清单
序号 设备名称 数量 型式、规格 温度_℃ 压力_Mpa 备注 与环评一致
一 塔器类
1 1#加氢反应器 1 Φ2400×16940轴向 427 9.5 利旧 是
2 2#加氢反应器 1 Φ2000×13460 430 12.71 新增 是
3 脱硫化氢汽提塔 1 Φ1800×22600×22 240℃ 1.32MPa 利旧 是
4 分馏塔 1 Φ2400×18850×14/Φ3000×10500×14 370℃ 0.4MPa 利旧 是
5 循环氢脱硫塔 1 Φ1000×13300×32MIN 170℃ 8.2MPa 利旧 是
二 容器类
1 原料油缓冲罐 1 Φ3000×9000立式 80℃ 0.81MPa 利旧 是
2 高压分离罐 1 Φ2400×7500卧式 150℃ 8.4MPa 利旧 是
3 低压分离罐 1 Φ2400×6000卧式HIC 70℃ 1.83MPa 利旧 是
4 新氢分液罐 1 Φ1600×3000立式 60 2.4 利旧 是
5 循环氢分液罐 1 Φ2000×3000立式HIC 150 8.4 利旧 是
6 凝液收集罐 1 Φ800×3150×8 130℃ 0.1MPa 利旧 是
7 贫胺液缓冲罐 1 Φ2000×4000立式 75 0.48 利旧 是
8 富液闪蒸罐 1 φ2100*6300*16 1.18MPa 77℃ 利旧 是
9 脱硫塔入口循环氢分液罐 1 Φ12000×3000×38MIN 8.2MPa 170℃ 利旧 是
10 注水罐 1 Φ1400×3000立式 115 0.42 利旧 是
11 汽提塔顶回流罐 1 Φ2000×6000卧式 60 1.27 利旧 是
12 分馏塔顶回流罐 1 Φ2600×6000卧式 60 0.4 利旧 是
13 缓蚀剂槽 2 2000×1000×1200 60℃ 常压 利旧 是
14 硫化剂罐 2 Φ1400×6000立式 40 0.81 利旧 是
15 放空分液罐 1 Φ2600×6000卧式 180 0.38 利旧 是
16 地下污油槽 1 Φ1800×4000卧式 80 0.32 利旧 是
17 燃料气分液罐 1 Φ1400×4000立式 60 0.91 利旧 是
18 净化压缩空气罐 1 Φ1400×4050立式 60 0.81 利旧 是
19 低压蒸汽分水器 1 Φ800×980立式 250 1.43 利旧 是
20 中压蒸汽分水包 Φ800×2050×20 460℃ 3.9MPa 利旧 是
21 石脑油碱洗罐 1 Φ2600×6000 常温 常压 利旧 是
22 石脑油水洗罐 1 Φ2600×6000 常温 常压 利旧 是
三 管壳式冷换设备类
1 反应产物与混氢油换热器 1 管束：LUP900-327-9.8/9.4-2/D300-19 管380-290壳182-283 管8.2-8.0壳9.3-9.2 利旧 是
2 反应产物与低分油换热器 1 管束：LUP700-210-9.8/2.5-2/D300-19 管290-253壳155-210 管8.0-7.9壳1.1-1.05 利旧 是
3 反应产物与混氢油换热器 管束：LUP900-353-9.8/9.4-2/D300-19 管253-120壳50-182 管7.9-7.8壳9.4-9.3 利旧 是
4 反应产物与混氢油换热器（新增） 1 DFU800-12.18/13.23-186-5/19-2/2 管435壳392 管12.18壳13.23 新增 是
5 热高分气与混氢换热器 1 管190壳40 管8.8壳10 利旧 是
6 新氢返回冷却器 1 管束：BES600-4.0-85-6/25-4Ⅰ壳体：B=450 管32-36壳135-40 管0.4-0.35壳2.2-2.1 利旧 是
7 低分油与精致柴油换热器 2 管束：BES800-2.5-160-6/25-4Ⅰ壳体：B=200 管240-123壳50-155 管0.75-0.7壳1.34-1.3 利旧 是
8 脱硫化氢汽提塔顶换热器 1 BES500-1.6-65-6/19-4I壳程B=200 管32-38壳65-40 管0.4-0.35壳0.85-0.8 利旧 是
9 分馏塔顶冷却器 1 BES500-1.6-70-4.5/19-2I壳程B=400 管32-38壳65-40 管0.4-0.35壳0.09-0.07 利旧 是
10 分馏塔进料与精致柴油换热器 2 管束：BES800-2.5-160-6/25-4Ⅰ波节管壳体：B=200 管307-240壳205-260 管0.8-0.75壳1.5-1.251 利旧 是
11 低分油与精致柴油换热器 1 BES800-1.38/1.65-163-6/25-4I 管252壳185 管1.38壳1.65 利旧 是
12 贫胺液加热器 1 BIU500-1.28、1.08-52-6、25-4I 管32-36壳135-40 管0.4-0.35壳2.2-2.1 利旧 是
四 空冷器类
1 反应产物空冷器 6 管束：P9×3-4-128-9.0S-23.4/DRⅡt 123~50 7.8~7.7 利旧 是
2 脱硫化氢汽提塔顶空冷器 2 管束：P9×3-4-129-2.5S-23.4/DrⅡa 204~65 1.1~1.05 利旧 是
3 分馏塔顶空冷器 4 管束：P9×3-4-129-1.6S-23.4/DRⅡa 164~65 0.2~0.15 利旧 是
4 精制柴油空冷器 管束：P9×3-6-194-1.6S-23.4/DrⅡa 125~50 0.7~0.6 利旧 是
五 泵类
1 反应进料泵 2 泵95TAYD135×9 40 10 利旧 是
2 注水泵（高速泵） 2 GSB-L1-4/900 35 8.2 利旧 是
3 注水泵（往复泵） 1 TITANO 3130N-Ø85*95 35 8.7 利旧 是
4 精制柴油泵 2 ZEK80-400B 260 0.5 利旧 是
5 分馏塔顶回流泵 2 ZAK50-315A 40 1 利旧 是
6 脱H2S塔顶回流泵 2 ZAK40-315B 40 1.5 利旧 是
7 分馏塔底重沸泵 2 PAC150-400 260 1.5 利旧 是
8 风动隔膜泵 1 JM-X3B150/1.6 25 0.5 利旧 是
9 缓蚀剂泵 2 J-ZM-200/2.0 25 1.2 利旧 是
10 碱洗补水泵 1 ZAK25-315C / / 利旧 是
11 贫胺液泵 2 DT25-85×10-1 30 7 利旧 是
12 酸性水泵 1 XL32-20-250 40 1 利旧 是
13 降凝剂泵 1 J5.0-300/1.6 25 1.2 利旧 是
14 循环氢水站泵 2 S65-40-200 30 1.2 利旧 是
15 新氢压机水站泵 2 S65-40-201 30 1.2 利旧 是
16 地下污油泵 1 CYA40-250 30 1.5 利旧 是
17 污油泵 1 DNBZ80-50-250 30 1.5 利旧 是
18 烟气引风机 1 Y4-73-11 N09D 200 -300KPA 利旧 是
19 空气鼓风机 1 G4-73-11 N08D 25 / 利旧 是
六 压缩机类
1 循环氢压缩机 2 DW-13.7/(70-95)-X型 40~130 7.0~9.5 利旧 是
2 新氢压缩机 2 DW-11.5/(19-95)-X型 40~130 1.9~9.5 利旧 是
七 加热炉类
1 反应进料加热炉 1 5.32MW 入口225/283出口290/340 入口9.3出口9.2 利旧 是
2 重沸炉 1 4.28MW 入口307出口314 入口1.2出口1.2 利旧 是
（2）技改常减压装置
表 3.6-2 主要设备清单
序号 设备名称 数量 型式、规格 温度_℃ 压力_Mpa 备注 与环评一致性
一 塔类
1 初馏塔 1 Φ3000×Φ20500×14/16 234 0.2 新增 是
2 常压塔 1 DN3800×(16/14＋3)×53066 110/340 0.15 利旧 是
3 减压塔 1 Φ3200/Φ6000/Φ2800×44402×18+3/20+3 60/370 0.0015 利旧 是
4 常压汽提塔 1 DN1200×16/(14＋3)×33990 0.07 利旧 是
5 常一分馏塔 1 DN2600×12×8404 234 0.08 新增 是
二 容器类
1 电脱盐罐 3 φ3800×21952×30 130 1.3 利旧 是
2 常顶产品及回流罐 1 φ2800×7424×12 0.15 常压 利旧 是
3 减顶油水分离罐 1 φ2200×7120×10 40 常压 利旧 是
4 常顶油电精制罐 1 φ2000×16072×14 40 0.4 利旧 是
5 常一线油电精制罐 1 φ2000×16072×14 40 0.4 利旧 是
6 常二线油电精制罐 1 φ3000×17580×18 40 0.4 利旧 是
7 浓碱罐 1 φ1800×4916×8 常温 常压 利旧 是
8 碱液罐 2 φ3300×5576×8 常温 常压 利旧 是
9 破乳剂罐 2 φ3300×5576×8 常温 常压 利旧 是
10 中和剂罐 2 φ3300×5576×8 常温 常压 利旧 是
11 药剂配制槽 2 φ8OO×1500×1 常温 常压 利旧 是
12 蒸汽分水器 1 φ800×3385×10 184 1 利旧 是
13 常顶瓦斯分液罐 1 φ1200×6330×8 40 0.05 利旧 是
14 高压瓦斯分液罐 1 φ1400×6390×12 40 0.6 利旧 是
15 减顶瓦斯分液罐 1 φ1200×6330×8 40 0.035 利旧 是
16 火炬气分液罐 1 φ2800×8424×12一类 80 0.15 利旧 是
17 污油罐 1 φ1400×4716×8 80 常压 利旧 是
18 烧焦罐 1 φ1000×3481×8 200 常压 利旧 是
19 仪表风分液罐 1 φ800×3330×10一类 常温 0.6 利旧 是
20 汽包 1 φ1400×4500 220 1.2 利旧 是
21 电脱盐注水罐 1 φ2800×4524×8 40 常压 利旧 是
22 电精制注水罐 1 φ2800×4524×8 40 常压 利旧 是
23 仪表隔离液罐 1 φ2320×500 40 0.4 利旧 是
24 瓦斯缓冲罐 1 φ1200×6330×10一类 40 0.035 利旧 是
25 初顶产品及回流罐 1 DN2800×12 40 0.035 新增 是
26 丙烷气化器 1 φ1000×4425×12 60 0.8 利旧 是
27 脱氮塔 1 φ2200×7700×16 40 1 利旧 是
三 管壳式冷换设备类
1 原油/常顶循1换热器 1 BES900-2.5-210-6.0/25-4 134 3.13 利旧 是
2 原油/常顶循2换热器 1 BES900-2.5-210-6.0/25-4 134 3.13 利旧 是
3 原油/常顶循3换热器 1 BES900-2.5-210-6.0/25-4 134 3.13 新增 是
4 原油/常一中(I)换热器 2 BES800-2.5-160-6.0/25-4 170-150 0.67-0.599 利旧 是
5 原油/常一中(II)换热器 2 BES700-2.5-120-6.0/25-2 170-150 0.599-0.579 利旧 是
6 原油/常二中1换热器 1 BES900-2.5-195-6/25-6 294-256 0.62-0.596 利旧 是
7 原油/常二中2换热器 1 BES900-2.5-195-6/25-6 294-257 0.62-0.597 利旧 是
8 原油/常一线换热器 1 BES700-2.5-120-6/25-4 165-95 0.95-0.947 利旧 是
9 原油/常二线换热器 2 BES700-2.5-105-6/25-6 240-160 0.97 利旧 是
10 原油/常二线换热器 1 BES900-2.5-210-6.0/25-4 160-100 0.859-0.830 利旧 是
11 原油/常三线换热器 2 BES800-2.5-160-6.0/25-4 303-200 0.779 利旧 是
12 原油/常三线换热器 1 BES800-2.5-160-6.0/25-4 200-134 0.775-0.727 利旧 是
13 原油/减一及一中换热器 1 BES900-2.5-215-6.0/25-2I 100-140 0.82-0.804 利旧 是
14 原油/减一及一中换热器 1 BES900-2.5-215-6.0/25-2I 100-140 0.82-0.804 新增 是
15 原油/减一及一中换热器 1 BES900-2.5-215-6.0/25-2I 100-140 0.82-0.804 新增 是
16 原油/减一及一中换热器 1 BES900-2.5-215-6.0/25-2I 100-140 0.82-0.804 新增 是
17 原油/减二线及二中1(I)换热器 2 BES900-2.5-210-6/25-4 265-227 1.044-0.997 利旧 是
18 原油/减二线及二中2(I)换热器 2 BES900-2.5-210-6/25-4 265-227 1.044-0.998 利旧 是
19 原油/减二线及二中1(II)换热器 2 BES900-2.5-210-6/25-4 227-200 0.997-0.948 利旧 是
20 原油/减二线及二中2(II)换热器 2 BES900-2.5-210-6/25-4 227-200 0.997-0.949 利旧 是
21 原油/减二线换热器 1 BES900-2.5-215-6/25-2I 200-132 0.898-0.809 利旧 是
22 闪底油/减三中1(I)换热器 3 BES1100-2.5-325-6/25-4 264-290 1.058-0.973 利旧 是
23 闪底油/减三中2(I)换热器 3 BES1100-2.5-325-6/25-4 264-290 1.058-0.974 利旧 是
24 闪底油/减三中1(II)换热器 1 BES1000-2.5-270-6/25-4 223-238 1.44 利旧 是
25 闪底油/减三中2(II)换热器 1 BES1000-2.5-270-6/25-4 223-238 1.44 利旧 是
26 原油/减三线(I)换热器 2 BES800-2.5-160-6/25-4 260-212 0.984 利旧 是
27 原油/减三线(II)换热器 2 BES900-2.5-210-6/25-4 212-115 0.904-0.82 利旧 是
28 闪底油/减渣1(I)换热器 2 BES1000-4.0-265-6/25-4 291-315 1.233-1.153 利旧 是
29 闪底油/减渣2(I)换热器 2 BES1000-4.0-265-6/25-4 291-315 1.233-1.153 利旧 是
30 闪底油/减渣1(II)换热器 2 BES1000-2.5-270-6/25-4 291-315 1.399-1.318 利旧 是
31 闪底油/减渣2(II)换热器 2 BES1000-2.5-270-6/25-4 291-315 1.399-1.316 利旧 是
32 原油/减渣1(III)换热器 2 BES1000-2.5-275-6/25-2 149-177 0.897 利旧 是
33 原油/减渣2(III)换热器 2 BES1000-2.5-275-6/25-2 149-177 0.897 利旧 是
34 原油/减渣3(III)换热器 1 BES1200-2.5-395-6/25-4I 149-177 1.897 新增 是
35 原油/减渣1(IV)换热器 2 BES900-2.5-215-6/25-2 149-177 1.385-1.284 利旧 是
36 原油/减渣2(IV)换热器 2 BES900-2.5-215-6/25-2 149-177 1.418-1.317 利旧 是
37 常顶冷却器 2 BJS-700-2.5-120-6/25-4 32-40 0.4-0.3 利旧 是
38 常一线备用冷却器 1 BES-600-2.5-90-6/25-2 32-40 0.4-0.3 利旧 是
39 减顶回流冷却器 1 BES-700-2.5-125-6/25-2 32-40 0.40-0.3 利旧 是
40 减一线冷却器 1 BES-600-2.5-90-6/25-2 32-40 0.40-0.3 利旧 是
41 减二线冷却器 1 BES-700-2.5-125-6/25-2 32-40 0.40-0.3 利旧 是
42 减三线冷却器 1 BES-600-2.5-90-6/25-2 32-40 0.40-0.3 利旧 是
43 减渣备用冷却器 4 BES-900-2.5-215-6/25-2 32-40 0.40-0.3 利旧 是
44 减顶一级抽空冷凝器 4 BJS900-1.6-280-6/19-2 32-40 0.4-0.3 利旧 是
45 减顶二级抽空冷凝器 2 BES-1100-1.6-325-6/25-2 32-40 0.4-0.3 利旧 是
46 减顶三级抽空冷凝器 2 BJS900-1.6-215-6/25-2 32-41 0.4-0.4 利旧 是
47 三级注水/含盐污水换热器 2 BES-900-2.35-210-6/25-4I 130-60 利旧 是
48 含盐污水冷却器 2 BES-700-2.5-120-6/25-4 32-40 0.85-0.8117 利旧 是
49 原油/初顶油气换热器 1 BJS1400-2.5-680-6/19-4 60 1.1 新增 是
50 原油/初顶油气换热器 1 BJS1400-2.5-680-6/19-4 60 1.1 新增 是
51 常二中蒸汽发生器 1 BES-1000-2.5-260-6/25-2 280-230 1.5-1.3 利旧 是
四 空冷器类
1 常顶空冷器 6 GP9×3-6-193-2.5S-23.4/KL-Ⅱa 95-60 0.95 利旧 是
2 常一空冷器 3 GP9×3-6-193-2.5S-23.4/KL-Ⅱa 95-60 1.95 利旧 是
3 常二空冷器 2 GP9×3-6-193-2.5S-23.4/KL-Ⅱa 95-60 2.95 利旧 是
4 常三空冷器 2 GP9×3-4-129-2.5S-23.4/KL-Ⅳa 95-60 3.95 利旧 是
5 初顶空冷器 2 SL-10×3 100 0.18 新增 是
五 泵类
1 初底泵 2 250AYS150×2B 利旧 是
2 常顶及产品回流泵 2 100AYu120A 利旧 是
3 常顶循泵 2 150AYu75 利旧 是
4 常一中泵 2 150AYu75 利旧 是
5 常一线泵 2 1台65AYu100×2B1台80AYu100×2B 利旧 是
6 常二中泵 2 150AY75 利旧 是
7 常二线泵 2 100AYu120×2C 利旧 是
8 常三线泵 2 80AYu100×2C 利旧 是
9 常底泵 2 250AYuS150A 利旧 是
10 减顶油泵 2 TL3-85 利旧 是
11 减一线及一中泵 2 100AYu120B 利旧 是
12 减一线及一中泵 1 PAC100-315 利旧 是
13 减二线及二中油泵 2 200AYu150A 利旧 是
14 减三线及三中油泵 2 250AYuS150A 利旧 是
15 减底泵 2 150AYu150×2A 利旧 是
16 常顶排水泵 2 50AYu60×2B 利旧 是
17 减顶排水泵 1 50AYu60×2B 利旧 是
18 塔顶注水泵 2 50AYu60×2 利旧 是
19 减压过汽化油泵 2 65AYu100×2B 利旧 是
20 一级电脱盐循环注水泵 2 65AYu100A 利旧 是
21 二级电脱盐循环注水泵 2 65AYu100A 利旧 是
22 三级电脱盐注水泵 2 65AYu100×2A 利旧 是
23 浓碱泵 1 50FY-16G 利旧 是
24 碱液泵 2 TL3-85 利旧 是
25 常顶注中和剂泵 2 J5-MF-2500/3.2 利旧 是
26 初顶注中和剂泵 2 J5-MF-2000/2.5 利旧 是
27 机泵冷却水泵 1 65AYu100B 利旧 是
28 机泵冷却水泵 1 65AYu100A 利旧 是
29 药剂配制泵 2 TL3-50 利旧 是
30 污油泵 1 MZE25-200 利旧 是
31 凝缩油泵 1 50AY35*5 利旧 是
32 初顶产品及回流泵 2 PAC80-315 新增 是
33 初顶排水泵 2 TL5-85 新增 是
34 四合一泵 2 ZE150-315C 新增 是
35 水环泵 1 JSKA252-740 利旧 是
六 工业炉类 是
1 常压炉 1 Φ2600×6550×14 650 -0.03 利旧 是
2 减压炉 1 Φ2300×6780×14 680 -0.03 利旧 是
七 压鼓类
1 不凝气压缩机 1 LG-15/3 利旧 是
2 不凝气水环压缩机 1 2BW8250-3BD5 新增 是
3 不凝气水环压缩机 1 2BW8200-8BG5 新增 是
4 鼓风机 1 右0° 利旧 是
5 引风机 1 左180° 利旧 是
（3）技改柴油加氢装置
表 3.6-3 主要设备清单
序号 设备名称 数量 型式、规格 温度_℃ 压力_Mpa 备注 与环评一致
一 反应器类
1 加氢反应器 1 φ3200×17060 371 12.6 利旧 是
2 加氢反应器II 1 φ3200×11810 395 12.4 新增 是
二 塔类
1 循环氢脱硫塔 1 φ1500×13000 56 11.6 利旧 是
2 汽提塔 1 φ2000/2400×2520026层塔盘 205 0.7 壳体利旧内件更换 是
3 分馏塔 1 φ3400/4400×3640040层塔盘 307 0.25 更换 是
4 煤油侧线汽提塔 1 φ1400×1440010层塔盘 238 0.175 新增 是
5 脱丁烷塔 1 φ1000/1200×3120040层浮阀塔盘 164 1.55 新增 是
6 放空氢脱硫塔 1 Ø500×11670(立式) 50 11.6 新增 是
7 低分气脱硫塔 1 φ500×15100(T.L) 45 1.3 新增 是
三 容器类
1 原料油缓冲罐 1 ø3300×10000(立式) 40 0.3 利旧 是
2 高压分离器 1 ø2400×7720(立式) 50 11.6 利旧 是
3 低压分离器 1 ø3000×9000(卧式) 50 1.9 利旧 是
4 循环氢脱硫塔入口分液罐 1 ø2200×5000(立式) 50 11.6 利旧 是
5 循环氢压缩机入口分液罐 1 ø2000×4500(立式) 52 11.6 利旧 是
6 注水罐 1 ø1500×4500(立式) 40 0.3 利旧 是
7 贫胺液缓冲罐 1 ø2200×6600(立式) 55 0.3 利旧 是
8 富胺液闪蒸罐 1 ø2100×6300(卧式) 57 0.8 利旧 是
9 新氢压缩机一级入口分液罐 1 ø1200×3000(立式) 40 2 利旧 是
10 新氢压缩机二级入口分液罐 2 40 利旧 是
11 新氢压缩机三级入口分液罐 2 40 利旧 是
12 汽提塔顶回流罐 1 ø2600×6000(卧式)ø800×1000(水包) 40 0.65 更换 是
13 分馏塔顶回流罐 1 ø3400×8000(卧式)ø600×1000(水包) 40 0.1 更换 是
14 脱丁烷塔顶回流罐 1 ø1600×6000(卧式)ø400×500(水包) 40 1.4 新增 是
15 煤油脱硫罐 2 ø1600×5000(立式) 40 0.9 新增 是
16 石脑油脱硫罐 2 ø1600×5000(立式) 40 0.6 新增 是
17 放空罐 1 ø3200×8000(卧式) 150 0.06 利旧 是
18 净化压缩空气罐 1 ø2000×4500(立式) 40 0.6 利旧 是
19 燃料气分液罐 1 ø1600×3000(立式) 40 0.6 利旧 是
20 地下污油罐 1 ø2000×6000(卧式) 150 0.06 利旧 是
21 地下胺液罐 1 ø2000×6000(卧式) 45 0.06 利旧 是
22 硫化剂罐 1 ø2200×8400(立式) 常温 0.1 利旧 是
23 缓蚀剂罐 1 40 常压 利旧 是
24 新氢压缩机二级入口分液罐 1 Ø500×2424(立式) 40 4.4 新增 是
25 新氢压缩机三级入口分液罐 1 Ø500×2300(立式) 40 7.9 新增 是
26 放空氢分液罐 1 Ø500×3430(立式) 50 11.6 新增 是
27 放空氢脱硫塔入口分液罐 1 Ø500×3430(立式) 50 11.6 新增 是
28 气封气分液罐 1 40 11 新增 是
29 一级分离器部件 1 Ø500×2000 50 0.4 新增 是
30 二级分离器部件 1 Ø426×1800 50 0.8 新增 是
31 三级分离器部件 1 Ø377×1700 50 2 新增 是
32 低分气旋流脱烃器 1 Ø450×3743 45 1.3 新增 是
33 脱硫低分气旋流脱胺 1 Ø450×3743 45 1.3 新增 是
四 管壳式冷换设备类
1 反应流出物/热混氢原料换热器 1 DFU φ1100×5700管程12Cr2Mo1锻+堆焊壳程12Cr2Mo 1R(H)+堆焊 管395壳175 管12壳13.25 利旧 是
2 反应流出物/汽提塔底油换热器 1 DFU φ1200×4200管程12Cr2Mo1+堆焊壳程Q345R换热管S32168 管295.5壳184.3 管11.9壳0.75 更换 是
3 反应流出物/低分油换热器 1 DEU φ1000×5200管程12Cr2Mo1锻+堆焊壳程Q345R 管252.7壳121 管11.9壳0.8 利旧 是
4 反应流出物/冷混氢原料油换热器 1 DFU φ1200×8000管程15CrMo锻壳程15CrMoR(H) 管210.6壳67 管11.8壳13.35 利旧 是
5 贫胺液加热器 1 管程BIUφ600×6000壳程Q245R 管90壳34 管1.1壳0.9 利旧 是
6 低分气水冷器 1 管程BIUφ325×4500壳程Q245R 管32壳50 管0.55壳1.9 利旧 是
7 新氢压缩一级出口冷却器 2 利旧 是
8 新氢压缩机二级出口冷却器 2 利旧 是
9 汽提塔顶水冷器 1 BIU700--190-6/19-4Ⅰ管程Q245R壳程Q245R换热管10 管32壳55 管0.55壳0.7 更换 是
10 分馏塔顶水冷器 1 BES1000--270-6/25-4Ⅰ管程Q345R壳程Q345R换热管10 管32壳55 管0.55壳0.15 更换 是
11 柴油产品/低分油换热器 2 BIU700--180-6/19-4Ⅰ管程Q245R壳程Q245R换热管09Cr2AlMoRE 管259壳50 管0.9壳0.8 利旧一台，新增一台 是
12 煤油侧线汽提塔底重沸器 1 BJU600--66-4.5/25-2I管程Q345R壳程Q345R换热管10 管307.6壳237.9 管1壳0.15 新增 是
13 脱丁烷塔底重沸器 1 BJU400--16-3/25-2I管程Q345R壳程Q345R换热管10 管282.6壳161.8 管0.9壳1.5 新增 是
14 脱丁烷塔顶水冷器 1 BIU600--85-6/25-4I管程Q245R壳程Q245R换热管10 管32壳55 管0.55壳1.42 新增 是
15 脱丁烷塔进料/煤油产品换热器 1 BIU500--55-6/25-2I管程Q245R壳程Q245R换热管09Cr2AlMoRE 管238.2壳40.4 管1.1壳1.86 新增 是
16 原料油/煤油产品换热器 1 BES600--85-6/25-25-4I管程Q345R壳程Q345R换热管10 管179壳40 管1.1壳0.7 新增 是
17 煤油产品水冷器 1 BES500-40-4.5/25-4I管程Q345R壳程Q345R换热管10 管32壳55 管0.55壳1 新增 是
18 轻石脑油水冷器 1 BES500-40-4.5/25-25-4I管程Q345R壳程Q345R换热管 管32壳55 管0.55壳1.5 新增 是
19 一级冷却器部件 1 Ø500×2500 壳35 管0.4壳0.4 新增 是
20 二级冷却器部件 1 Ø426×2250 壳35 管0.4壳0.82 新增 是
21 三级冷却器部件 1 Ø377×2300 壳35 管0.4壳1.8 新增 是
22 一级级间冷却器 1 新增 是
23 二级级间冷却器 1 新增 是
24 酸性水冷却器 1 BES600-1.12-114-6/19-2I 管0.35壳1 新增 是
25 污油水冷器 1 BEU700-1.15/1.44-124-6/25-4Ⅰ 管0.35壳1 新增 是
26 气封气冷却器 1 套管式 管12.08壳0.35 新增 是
27 新氢压缩一级出口冷却器 1 4M32(Y57).61-00 180/100 管5.4壳4.4 新增 是
28 新氢压缩机二级出口冷却器 1 4M32(Y57).62-00 180/100 管10.0壳8.0 新增 是
五 空冷器类
1 反应流出物空冷器 1 GP9×2.0-6-131-[]S-23.4/DR-III 119.4 11.6 利旧 是
2 汽提塔顶空冷器 1 GP9×3.0-6-193-1.6S-23.4/DR-Ⅲa 111 0.7 更换 是
3 分馏塔顶空冷器 1 GP9×2.5-6-160-1.6S-23.4/DR-IIIa 170.3 0.15 更换 是
4 柴油产品空冷器 1 GP9×2-6-126-1.6S-23.4/DR-Ⅵ 90 0.6 利旧 是
5 脱丁烷塔顶空冷器 1 GP9×2-6-126-2.5S-23.4/DR-Ⅲa 90.2 1.45 新增 是
6 煤油产品空冷器 1 GP9×1.5-4-61-2.5S-23.4/DR-Ⅳa 90 1 新增 是
7 轻石脑油空冷器 1 GP9×1.5-4-61-2.5S-23.4/DR-Ⅳa 161.8 1.5 新增 是
8 空气预热器(反应炉) 1 WBK-0.388-G1/2.85-G2/2.85 450 15KPa 新增 是
六 工业炉类
1 反应进料加热炉 1 4.5MW辐射φ168×13×7000对流φ168×13×3188 302 13.15 利旧 是
2 分馏塔底重沸炉 1 9.5MW 308 0.7 新增 是
七 泵类
1 反应进料泵 1开1备 804kW 40 0.342 利旧 是
2 注水泵 1开1备 59.6kW 40 0.3 利旧 是
3 贫胺液泵 1开1备 290kW 55 0.3 利旧 是
4 汽提塔顶回流泵 1开1备 4.94kW 40 0.65 更换 是
5 分馏塔顶回流泵 1开1备 14.22kW 40 0.1 更换 是
6 柴油产品泵 1开1备 56.3kW 307 0.2 利旧一台，更换一台 是
7 污油泵 1开1备 22kW 150 0.06 更换 是
8 退胺液泵 1 22kW 55 0.06 更换 是
9 硫化剂泵 1 <1.0kW 40 0.01 利旧 是
10 高分液能量回收透平 1 -218kW 50 11.6 利旧 是
11 缓蚀剂泵 1 40 常压 利旧 是
12 分馏塔底重沸炉泵 1开1备 307 0.2 新增 是
13 煤油产品泵 1开1备 238 0.15 新增 是
14 脱丁烷塔顶回流泵 1开1备 40 1.42 新增 是
15 含油污水泵 1 4 0.07 新增 是
八 压鼓类
1 新氢压缩机 1开1备 往复式2592kW 40 2 利旧 是
2 循环氢压缩机 1 离心式1583kW 57 11.6 利旧 是
3 新氢压缩机 1 往复式1400kW 40 2 新增 是
4 氢回收压缩机 1 往复式220kW 40 0.15 新增 是
5 鼓风机 1 9-35—11NO.8D 40 15KPa 新增 是
6 引风机 1 Y9-35-11NO.10D 130 新增 是
九 小型设备类
1 缓蚀剂注入撬 1 40 0.7 利旧 是
2 原料油过滤器 1 40 0.7 利旧 是
3 原料油采样器 1 利旧 是
4 脱硫前循环氢采样器 1 利旧 是
5 低分气采样器 1 利旧 是
6 低分含硫污水采样器 1 利旧 是
7 脱硫后循环氢采样器 1 利旧 是
8 F102燃料气阻火器 2 利旧 是
9 富胺液采样器 1 利旧 是
10 新氢采样器 1 利旧 是
11 汽提塔顶气采样器 1 利旧 是
12 汽提塔顶含硫污水采样器 1 利旧 是
13 石脑油采样器 1 新增 是
14 含油污水采样器 1 利旧 是
15 柴油产品采样器 1 利旧 是
16 脱丁烷塔顶气采样器 1 新增 是
17 粗液化气采样器 1 新增 是
18 含硫污水采样器 1 新增 是
19 煤油产品采样器 1 新增 是
20 轻石脑油产品采样器 1 新增 是
21 煤油过滤器采样器 1 新增 是
22 煤油过滤器 2 新增 是
23 抗氧剂注入撬 1 新增 是
24 分馏塔底重沸炉消音器 3 利旧 是
25 分馏塔底重沸炉阻火器 4 新增 是
26 安全阀 27 部分新增 是
27 低压膜回收撬块 1 新增 是
28 高压膜回收撬块 1 新增 是
（4）技改汽油加氢装置
表 3.6-4 主要设备清单
序号 设备名称 数量 型式、规格 温度_℃ 压力_Mpa 备注 与环评一致
一 反应器类
1 预加氢反应器 Φ2400×14783x（3+32） 350 2.2 利旧 是
2 加氢脱硫反应器 Φ2000×151643x（3+26） 350 2.8 利旧 是
3 加氢脱硫醇反应器 1 Φ2200×8500x（3+28） 370 2.64 利旧 是
二 塔器类
1 循环氢脱硫塔 1 φ1000×15300×14 70℃ 1.83 利旧 是
2 预分馏塔 1 φ3600/2600/2600×5000/8300/16700×（3+12）/（3+12）/（3+10） 190℃ 0.3 利旧 是
3 汽提塔 1 φ1400×22600×14 195℃ 0.81 利旧 是
4 中汽油切割塔 1 Ф3200/Ф3400×43600（T.L）56层浮阀塔盘浮阀S30408 230 0.39 新增 是
5 抽提蒸馏塔 1 Ф2200×48000（T.L）74层浮阀塔盘浮阀S30408 189 0.35/-0.1 新增 是
6 汽提塔 1 Ф1800/Ф2200×30800（T.L）32层浮阀塔盘浮阀S30408 135/179 0.35/1.4 新增 是
7 水汽提塔 1 Ф1600/Ф800/Ф600×7550层浮阀塔盘浮阀S30408 195/240 0.35/3.5 新增 是
三 容器类
1 催化汽油缓冲罐 1 3000×9000×18（上下） 120℃ 0.8MPa 利旧 是
2 原料油缓冲罐 1 3000×9000×18（上下） 120℃ 0.8MPa 利旧 是
3 气液分离罐 1 2400×7500×20 75 1.8MPa 利旧 是
4 循环氢分液罐 1 2000×3000(切) ×18 75 1.8MPa 利旧 是
5 预分馏塔顶回流罐 1 2600×6000(切)×14 60℃ 0.39MPa 利旧 是
6 贫胺液缓冲罐 1 1400×3000(切)×10 60℃ 0.78MPa 利旧 是
7 汽提塔顶回流罐 1 1200×4000(切)×8 60℃ 0.48MPa 利旧 是
8 注水罐 1 1400×3000(切)×8 60℃ 0.58MPa 利旧 是
9 注硫剂罐 1 1000×1000×1200×5 195 常压 利旧 是
10 低压蒸汽分水器 1 800×930(切)×10 270℃ 1.38MPa 利旧 是
11 燃料气分液罐 1 1400×4050(切)×10 60℃ 0.90MPa 利旧 是
12 净化风罐 1 1400×4050(切)×10 60℃ 0.88MPa 利旧 是
13 放空分液罐 1 2600×6000(切)×12 200 0.48MPa 利旧 是
14 地下污油罐 1 1800×4000(切)×10 70℃ 0.38MPa 利旧 是
15 缓蚀剂槽/注硫剂罐 1 1000×1000×1200×5 195 常压 利旧 是
16 凝液收集罐 1 800×1700(切)×8 155℃ 1.18MPa 利旧 是
17 凝结水罐 1 1400×3000(切)×14 200℃ 1.38MPa 利旧 是
18 催化汽油凝聚器 1 JJQ-Ⅱ-600/2.0 120 1 利旧 是
19 中汽油切割塔回流罐 1 Ф3200×6000（T.L） 60 0.39MPa 新增 是
20 抽提蒸馏塔进料缓冲罐 1 Ф3600×12000（T.L） 80 0.78MPa 新增 是
21 抽提蒸馏塔回流罐 1 Ф2600×6000（T.L） 80 0.35 新增 是
22 汽提塔回流罐 1 Ф1800×5400（T.L） 80 0.35 新增 是
23 溶剂净化器 3 Ф2000×24125 85 0.96 新增 是
24 溶剂再生罐 1 Ф1000×6000（T.L）含管束 197/240 0.35/2.45 新增 是
25 新鲜溶剂罐 1 Ф3600×10000（T.L） 80 0.35 新增 是
26 湿溶剂罐 1 Ф3800×12000（T.L） 80 0.35 新增 是
27 地下溶剂罐 1 Ф2400×3500（T.L） 195 0.35 新增 是
28 放空罐 1 Ф2000×5000（T.L） 195 0.35 新增 是
29 蒸汽闪蒸罐 1 Ф1600×6000（T.L） 208 1.28 新增 是
30 密封水罐 1 Ф800×1200（T.L） 80 0.35 新增 是
32 一级分离器 1 Ф1400×9700（T.L）内置专利 新增 是
33 二级分离器 1 Ф1800×7200（T.L）内置专利 新增 是
四 管壳式冷换设备类
1 预分馏塔底再沸器 1 BJS1100-2.5-430-6/19-2 管/壳270/180 管/壳1.5/1 利旧 是
2 混合进料/二反产物换热器 2 BFU1200-2/2-4.0/4.0-400-6/25-2I 2.75/2.75 2.75/2.75 利旧 是
3 一反产物/二反产物换热器 1 BFU1000-2/2-4.0/4.0-275-6/25-2I 2.0/2.5 2.0/2.5 利旧 是
4 加氢生成油/产品换热器 3 BES700-2.5-125-6/25-2I 1.8/1.8 1.8/1.8 利旧 是
5 汽提塔顶水冷器 1 BJS600-1.6-90-6/25-2 1.0/1.0 1.0/1.0 利旧 是
6 汽提塔底再沸器 1 BJU700-4.0/2.5-152-6/25-2I 2.07/2.07 2.07/2.07 利旧 是
7 产品水冷器 1 BES800-1.6-170-6/25-2Ⅰ 1.0/1.0 1.0/1.0 利旧 是
8 二反产物后冷器 1 BES700-2.5-125-6/25-2Ⅰ B=300 1.8/1.8 1.8/1.8 利旧 是
9 催化汽油/1.0MPa蒸汽凝结水换热器 1 BES500-4.0-70-6/19-2Ⅰ 59/184 4.0/4.0 利旧 是
10 催化汽油/重汽油换热器 1 BES700-4.0-160-6/19-2Ⅰ 88/123 4.0/4.0 利旧 是
11 催化汽油/预加氢反应流出物换热器 2 BFU900-4.0/4.0-320-6/19-2/2I 205/180 4.0/4.0 利旧 是
12 蒸汽加热器 1 BIU500-6.4/4.0-45-3/19-2I 242/200 6.4/4.0 利旧 是
13 催化汽油/二反产物换热器 1 BFS800-4.0-174-6/25-2/2I 180/100 4.0/4.0 利旧 是
14 汽油换热器 / BES800-4.0-210-6/19-2I 242/200 6.4/4.0 利旧 是
15 中汽油切割塔进料换热器 3 BES800-2.5-170-6/25-2 140/265 2.0/2.0 新增 是
16 中汽油切割塔底再沸器 1 BJU1100-4.2/3.4-335-6/25-2 I 270/465 3.4/4.2 新增 是
17 中汽油切割塔侧线水冷器 1 BES600-2.5-85-6/25-4 II 80/80 2.45/2.45 新增 是
18 重汽油冷却器 1 BES400-2.5-35-6/25-2 II 125/80 2.45/2.45 新增 是
19 抽提蒸馏塔原料/贫溶剂换热器 2 BES800-2.5-205-6/19-4I 122/155 2.45/2.45 新增 是
20 贫溶剂水冷器 1 AES400-2.5-15-3/25-2I 110/60 2.45/2.45 新增 是
21 抽提蒸馏塔再沸器 1 BEM900-4.0/4.0-209-4.5/25 240/189 3.5/3.5 新增 是
22 抽提蒸馏塔中段再沸器 1 BES700-2.5-60-3/25-2I 123/195 2.45/2.45 新增 是
23 汽提塔水冷器 1 BES600-2.5-65-4.5/25-4I 70/60 2.45/2.45 新增 是
24 溶剂冷却器 1 BES600-2.5-85-6/25-4II 108/60 2.45/2.45 新增 是
25 密封水冷却器 1 AES500-2.5-40-4.5/25-4II 70/60 2.45/2.45 新增 是
五 空冷器类
1 中汽油切割塔空冷器 1 9000x2500 150 1.6 新增 是
2 抽提蒸馏塔空冷器 1 9000x3000 150 1.6 新增 是
3 汽提塔空冷器 1 GP6×3-4-85-2.5S-23.4/DR-Ⅰa 100 2.5 新增 是
4 蒸汽凝液空冷器 1 GP9×3-6-193-2.5S-23.4/DR-IIa 210 2.5 新增 是
5 中汽油切割塔侧线空冷器 1 GP6×3-6-128-2.5S-23.4/DR-IIa 160 2.5 新增 是
六 泵类
1 催化汽油泵 2 TDY150-67X5 2.6 40 利旧 是
2 重汽油泵 2 PC80-2315-50 0.7 115 利旧 是
3 预分馏塔顶回流泵 2 150AY15B 0.85 40 利旧 是
4 反应进料泵 2 TDF80-130×4 3.87 110 利旧 是
5 注水泵 2 WG211-7/233-18.5-84IIDT 2.52 40 利旧 是
6 精制重汽油泵 2 PC50-3400-50 66 165 利旧 是
7 汽提塔顶回流泵 2 PLA50-225 1.67 40 利旧 是
8 贫胺液泵 / WG211-7/233-18.5-84IIDT 5 40 利旧 是
9 注硫剂泵/缓蚀剂泵 2 JYMⅡ-100/4.0 1.5 41 利旧 是
10 污油泵 1 LH-40-315M 0.72 40 利旧 是
11 污油泵 1 MZE40-315 0.72 40 利旧 是
12 污甲醇泵 1 LH40-250M 0.87 41 利旧 是
13 抽提蒸馏塔进料泵 2 ZE50-2200 新增 是
14 富溶剂泵 2 ZE100-2250 新增 是
15 抽提蒸馏塔回流泵 2 ZE50-3400 新增 是
16 汽提水泵 2 XB32-20-250 新增 是
17 汽提塔回流泵 2 ZE25-2315 新增 是
18 水泵 2 XB32-20-160 新增 是
19 新鲜溶剂泵 1 XB32-20-315 新增 是
20 湿溶剂泵 1 ZE40-3360 新增 是
21 密封水泵 2 XB32-20-160 新增 是
22 中汽油切割塔回流泵 2 ZE100-2250 新增 是
23 贫溶剂泵 2 PC80-2315-50 新增 是
24 水汽提塔底泵 2 PC40-125L 新增 是
25 重汽油泵 3 PC40-2315-50 新增 是
26 中汽油测线泵 2 PC40-2315-50 新增 是
27 汽提塔抽真空成套设备 1 JSKA（2BV）6121 新增 是
28 地下溶剂泵 1 SOZB25-200 新增 是
29 蒸汽凝液泵 2 MZE40-160 新增 是
七 压缩机类
1 循环氢压缩机 2 DW367/(14-25)-X 40 1.5 利旧 是
八 工业炉类
1 反应进料加热炉 1 3200kW 337 2.7 利旧 是
（5）新建轻烃回收联合装置
表 3.6-5 主要设备清单
序号 设备名称 数量 型式、规格 温度_℃ 压力_Mpa 备注 与环评一致
一 塔类
1 吸收塔 1 Φ1600x24587单溢流浮阀塔盘30层 40~50 0.6~0.8 新增 是
2 解吸塔 1 Φ1800x24704单溢流浮阀塔盘30层 57~92 1.0~1.1 新增 是
3 稳定塔 1 Φ2000x50137单溢流浮阀塔盘52层 40~175 1.05~1.15 新增 是
4 液化石油气脱硫抽提塔 1 φ2400/φ1800×24500(切)板式塔 40 2 新增 是
5 干气脱硫塔 1 Φ1400×22500(切)20层高效浮阀塔盘 50 0.6 新增 是
6 液化石油气脱硫醇抽提塔 1 φ2400/φ1800×24500(切) 40 2 新增 是
7 液化石油气砂滤塔 1 φ2000×6600(切) 40 2 新增 是
8 氧化塔 1 φ2000×9700（切） 60 0.6 新增 是
9 再吸收塔 1 φ1200*27837*12/14 56 1 新增 是
二 冷换类
1 吸收塔进料冷凝冷却器 2 BJS900-2. 5 -215 -6/25- 21 60/40 1.4 新增 是
2 吸收中断油冷却器 1 BES800- 2. 5 -170 -6/25- 21 55/38 1.4 新增 是
3 解析塔重沸器 1 BJS800 -1.6- 170 -6/25-21 90/103 1.2 新增 是
4 解析塔重沸器 1 BJS500 -1.6- 55-6/26-21 90/103 1.2 新增 是
5 稳定塔底重沸器 1 BJS1200-1. 6-395-6/25- 41 177/187 1.2 新增 是
6 稳定塔底重沸器 1 BJS1000 -6. 3-275- 6/25-21 177/187 0.95 新增 是
7 稳定石脑油-稳定塔进料换热器 2 BJS1100- 2.5- 325- 6/25-41 65/126 1.5 新增 是
8 稳定石脑油-解析塔进料换热器 1 BES700 -2. 5-125-6/25- 21 41/72 1.46 新增 是
9 稳定石脑油-富吸收油换热器 1 AES400 -2. 5 -30-6/25-41 40/70 0.7 新增 是
10 干气冷却器 1 AES400-1.6-35-6/25-21 43/37 0.8 新增 是
11 碱液加热器 1 AES400 -1.6 35 -6/25-21 95/70 1 新增 是
12 碱液冷却器 2 AES400- 1.0-35- 6/25-21 40/60 0.6 新增 是
三 空冷器类
1 稳定塔顶复合型空冷器 2片 SYL-9×3 61.22/40 0.9 新增 是
2 稳定石脑油复合型空冷器 4片 SYL-9×3 75/40 0.95 新增 是
四 容器类
1 中压凝结水罐 1 φ1600*3835*30 260 3.5 新增 是
2 凝结水闪蒸罐 1 φ1400*4619*14 244 1.2 新增 是
3 氮气水封罐 1 φ500*2460*5 53 —50~200mmH2O 新增 是
4 液化石油气预碱洗沉降罐 1 φ2400*9320*20 40 1.55 新增 是
5 水洗沉降罐 1 φ2400*9320*20 40 1.4 新增 是
6 二硫化物分离罐 1 φ2000*9074*14/12 60 0.6 新增 是
7 尾气分液罐 1 φ1400*4983*8 60 0.05 新增 是
8 进料缓冲罐 1 φ2200*9218*(3+16) 40 1.5 新增 是
9 稳定塔顶回流罐 1 φ2400*9314*（3+14） 40 1.15 新增 是
10 干气分液罐 1 φ800*3888*（3+10） 40 0.6 新增 是
11 干气胺液回收器 1 进出口管径DN100 40 0.6 新增 是
12 液化石油气胺液回收器 1 进出口管径DN100 40 1.8 新增 是
13 地下溶剂罐 1 φ1400*3776 40 常压 新增 是
14 溶剂缓冲罐 1 φ4000*6980 53 1920/-490pa 新增 是
五 泵类
1 解吸塔进料泵 2 YBX3 200L2-2W 新增 是
2 吸收塔中段回流泵 2 YBX3 160M2-2W 新增 是
3 吸收塔底油泵 2 BX3 160M2-2W 新增 是
4 稳定石脑油泵 2 YBX3 160L-2W 新增 是
5 稳定塔进料泵 2 YBX3 200L2-2W 新增 是
6 稳定塔顶回流油 2 YBBP 315S-2W 新增 是
7 粗石脑油提升泵 2 YBBP 280S-2W 新增 是
8 再吸收剂提升泵 2 YBX3 160M1-2W 新增 是
9 液化石油气溶剂循环泵 2 YBX3 200L1-2 新增 是
10 干气溶剂循环泵 2 YBX3 200L1-2W 新增 是
11 地下溶剂泵 1 YBX3 -112M-2 新增 是
12 催化剂碱液循环泵 2 YBX3 200L2-2W 新增 是
13 除盐水泵 1 YBX3 200L1-2W 新增 是
14 水洗水循环泵 2 YBX3 132S1-2W 新增 是
（6）新建轻汽油醚化装置
表 3.6-6 主要设备清单
序号 设备名称 数量 型式、规格 温度_℃ 压力_Mpa 备注 与环评一致
一 塔类
1 醚化蒸馏上塔 1 Φ1800×42450(T/T)20层浮阀塔盘10段催化剂床层 120 0.7 新增 是
2 醚化蒸馏下塔 1 Φ2000×25600(T/T)39层浮阀塔盘 160 0.7 新增 是
3 甲醇萃取塔 1 Φ1200×20100(T/T)四段填料塔 80 2 新增 是
4 甲醇回收塔 1 Φ1200/Φ1600×33000(T/T)55层高效浮阀塔板 160 0.48 新增 是
二 反应器类
1 第一醚化反应器 1 Φ2200×12800（T/T）两段催化剂床层 120 1.8 新增 是
2 第二醚化反应器 1 Φ2200×12800（T/T）两段催化剂床层 120 1.8 新增 是
3 第三醚化反应器 1 Φ2200×12800（T/T）两段催化剂床层 120 1.8 新增 是
4 甲醇净化器 2 Φ1000×4000(T/T)一段催化剂床层 80 1.8 新增 是
三 容器类
1 甲醇缓冲罐 1 Φ1400×4000(T/T)卧式 30 0.2 新增 是
2 醚化蒸馏塔顶回流罐 1 Φ2000×6000(T/T)卧式+水包 50 0.28 新增 是
3 甲醇回收塔回流罐 1 Φ1200×4000(T/T)卧式 40 0.08 新增 是
4 醚化蒸馏塔重沸器凝结水罐 1 φ1000×2000×14 250 1 新增 是
5 甲醇回收塔重沸器凝结水罐 1 φ1000×2000×14 250 1 新增 是
6 污甲醇罐 1 Φ2200×6000(T/T)卧式 40 0.06 新增 是
7 污油罐 1 Φ2200×6000(T/T)卧式 40 0.06 新增 是
8 放空火炬分液罐 1 Φ2600×6000(T/T)卧式 160 0.35 利旧 是
9 净化压缩空气罐 1 Φ1000×3000(T/T) 80 0.98 利旧 是
四 冷换设备类
1 第一醚化反应进料预热器 1 BIU400-2.5-25-6/25-4I 管100壳120 管1.8壳1.44 新增 是
2 第二醚化反应进料冷却器 1 BIU500-2.5-50-6/25-4I 管110壳70 管1.8壳1.44 新增 是
3 醚化蒸馏塔进料/产品换热器 1 BES500-2.5-55-6/25-4I 管120壳160 管1.8壳1.5 新增 是
4 醚化蒸馏塔底重沸器 1 BJS700-2.5-120-6/25-4I 管160壳320 管1.2壳1.5 新增 是
5 醚化产品冷却器 1 BES500-2.5-55-6/25-4I 管140壳70 管1.5壳1.2 新增 是
6 萃取塔进料冷却器 1 BES500-2.5-55-6/25-4I 管110壳70 管1.8壳1.44 新增 是
7 萃取水冷却器 1 AES400-2.5-35-6/25-2I 管130壳70 管2壳1.6 新增 是
8 甲醇回收塔进料-萃取水换热器 1 AES400-2.5-25-4.5/25-4I 管115壳165 管1.9壳2 新增 是
9 甲醇回收塔重沸器 1 BJS500-2.5-58-6/25-2I 管165壳320 管1.2壳1.5 新增 是
10 甲醇回收塔后冷器 1 AES400-2.5-24-4.5/25-4I 管100壳70 管0.55壳0.68 新增 是
11 第三醚化反应进料预热器 1 BIU400-2.5-15-3/25-2I 管100壳120 管2.2壳1.76 新增 是
12 醚化蒸馏塔中间重沸器 1 BJS600-2.5-88-6/25-4I 管120壳270 管0.90壳0.85 新增 是
13 凝结水冷却器 1 AES400-0.95/1.18-17-3/25-2I 管205壳70 管0.5壳1.00 新增 是
14 甲醇回收塔进料/凝结水换热器 1 AES325-2.5-10-4.5/25-2I 管140壳208 管2.45壳2.2 新增 是
15 醚化蒸馏塔进料/凝结水换热器 1 AES400-2.5-25-4.5/25-2I 管130壳280 管2.2壳2.45 新增 是
五 空冷器类
1 醚化蒸馏塔顶空冷器 4 GP9×3-4-128-2.5S-23.4/DR-IIa 120 0.78 新增 是
2 甲醇回收塔顶空冷器 2 GP6×3-6-128-2.5S-23.4/DR-IIa 120 0.55 新增 是
六 泵类
1 甲醇进料泵 2 WG211-5/235-15-84ⅡDT 1.25 30 新增 是
2 醚化蒸馏塔顶回流泵 2 100AY120×2A 1.57 50 新增 是
3 醚化蒸馏塔底泵 2 ZE40-315 1.02 121 新增 是
4 甲醇回收塔底泵 2 SHP-FG50-40-8/127 1.52 137 新增 是
5 甲醇回收塔顶回流泵 2 ZE25-315 0.7 50 新增 是
6 醚化蒸馏塔中间泵 2 ZE50-250 86 83 新增 是
7 污甲醇泵 1 LH40-250M 1.13 40 利旧 是
8 污油泵 1 LH40-250M 0.73 40 利旧 是
七 其他类
1 精细过滤器 6 立式 新增 是
2 聚结器 1 立式 新增 是
3.7项目变动情况对照项目环评报告及批复，对项目建设情况进行核查，项目建设与环评报告及批复要求一致，不存在《关于加强建设项目重大变动环评管理的通知》（苏环办﹝2015﹞256号）以及《污染影响类建设项目重大变动清单（试行）》（生态环境部办公厅，环办环评函〔2020〕688号）所规定的重大变动情况，满足验收条件要求。
4.1.1 废气排放及防治措施
（1）有组织废气
技改项目有组织废气主要为各装置的加热炉燃烧废气以及E10乙醇汽油在线调和装置产生的调和废气。
表4-1 项目有组织废气排放情况表
产生源 编号 废气名称 污染物名称 治理措施 排放参数
高度_m 直径_m 温度_℃ 去向
汽柴油加氢装置 G1301 加热炉废气 颗粒物、SO2、NOx / 45 4 122 4#
硫磺回收联合装置 G1501 焚烧炉废气 颗粒物、SO2、NOx 胺液吸收加碱洗（含溶剂再生、酸性水汽提） 60 3.3 215 6#
常减压装置 G3101 加热炉废气 颗粒物、SO2、NOx / 60 2 110 7#
柴油加氢装置 G3401 加热炉废气 颗粒物、SO2、NOx / 60 0.96 110 9#
汽油加氢装置 G3501 加热炉废气 颗粒物、SO2、NOx / 60 1 120 10#
E10乙醇汽油在线调和装置 G9203 调和废气 VOCs 油气回收 15 0.2 25 14#
（2）无组织废气
技改项目项目无组织废气主要为生产装置、罐区及装车平台的泄漏废气。
① 装置区
汽柴油加氢装置、常减压装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置、轻烃回收装置、轻汽油醚化装置及配套设施主要由压缩机、泵、阀门、法兰等设备组成，这些输送有机介质的动、静密封点都可能会存在VOCs的泄漏排放。
② 罐区
技改项目轻汽油醚化装置依托现有项目储罐，储罐区废气不收集，为无组织排放。
技改项目新增乙醇储罐为微正压地埋罐，本次评价不考虑乙醇储罐的无组织废气。
技改项目储罐依托现有液化石油气球罐为压力罐，正常情况下贮存过程不会产生废气。产品液化石油气由管道从厂区储罐输送至其他用户或者码头，新海石化有自己专门的码头。以上厂界外管道（网）不在本次验收范围内。
4.1.2废水排放及防治措施
项目排放的废水包括含硫废水、含油废水、地面冲洗水以及生活污水等。项目产生的含硫废水（W1301、W1302、W3103、W3104、W3105、W3401、W3402、W3403、W3404、W3502、W3503、W5101）送厂内现有酸性水汽提装置处理，产生的净化水部分回用，产生的酸性气进入硫磺回收段，油气等进燃料气收集管网及火炬系统，污油收集泵入污油罐。
其他工艺废水及新增设备冲洗水、初期雨水依托现有污水处理站处理，现有项目厂内污水处理站设计处理能力7200m3/d，由两套相同的污水处理设施组成，单套处理能力为3600m3/d，可单套使用也可以并联使用，采用“隔油+气浮+A/O生化池+曝气生物滤池”的处理工艺，工艺流程图见图4-1。经处理后废水接管进柘汪临港产业区污水处理厂集中统一处理。新海石化厂区污水管网根据厂区集排水体制建设，污水通过管道输送至污水处理站，达接管标准后进入园区污水处理厂。厂区污水处理站工艺流程简述如下：
项目各类生产废水收集后经提升泵提升后直接进入调节罐，调节水质、水量，设计停留时间10小时。从调节罐出来的废水进入隔油池，配备三台刮油机，主要去除石油类，降低废水中石油类指标。从隔油池出来的废水进入气浮池，采用加压溶气气浮法，投加PAC，进一步去除废水中的石油类，降低COD浓度。气浮池出水进入进入A池，在缺氧区污水中的难降解长链或环链有机物可以被分解成易于降解的短链或直链有机物，并且使得活性污泥经过缺氧的刺激，提高其生物活性和沉降性能。然后污水被推流进入好氧区，使用微孔曝气装置进行充氧曝气，对好氧微生物进行供氧，以维持生物代谢。将COD氧化成CO2和H2O，在亚硝酸菌作用下将NH3-N氧化成NO2-N盐，经过硝化后的混合液，回流到缺氧段进行反硝化，利用污泥中的反硝化菌，在缺氧条件下，将NO2-N还原为气态氮释放。经好氧处理后的污水进入二沉池。沉淀后的部分出水，进入中间水池。然后提升进入曝气生物滤池，作为污水三级生物处理，主要是硝化以去除氨氮，并进一步深度处理去除污水中有机物和悬浮固体，出水达柘汪临港产业区污水处理厂接管标准，经柘汪临港产业区污水处理厂处理后最终进入无名河。生活废水直接进入水解酸化段进行处理。
处理产生的物化污泥与沉淀池的剩余污泥由于含有较高的石油类组分，返回焦化装置重炼。
污水处理站产生的废气污染物有H2S、NH3、含硫有机化合物、苯烃类气体、酚类及其他挥发性有机组分气体，采取组合式生物除臭工艺进行处理后，利用20米的16#排气筒高空排放。
图4-1 厂区污水处理站废水处理工艺流程图
项目消防废水依托现有事故池，其中东厂区事故水池1座，容积20000m3，西厂区事故水池1座，容积4000m3；总容积24000m3。
4.1.3噪声及其防治措施
本项目主要新增噪声设备为机泵、压缩机、加热炉、空冷器等，通过采用低噪声设备，安装减振装置，噪声声级可基本控制在90dB（A）以下，并在厂区周围建设绿化带，有效降低项目噪声对周围环境的影响。主要噪声源及防治措施见表4-2。
表4-2 技改项目主要噪声源及防治措施
装置名称 设备名称 数量 排放规律 设计治理措施 落实情况
常减压装置 空冷器 2 连续 低噪声叶片 与环评一致
机泵 4 连续 低噪声电机 与环评一致
压缩机 1 连续 基础减震 与环评一致
柴油加氢装置 加热炉 1 连续 低噪声燃烧器 与环评一致
空冷器 3 连续 低噪声叶片 与环评一致
机泵 3 连续 低噪声电机 与环评一致
压缩机 1 连续 基础减震 与环评一致
汽油加氢装置 空冷器 5 连续 低噪声叶片 与环评一致
轻烃回收装置 空冷器 2 连续 低噪声叶片 与环评一致
机泵 10 连续 低噪声电机 与环评一致
轻汽油醚化装置 空冷器 6 连续 低噪声叶片 与环评一致
机泵 14 连续 低噪声电机 与环评一致
储运工程 机泵 2 连续 低噪声电机 与环评一致
4.1.4固体废弃物及其处理情况
技改前后，全厂废水总量几乎不变，故污水处理站污泥的增减量忽略不计，不列入技改项目的固废源强。此外，本次依托装车油气回收、危废库废气处理导致的废活性炭、以及储罐清罐废油泥变化量较小，均不计入本项目固废源强。对照《国家危险废物名录（2021年版）》以及《固体废物鉴别标准通则》（GB 34330-2017）的相关要求，项目产生的工业固废均属于危险固废，贮存和转运执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001及其修改单）相关要求。
目前厂区已建设300m2的危险废物暂存场一座，最大存储量约为600t。根据固废产生情况一般1个月清运一次，现有危废堆场可以满足现有和本次项目的需要。
根据现场调查，项目单位做好了危险废物情况的台账记录，记录上注明危险废物的名称、来源、数量、特性和包装容器的类别、入库日期、存放库位、废物出库日期及接收单位名称等，并按要求规范了危废相关标识。
项目产生的固体废弃物及处理去向见下表。
表 4-3 固体废弃物产生及处置情况
装置名称 来源 编号 危废代码 固废名称 形态 主要成分 排放规律 去向
汽柴油加氢装置 加氢精制反应器 S1301 HW50（251-016-50） 废催化剂 固态 NiO、MoO3 间断 开封市永和有色金属有限公司处置
加氢精制反应器 S1302 HW08（251-012-08） 废保护剂 固态 WO3、NiO 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
加氢精制反应器 S1303 HW08（251-012-08） 废瓷球 固态 Al2O3、SiO2 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
过滤器 S1304 HW08（251-011-08） 污油 液态 污油 间断 延迟焦化装置
柴油加氢装置 加氢反应器 S3401 HW50（251-016-50） 废催化剂 固态 MoS2、Ni 间断 开封市永和有色金属有限公司处置
加氢反应器 S3402 HW08（251-012-08） 废保护剂 固态 MoS2、Ni 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
加氢反应器 S3403 HW08（251-012-08） 废瓷球 固态 Al2O3 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
过滤器 S3404 HW08（251-011-08） 污油 液态 污油 间断 延迟焦化装置
石脑油脱硫罐 S3405 HW08（251-012-08） 废脱硫剂 固态 废脱硫剂 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
煤油脱硫罐 S3406 HW08（251-012-08） 废脱硫剂 固态 废脱硫剂 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
汽油加氢装置 加氢反应器 S3501 HW50（251-016-50） 废催化剂 固态 NiO、MoO3 间断 开封市永和有色金属有限公司处置
加氢反应器 S3502 HW08（251-012-08） 废保护剂 固态 WO3、NiO 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
加氢反应器 S3503 HW08（251-012-08） 废瓷球 固态 Al2O3、SiO2 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
过滤器 S3504 HW08（251-011-08） 污油 液态 污油 间断 延迟焦化装置
废溶剂罐 S3505 HW06（900-408-06） 废溶剂 液态 环丁砜及降解产物 间断 催化裂化装置
轻烃回收联合装置 预碱洗沉降罐 S5201 HW35（251-015-35） 碱渣 半固态 硫醇钠、氢氧化钠、水等 间断 酸性水汽提装置
二硫化物分离罐 S5201 HW35（251-015-35） 碱渣 半固态 二硫化物、氢氧化钠、水等 间断 酸性水汽提装置
轻汽油醚化装置 甲醇净化器 S5301 HW13（900-015-13） 废树脂 固态 阳离子交换树脂 间断 太仓融朗再生资源有限公司处理
第一第二醚化反应器 S5302 HW13（900-015-13） 废树脂 固态 阳离子交换树脂 间断 太仓融朗再生资源有限公司处理
醚化蒸馏上塔 S5303 HW13（900-015-13） 废树脂 固态 阳离子交换树脂 间断 太仓融朗再生资源有限公司处理
第三醚化反应器 S5304 HW13（900-015-13） 废树脂 固态 阳离子交换树脂 间断 太仓融朗再生资源有限公司处理
醚化反应器 S5305 HW08（251-012-08） 废瓷球 固态 Al2O3、SiO2 间断 南阳市油田振兴特种油品有限公司处理
公辅工程 职工生活 / 否 生活垃圾 固态 生活垃圾 间断 环卫处置
设备维护 / HW49（900-041-49） 废抹布 固态 含油抹布 间断 混入生活垃圾处理
机械检修 / HW08（900-214-08） 废检修机油 液态 废机油 间断 延迟焦化装置
4.2.1 消防物资
公司专职消防队共设置消防车2 辆，包括泡沫消防车 1 辆、高喷消防车 1 辆。此外根据《公安消防部队消防人员防护装备配备标准》配备了战斗服、避火服、呼救器、空气呼吸器等防护设备。公司专职消防队定编 17 人，目前已有 17 人。
车辆名称规格数量：
泡沫消防车A 容罐容量：泡沫 3t、清水 6t。水泵流量不小于 60L/s/r/min，压力不小于 1.0MPa 吸深不小于 7m 。泡沫比例混合器的混合比范围(%)3、6 可调，消防炮流量 48L/ s，1.0MPa 时有效射程 水≥60m 泡沫≥55m1 举高(18m)消防车A 容罐容量： 8t水泵流量不小于 60L/s/r/min，压力不小于 1.0MPa 吸深不小于7m消防炮流量 50L/ s，1.0MPa 时有效射程≥65m1
江苏新海石化有限公司配有厂内行政电话及生产调度电话，各装置及储罐区配备有消防自动报警系统、消火栓系统、消防水炮系统、蒸汽灭火系统、电气火灾检测系统、可燃气体报警系统、泡沫灭火系统等。全厂消防设备设施情况：消防主机为北京利达华信电子有限公司生产JB-QB/LD128E(M)-360 和海湾安全技术有限公司生产的 JB-QT-GST5000 型集中控制器，自动报警末端分布在各生产装置现场。其中报警按钮 76 个、消防感烟火灾探测器 236 个、对装置现场和配电室火情实时监控报警；
新海石化厂区现有消防加压泵站1 座，电动消防水泵 3 台，型号为：XBD1212HS250-200-6508，Q=720m3/h，H=120m ；消防稳压泵 2 台，型号为：100DL100-26*4 ， Q=24m3 /h ， H=100m ； 柴 油 消 防 机 组 一 台 ， 型 号 为 ：WD269TAB38-2，Q=720m3 /hH=120m；消防加压泵站供电为一级负荷。消防水供水能力为 1440m3/h，供水压力为 1.2MPa，泵站内设 2 座 5000m3 消防水罐， 消防储备量为 8000m3。全厂消防水管网为稳高压系统，系统管网沿工艺装置和储运罐区环状布置。管网沿线布置有地上式消火栓、消防水炮和切断阀门等。管网平时由稳压泵维持压力为 0.5～0.8MPa，消防时厂区最不利点的消 防供水压力不低于 1.0MPa。室内、外消火栓消防水泡共计 496 个，10 吨泡 沫站 3 座，泡沫栓 64 个泡沫发生器 164 个，干粉和二氧化碳灭火器 26700具。
4.2.2应急救援物资
表4.2-1 应急处置设施一览表
序号 名称 数量 存放地点 联系电话 责任人
1 空气呼吸器 5 一期主控室 6106、6109、6111 李凤军
2 长鼻子呼吸器 3 一期主控室 6106、6109、6111 李凤军
3 防毒面具 14 一期主控室 6106、6109、6111 李凤军
4 隔热服 1 一期主控室 6106、6109、6111 李凤军
5 避火服 1 一期主控室 6106、6109、6111 李凤军
6 安全带 2 一期主控室 6106、6109、6111 李凤军
7 空气呼吸器 2 常减压外操室消防柜 6316、6317 李方霄
8 防火服 2 常减压外操室消防柜 6316、6317 李方霄
9 防毒面罩 9 常减压外操室消防柜 6316、6317 李方霄
10 防护镜 4 常减压外操室消防柜 6316、6317 李方霄
11 安全带 10 常减压外操室消防柜 6316、6317 李方霄
12 隔热服 2 常减压外操室消防柜 6316、6317 李方霄
13 洗眼器 1 常减压常减压炉中间 6316、6317 李方霄
14 洗眼器 1 常减压药剂配制罐 6316、6317 李方霄
15 空气呼吸器 4 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
16 长管呼吸器 2 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
17 防毒面具（3M） 4 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
18 防毒面具（全面罩） 2 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
19 防毒面具（普通） 3 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
20 面具滤盒 4 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
21 手持H2S报警仪 4 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
22 避火服 2 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
23 安全带 9 气分外操室消防柜 6324、6325 刘政吉
24 空气呼吸器 1 物流新罐区 6352 李运杰
25 空气呼吸器 2 物流液化气罐区 6123、6125 李运杰
26 空气呼吸器 1 物流老罐区 6123、6125 李运杰
27 空气呼吸器 2 物流装卸区 6123、6125 李运杰
28 防毒面具 3 物流新罐区 6123、6125 李运杰
29 防毒面具 2 物流液化气 6123、6125 李运杰
30 面具滤盒 4 物流老罐区 6123、6125 李运杰
31 面具滤盒 2 物流新罐区 6352 李运杰
32 四合一报警仪 1 物流办公室 6127 李运杰
33 手持H2S报警仪 1 物流罐区 6123、6125 李运杰
34 手持H2S报警仪 1 物流装卸区 6231 李运杰
35 洗眼喷淋器 1 催化精制区 6301、6302 高东升
36 空气呼吸器 4 二期主控室 6301、6302 高东升
37 避火服 2 二期主控室 6301、6302 高东升
38 隔热服 2 二期主控室 6301、6302 高东升
39 安全带 2 二期主控室 6301、6302 高东升
40 防毒面具 18 二期主控室 6301、6302 高东升
41 耐酸碱手套 8 二期主控室 6301、6302 高东升
42 空气呼吸器 2 动力环保岗位 6136 徐怀民
43 长管呼吸器 1 动力环保岗位 6136 徐怀民
44 防毒面具 18 动力环保岗位 6136 徐怀民
45 隔热服 4 动力锅炉 6135 徐怀民
46 防护面罩 5 动力锅炉 6135 徐怀民
47 安全带 4 动力锅炉 6135 徐怀民
48 防护目镜 16 化验楼 6321 郑茗心
49 耐酸碱手套 65 化验楼 6321 郑茗心
50 防毒面具 40 化验楼 6321 郑茗心
51 安全带 8 机修值班室 6153、6155 刘发才
52 防毒面罩 7 机修值班室 6153、6155 刘发才
53 防毒滤盒 12 机修值班室 6153、6155 刘发才
54 安全带 5 电修低压仓库 6156 陈昌甫
55 防毒面具 2 电修低压值班室 6156 陈昌甫
56 防护目镜 4 仪修值班室 6159 闫宪新
57 耐酸碱手套 4 仪修值班室 6159 闫宪新
58 安全带 4 仪修值班室 6159 闫宪新
59 防毒面具 6 仪修值班室 6159 闫宪新
60 空气呼吸器 5具 公司消防队 6119 李恒兵
61 训练水枪 3把 公司消防队 6119 李恒兵
62 65水带 30盘 公司消防队 6119 李恒兵
63 80水带 30盘 公司消防队 6119 李恒兵
64 消防栓扳手 10个 公司消防队 6119 李恒兵
65 异型接口 10个 公司消防队 6119 李恒兵
66 三叉分水器 4个 公司消防队 6119 李恒兵
67 两叉分水器 4个 公司消防队 6119 李恒兵
68 空呼气瓶 5个 公司消防队 6119 李恒兵
69 空气呼吸器 4 四期主控室 6528 刘守超
70 避火服 2 四期主控室 6528 刘守超
71 隔热服 2 四期主控室 6528 刘守超
72 安全带 2 四期主控室 6528 刘守超
73 防毒面具 18 四期主控室 6528 刘守超
74 65水带 6盘 四期主控室 6528 刘守超
4.2.3应急监测装置配备
表4.2-2 应急监测装置配备情况一览表
序号 名称 型号 数量 检测类别
1 便携式硫化氢报警仪 GS10 31 检测硫化氢
2 便携式四合一 GS40 10 检测硫化氢、可燃气体、O2及CO
3 噪声分析仪 HS6288-B 1 检测噪声
4 气体检测仪 PGM-1600 1 检测硫化氢，可燃气体
5 便携式烟尘烟气测定仪 崂应3012H型 1 颗粒物，二氧化硫，氮氧化物
6 氨氮测量仪 HCA-100NH 1 测量水中氨氮
7 COD消解器 YHH-111 1 测量水中COD
4.2.4规范化排污口、监测设施及在线监测装置
项目按照《江苏省排污口设置及规范化整治管理办法》要求设置各类排污口和标志，废气排气筒已合理设置监测平台通道、采样口、采样监测平台，并按《江苏省污染源自动监控管理暂行办法》（苏环规［2011］1 号）要求，与本技改项目相关的排气筒6#废气排放口安装了在线监测仪器，并与环保主管部门联网。
表4.2-3 项目排气筒在线监测情况表
装置名称 废气名称 治理措施 排气筒编号 高度_m 内径_m 温度_℃ 在线监测因子
硫磺回收装置 G1501_焚烧炉废气 无 6# 60 3.3 215 颗粒物、SO2、NOx
4.3 环保设施投资及“三同时”落实情况项目总投资29427万元，其中环保投资460万元已落实到位，项目“三同时”验收一览表见表4.3-1。
表4.3-1 项目“三同时”验收一览表
类别 污染源 污染物 设计治理措施（设施数量、规模、处理能力等） 实际建设情况 投资(万元) 完成时间
废水 生产废水 COD、SS、氨氮、硫化物、石油类、总氮、盐分 依托现有7200m3/d污水处理站 与环评要求一致 依托现有 与建设项目同时设计，同时施工，同时投入运行
新增雨水、污水管网 90
废气 汽柴油加氢装置常压加热炉、减压加热炉 SO2、NOX、H2S、非甲烷总烃、烟尘 高45m、内径4m排气筒（4#）排放 与环评要求一致 依托现有
常减压装置常压加热炉、减压加热炉 SO2、NOX、H2S、非甲烷总烃、烟尘 高60m、内径2m排气筒（7#）排放 与环评要求一致 依托现有
柴油加氢装置常压加热炉、减压加热炉 SO2、NOX、H2S、非甲烷总烃、烟尘 高60m、内径0.96m排气筒（9#）排放 与环评要求一致 依托现有
汽油加氢装置常压加热炉、减压加热炉 SO2、NOX、H2S、非甲烷总烃、烟尘 高60m、内径1.1m排气筒（10#）排放 与环评要求一致 依托现有
依托现有硫磺回收装置尾气焚烧炉 SO2、NOX、烟尘 高60m、内径3.3m排气筒（6#）排放 与环评要求一致 依托现有
轻烃回收装置 H2S、非甲烷总烃 采用LDAR体系对VOCs泄漏监测和相关设施修复 与环评要求一致 40
轻汽油醚化装置 H2S、非甲烷总烃 采用LDAR体系对VOCs泄漏监测和相关设施修复 与环评要求一致 40
噪声 生产装置区 Leq（A） 优选低噪设备，压缩机配用大型电机消音罩；风机安装时设置减振措施；加强设备维护和厂区绿化 与环评要求一致 60
固废 汽柴油加氢装置 废催化剂、废保护剂、废瓷球、废吸附剂 委外处置 与环评要求一致 /
柴油加氢装置 废催化剂、废保护剂、废瓷球、废吸附剂 委外处置 与环评要求一致
汽油加氢装置 废催化剂、废保护剂、废瓷球、废吸附剂 委外处置 与环评要求一致
汽柴油加氢装置 污油 进延迟焦化装置回炼 与环评要求一致
柴油加氢装置 污油 进延迟焦化装置回炼 与环评要求一致
汽油加氢装置 污油 进延迟焦化装置回炼 与环评要求一致
汽油加氢装置 废溶剂 进催化裂化装置回炼 与环评要求一致
轻烃回收装置 碱渣 进现有酸性水汽提装置回用 与环评要求一致
轻汽油醚化装置 废树脂催化剂 委外处置 与环评要求一致
新增含油抹布 含油抹布 混入生活垃圾处理 与环评要求一致
新增检修废油 废机油 进延迟焦化装置回炼 与环评要求一致
新增生活垃圾 生活垃圾 环卫清运 与环评要求一致
绿化 依托现有，不新增绿化 与环评要求一致 /
防渗 新增地下管道、地下罐（乙醇罐）、污水池等属于重点防渗区，防渗层的防渗性能不应低于6.0m 厚渗透系数为1.0×10-7 cm/s的黏土层的防渗性能。装置地面为一般防渗区，防渗层的不应低于1.5m 厚渗透系数为1.0×10-7 cm/s的黏土层的防渗性能 与环评要求一致 100
事故应急措施 制定事故应急预案，依托现有事故池24000m3、火炬等。 与环评要求一致 20
环境管理 依托现有环境管理和监测体系；施工期污染防治 与环评要求一致 10
排污口规范化设置 依托现有废水、废气排放口并规范化；依托现有VOC在线连续监测系统、烟气在线分析仪、pH、COD等监测仪，对污染物、烟气温度及流速实施实时监测，信号送控制室和厂门口显示屏显示；常减压装置的常压炉设置NOx在线监测设备。 与环评要求一致 100
卫生防护距离 各装置设置720m卫生防护距离。 卫生防护距离内无环境敏感点 —
合计 — 460
（1）项目概述
江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目，项目位于柘汪临港产业区江苏新海石化有限公司现有厂区内，总投资约29427万元（企业自筹），其中环保投资460万元。
项目为国VI汽柴油系列质量升级改造项目，本次项目利用厂区内现有土地，不新增土地。本项目主要包括汽柴油加氢装置、汽油加氢装置、柴油加氢装置、常减压装置、轻汽油醚化装置和轻烃回收装置。本项目投产后，将形成加氢柴油87.23万t/a、焦化石脑油6.8万t/a、加氢汽油12.31万t/a、焦化柴油 7万t/a、加氢煤油 16.58万t/a、焦炭25.44万t/a、芳烃C9+ 16.33万t/a、沥青 48万t/a、硫磺2.69万t/a、混二甲苯C830.42万t/a、甲苯25.28t/a、苯8.11万t/a、异构化油26.57万t/a、抽余油16.91万t/a、MTBE3.46万t/a、醚后C413.04万t/a、混合C4 1万t/a、丙烯8.40万t/a、丙烷4.16万t/a、净化LPG11.86万t/a、C20.20万t/a、净化干气 12.32万t/a、燃料气 4.39万t/a的生产规模。该项目已经在连云港工业和信息化局进行备案，备案文号：连工信备[2019]6号，项目代码：2019-320721-25-03-415258。
本项目轻汽油醚化装置新增定员12人，其他装置依托现有人员，在现有人员内调配，不新增人员编制，设计工作8000h/a，24h/d，实行四班三倒运转。
（2）环境质量现状
① 大气环境
根据2019年赣榆区环境空气监测数据，可吸入颗粒物（PM10）、细颗粒物（PM2.5）年平均浓度均超过《环境空气质量标准》（GB3095-2012）相应二级标准限值，其它指标均满足相应标准要求，所在地区为空气质量不达标区域；根据补充监测点位数据、各监测点的各监测因子均满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）、《大气污染物综合排放标准详解》、《恶臭污染物排放标准》二级新改扩建项目、《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ2.2-2018）附录D中相关标准的要求。
② 地表水环境
无名河的COD、DO的污染指数大于1，出现超标情况，其它各监测因子指标均能满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中III类标准。
③ 海水环境
对照《海水水质标准》（GB3097-1997），从单因子指数看，监测点水质化学需氧量、活性磷酸盐、无机氮、石油类出现超标，pH值、BOD5达标。
④ 声环境
厂区的12个测点的昼、夜噪声值均达到《声环境质量标准》3类标准。表明项目所在地声环境较好能够达到相应标准要求。
⑤ 土壤环境
厂区内监测点位和T4满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）表1和表2中第二类用地筛选值要求，厂区外用地（T1、T2、T3为农用地）满足《土壤环境质量 农用地土壤污染风险管控标准（试行）》要求。
⑥ 地下水环境
所有点位的氨氮、亚硝酸盐氮、挥发酚、氰化物、总砷、总汞、六价铬、氟化物、锰均达到《地下水质量标准》的I类标准；所有点位的镉达到III类标准、铅、硫化物达到IV标准、硫酸盐达到II类标准；X1-X3的硝酸盐氮达到I类标准，X4-X6的硝酸盐氮、总硬度达到III类标准；X1的总硬度达到I类标准、X2-X3的总硬度达到IV类标准；X2-X3、X5-X6的铁达到III类标准，X1达到IV类标准，X4达到II类标准；X1的全盐量达到II类标准，其他点位达到III类标准；X2-X4的高锰酸盐指数达到II类标准，X1达到III类标准，X5-X6达到I类标准；X1的氯化物达到II类标准，其他点位达到III类标准。各点位的石油类达到《地表水环境质量标准》的III类水标准。
（3）污染物排放情况
① 大气污染物
项目实施后项目大气污染物排放情况见下表。
污染物名称 产生量 削减量 排放量
有组织 SO2 35.995 0 / 35.995
NOx 59.960 0 / 59.960
颗粒物 7.321 0 / 7.321
VOCs 5.232 0 / 0.157
无组织 VOCs 27.168 0 / 27.168
② 水污染物
项目实施后项目水污染物排放情况见下表。
污染物名称 产生量 削减量 排放量
接管量 外排量
废水量（m3/a） 481342.07 0 481342.07 481342.07
COD 857.98 643.49 214.5 24.07
石油类 111.28 105.72 5.56 0.48
SS 177.22 97.47 79.75 4.81
硫化物 2.85 2.42 0.43 0.24
氨氮 31.2 18.72 12.48 2.41
总氮 37.83 11.35 26.48 7.22
总磷 0.001 0 0.001 0.001
盐分 119.88 0 119.88 119.88
③ 固废
对本项目产生的所有固废均按环保要求进行利用或处置，故其固体废物排放量为0。
（4）主要环境影响
① 大气环境
根据预测及分析，项目有组织废气、无组织废气污染物对周围环境及环境敏感点的影响都较小，不会造成大气功能区类别降低。
② 地表水环境
项目产生的废水依托新海石化公司现有污水站预处理后接管，废水经预处理后能做到稳定达接管标准要求，不会影响柘汪临港产业区污水处理厂的正常运行。项目废水经柘汪临港产业园污水处理厂处理后达标外排，对无名河的影响较小，不会造成水体功能降级。
③ 声环境
项目各噪声设备均得到了较好的控制，经预测，厂界均能达标，对周围环境造成的影响很小。
④ 固废影响
项目各种固体废弃物都得到了较好的利用/处置，排放量为0，不会造成二次污染，对环境的影响较小。
⑤ 风险影响
通过对项目物质、生产设施的危险性识别，潜在事故、事故中伴随的危险性分析，项目罐区为重大危险源。根据预测分析，本项目最大风险值为1×10-4死亡/年，在采取本环评报告提出各项风险预防措施、事故应急预案，并严格落实，建立完善的安全管理机构和制度，在生产过程中严格管理，确保安全、环保设施正常运行，在做好以上各项安全和环境风险防范措施后，本项目的环境风险值水平与同行业比较是可以接受的。项目建成后，除了进行必要的工程质量、施工等方面的验收外，还必须经公安消防部门审核合格，具有国家安全评价资质的评价机构进行安全验收评价，报请国家主管部门审批后，方投入正常生产。厂内主要责任人及安全管理人员必须经安监部门培训，考核合格后持证上岗；特种作业人员必须经过专业培训持证上岗。其他从业人员均应经过三级安全教育，持证上岗。在各环境风险防范措施落实到位和加强防火防爆应急措施的情况下，可大大降低本项目的环境风险，最大程度减少对环境可能造成的危害。
（5）公众参与及公众意见采纳情况
项目环评公众参与通过网络公示、报纸、现场张贴公告的形式进行。在公示期间，未收到群众意见。
（6）环境保护措施
① 废气
本次技改项目各装置的废气处理措施全部依托现有项目的废气处理设施，乙醇在线调和依托现有装车油气回收,未新增废气处理设施。
源头防控：采用低硫燃料是减轻燃料燃烧废气中二氧化硫对大气污染的根本措施，本项目采用企业内部脱硫燃料气，燃料气含硫量较低；
过程控制：为减少燃烧过程中产生的NOx，本项目加热炉采用低NOx燃烧器。
② 废水
新海石化公司厂区采用“清污分流、雨污分流”集排水制。
项目产生的含硫废水送厂内现有酸性水汽提装置处理，产生的净化水部分回用，产生的酸性气进入硫磺回收段，油气等进燃料气收集管网及火炬系统，污油收集泵入污油罐。其他工艺废水及新增设备冲洗水、初期雨水依托现有污水处理站处理，处理工艺采用“隔油+气浮+A/O生化+曝气生物滤池”。经处理后废水接管进柘汪临港产业区污水处理厂集中统一处理。新海石化厂区污水管网根据厂区集排水体制建设，污水通过管道输送至污水处理站。
③ 噪声
本项目主要的噪声源为压缩机、大功率机泵、加热炉、空冷器等。对其噪声防治采取以下措施：压缩机配用大型电机消音罩；机泵选用低噪声增安型电机；加热炉采用低噪声燃料器，风道部分采用保温隔声材料；空冷器选用低转速、低噪声风机；气体放空口安装消声器；风机等选用低噪声设备，安装时设置减振措施；选用低噪声法；合理设计管道输送量，控制介质的流速，避免介质流向的急剧变化，管径的变化设有光滑的过渡段等；设消声器或结合管道保温进行管道隔声包扎；物料输送泵的噪声为间歇性噪声源，通过合理安排装卸作业时间、避免噪声设备同时运转等措施控制噪声影响；加强设备的维护，减少因不良运行产生的噪声；厂区加强绿化，在厂界四周设置10米以上绿化带以起到降噪的作用。
④ 固废
本项目各类固废具体的利用/处置措施如下：
生活垃圾袋装后，由当地环卫部门及时清运，进行卫生填埋处理；
汽柴油加氢装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置产生的废催化剂（HW50 251-016-50）委托开封市永和有色金属有限公司处理；废保护剂、废瓷球、废吸附剂（HW08 251-012-08）委托南阳市油田振兴特种油品有限公司处理；
汽柴油加氢装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置产生的污油（HW08 251-011-08）至厂区污油罐储存后进焦化车间回炼，不排放；
汽油加氢装置产生的废溶剂（HW06 900-408-06）送到催化裂化装置作为原料。
轻汽油醚化装置产生的废树脂催化剂（HW13 900-015-13）委托太仓融朗再生资源有限公司处理；
轻烃回收装置产生的碱渣（HW35 251-015-35）主要成分为硫醇钠、二硫化物、氢氧化钠、水等。根据已批复的《关于“江苏新海石化有限公司固废处理处置方案”的调整说明》，碱渣收集后去现有酸性水汽提装置回用，代替新鲜碱液用来中和酸性水。
机械检修产生的废油（HW08 900-214-08），进企业延迟焦化装置进行回炼处理。
设备检修维护产生的含油抹布（HW49 900-041-49）属于豁免范围内物资，混入生活垃圾无害化处理。
⑤ 地下水及土壤
现有装置：
新海石化现有工程的装置区、危废仓库、罐区、管道、污水处理站等设施的地面均满足《石油化工工程防渗设计规范》（GB/T50934-2013）要求。其中现有一般防渗污染区包括厂区路面、装置地面、油气回收设施、雨水监控池、事故水池、循环水场冷却塔底水池、危废仓库等采取粘土铺底，再在上层铺设水泥进行硬化，企业一般污染防渗区防渗性能不低于1.5m 厚渗透系数为1.0×10-7 cm/s的黏土层的防渗性能。现有重点污染防渗区包括污水池、污油罐、油品罐区、地下管道等采取抗渗钢筋混凝土加聚脲防渗，企业重点污染防渗区防渗性能不低于6m 厚渗透系数为1.0×10-7 cm/s的黏土层的防渗性能。
新建装置：
本项目新增的轻烃回收装置、轻汽油醚化装置、乙醇汽油调和单元，其中，新增地下管道、地下罐、污水池等属于重点防渗区，防渗层的防渗性能不应低于6.0m 厚渗透系数为1.0×10-7 cm/s的黏土层的防渗性能。装置地面为一般防渗区，防渗层的不应低于1.5m 厚渗透系数为1.0×10-7 cm/s的黏土层的防渗性能。目前装置区均已建成，一般防渗区采取了粘土铺底，再在上层铺设水泥进行硬化；重点防渗区采用抗渗钢筋混凝土加聚脲防渗。
建设单位应经常检查装置区、污水收集池、固废储存设施、罐区及处理构筑物等重点防渗区，防止污染物的跑、冒、滴、漏，减少污染物对地下水和土壤的污染。
（7）环境影响经济损益分析
本项目实施具有良好的社会效益和经济效益，同时可满足环境要求。
（8）清洁生产
本项目采用先进且成熟的加氢生产技术，生产过程采用蒸汽、低硫燃料、电能等清洁能源、先进生产设备和控制技术、有效可行的污染防治措施，同时采用先进的管理模式，有效地减少了物耗、水耗、能耗和污染物排放量。项目建成后，清洁生产可达到国内先进水平。
（9）环境管理与监测计划
① 总量控制分析
废气污染物排放量：有组织废气污染物：二氧化硫35.995t/a，氮氧化物59.960t/a，烟尘7.321t/a，VOCs 0.157t/a；无组织废气污染物：VOCs 27.168t/a；
扩建项目完成后全厂废气进入环境总量为：有组织废气污染物：SO2 424.153t/a，NOX 274.106t/a，烟尘77.731 t/a，VOCs 119.357t/a，氯化氢 0.119t/a；无组织废气污染物：VOCs 1361.2666t/a。
本项目水污染物接管量为：废水量481342.07m3/a，COD 214.5t/a，石油类5.56t/a，硫化物0.43t/a，SS 79.75t/a，氨氮12.48t/a，总氮26.48t/a，总磷0.001t/a，盐分 119.88t/a；最终排放量为：废水量481342.07m3/a，COD 24.07t/a，石油类0.48t/a，硫化物0.24t/a，SS 4.81t/a，氨氮2.41t/a，总氮7.22t/a，总磷 0.001t/a。
技改项目实施后，全厂水污染物排放量为：废水量1437335.8m3/a，COD 404.53t/a，石油类19.37t/a，硫化物0.87 t/a，SS 256.86t/a，氨氮25.05t/a，TP 0.4538t/a，总氮72.13t/a。
根据目前现有项目已批复总量，本项目无需再申报废气SO2、氮氧化物、烟尘、废水污染物总量，需要再申请废气VOCs总量，申报量为27.325t/a，总量在赣榆区范围内平衡。
本项目固体废物排放申报量为0；
技改项目实施后，全厂固体废物排放申报量为0。
② 环境管理与监测
项目建成后，依托现有的安全环保处，实行公司领导负责制，并配备专业环保管理人员，制定环境管理制度，包括：环境影响评价制度、“三同时”制度、排污许可证制度、排污收费制度和奖惩制度。同时加强现场管理，包括标识化管理、排污口规范管理、固废规范管理等。
按照环境管理要求实施污染源监测和环境质量监测计划，及时了解企业项目的排污情况，以便采取相应改进措施，消除不理因素，确保企业排放的污染物达到有关控制标准的要求。
（10）项目选址情况、与规划及各环保政策等相符性情况
① 与国家及地方产业政策、产业区定位的相符性
根据查阅《产业结构调整指导目录（2019年本）》、《江苏省工业结构调整指导目录（2012年本）》（2013年修正），本项目属于允许类项目，与之均相符；本项目为国VI汽柴油系列质量升级改造项目，属大型石化项目，项目的产业类型属于化工范畴，因此，符合调整前规划中“化工”的发展门类（产业定位），符合规划调整后“以现有新海石化、镔鑫特钢两大龙头企业为核心进行圈层式拓展发展”的产业定位。
② 与国家及地方有关用地政策、产业区土地用地规划的相符性
本项目不属于《限制用地项目目录（2012年本）》和《禁止用地项目目录（2012年本）》、《江苏省限制用地项目目录（2013年本）》和《江苏省禁止用地项目目录（2013年本）》中所列项目，与之均相符；本项目加氢装置改造项目为三类工业项目，规划调整前后项目地块用地性质均为三类工业工地，项目的建设满足规划调整后的土地用地规划要求。
③ 与国家及地方相关环保政策的相符性
根据查阅环保政策文件，本项目与《部分工业行业淘汰落后生产工艺装备和产品指导目录（2010年本）》、《省政府办公厅转发省经济和信息化委省发展改革委江苏省工业和信息产业结构调整限制淘汰目录和能耗限额的通知》（苏政办发〔2015〕118号）、《挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策》（环保部公告2013年31号）、《关于印发江苏省化工行业废气污染防治技术规范的通知》（苏环办[2014]3号）、《关于落实省大气污染防治行动计划实施方案严格环境影响评价准入的通知》（苏环办[2014]104号）、《关于印发江苏省重点行业挥发性有机物污染控制指南的通知》（苏环办[2014]128号）、《关于加强建设项目烟粉尘、挥发性有机物准入审核的通知》（苏环办[2014]148号）、《省政府关于加强近岸海域污染防治工作的意见》（苏政发[2015]52号）、《关于印发<江苏省化学工业挥发性有机物无组织排放控制技术指南>的通知》（苏环办[2016]95号）、《省政府关于深入推进全省化工行业转型发展的实施意见》（苏政发[2016]）128号）、《中共江苏省委江苏省人民政府关于印发〈“两减六治三提升”专项行动方案〉的通知》（苏发[2016]47号）、《连云港市战略环境评价报告》等均基本相符。
④ 项目建设与柘汪临港产业区环评、环评批复的相符性
项目的建设合理落实产业区环评、环评批复的内容，与之均相符。
⑤ 项目建设条件可行性
项目所在区域位置交通较发达，具有独特的区位优势，依托供热、污水处理等区域环保设施，建设条件可行。
⑥ “三线一单”控制要求相符性分析
本项目地理位置不在江苏省生态空间管控区域内。
通过对大气环境质量、水环境质量、土壤环境质量等指标分析，本项目与当地环境质量底线要求相符。
通过对能源消耗、水资源消耗及土地资源消耗情况分析，本项目与当地资源消耗上限要求相符。
本项目不属于《关于印发<连云港市化工产业建设项目环境准入管控要求（2018年本）>的通知》（连环发[2018]324号）清单中限制和禁止建设项目，不排放致癌、致畸、致突变物质及列入名录的恶臭污染物等严重影响人身健康物质。本项目不属于柘汪临港产业区调整前规划批复（苏环管[2007]59号）中禁止引入的项目，目前柘汪临港产业区暂无负面清单的限制。
（11）总结论
本项目为国VI汽柴油系列质量升级改造项目，生产石化产品，属于大型石化类；项目符合国家及地方产业政策、产业区产业，符合国家及地方有关用地政策、产业区土地用地规划要求，符合国家及地方相关环保政策，与产业区环评、环评批复内容相符，建设条件可行，项目符合“三线一单”控制要求；项目各项污染治理得当，经有效处理后可保证污染物稳定达到相关排放标准要求，根据预测分析，对外环境影响不大，不会降低区域功能类别；并能满足总量控制要求；社会效益、经济效益较好；本项目在依托已有的基础上，并制定环境风险应急预案，经采取有效的事故防范，减缓措施，项目环境风险水平是可接受的；项目生产技术、采用的能源、生产设备和控制技术、污染治理措施及管理模式等符合清洁生产要求，清洁生产可达到国内先进水平。因此，从环保的角度看，本项目的建设是可行的。
5.2 建议（1）严格操作规程，加强工艺设备的维护管理，避免风险事故。
（2）进行全厂性清洁生产审计，从源头上控制污染物产生。
（3）加强对化学品的妥善保管，制定严格的管理制度；对企业的设备维护应纳入平时的工作日程；全厂树立良好的安全和环保意识，并采用严格的管理制度进行监督。
（4）加强对于储罐及运输管线的管理及维护，避免事故排放对外环境造成较大的影响。
（5）根据《关于做好生态环境和应急管理部门联动工作的意见》（苏环办[2020]101号），企业应开展脱硫脱销、挥发性有机物回收、污水处理、危废仓库等设施环境治理设施安全风险评估。
5.3 审批部门审批决定连云港市生态环境局以连环审[2021]1号文下发了《关于对江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目环境影响报告书的批复》的审批意见，具体内容如下：
一、项目位于江苏连云港市柘汪临港产业区江苏新海石化有限公司厂区内，总投资29427万元。在现有厂区进行100万吨/年汽油加氢装置内改造、80万吨/年柴油加氢改质装置改造、60万吨/年汽柴油加氢装置改造、常减压装置节能改造、轻烃回收单元建设、新建乙醇汽油在线调和设施、新建15万吨/年轻汽油醚化单元。
投产后，将形成加氢柴油87.23万t/a、焦化石脑油6.8万t/a、加氢汽油12.31万t/a、焦化柴油7万t/a、加氢煤油16.58万t/a、焦炭25.44万t/a、芳烃C9+16.33万t/a、沥青48万t/a、硫磺2.69万t/a、混二甲苯C830.42万t/a、甲苯25.28t/a、苯8.11万t/a、异构化油26.57万t/a、抽余油16.915万t/a、MTBE3.46万t/a、醚后C413.04万t/a、混合C4 1万t/a、丙烯8.40万t/a、丙烷4.16万t/a、净化LPG11.86万t/a、C2 0.20万t/a、净化干气12.32万t/a、燃料气4.39万t/a的生产规模。
储运工程：除柴油加氢装置的柴油进入柴油罐区、石脑油进入石脑油罐区、煤油进入新增的2座煤油储罐外，其他汽柴油加氢装置、常减压装置、汽油加氢装置、轻烃回收装置以及轻汽油醚化装置的原料及产品储罐均依托现有罐组，不新增罐组。另外，新建乙醇汽油调和单元将新增两台乙醇卧式储罐，实现乙醇汽油的在线调和。公用工程：给水、排水、循环水、除氧水、除盐水、蒸汽、空气、氮气、氢气、供电、消防、中心化验室等公辅工程均依托现有。风险防范：依托现有事故池，其中东厂区事故水池1座，容积20000m3，西厂区事故水池1座，容积4000m3。
目前各装置改造内容或新增装置均已建成并投入运行，分别属于未批先建、未验先投。赣榆区环境保护局于2017年9月18日和2018年8月27日对该项目进行处罚（赣环罚字〔2017〕79号和赣环罚字〔2018〕191号），连云港市赣榆生态环境局于2020年11月16日对该项目进行处罚（连赣环行罚字〔2020〕104号和连赣环行罚字〔2020〕104-1号）。
根据《报告书》结论及技术评估意见，我局原则同意你公司环境影响报告书中所列建设项目的性质、规模、工艺、地点和环境保护对策措施。
二、在项目工程设计、建设和环境管理中，你公司须落实《报告书》中提出的各项环保要求，严格执行环保“三同时”制度，确保各类污染物达标排放，并须着重落实以下各项工作：
（一）全过程贯彻清洁生产原则和循环经济理念，按照“环保优先、绿色发展”的目标定位和循环经济、清洁生产的理念，进一步优化工艺路线和设计方案，选用优质装备和原材料，优化调节能源结构，提高化工产品和燃料油品质量，强化各装置节能降耗措施，减少污染产生量和排放量。
（二）按“清污分流、雨污分流”原则设计、建设、完善厂区给排水系统。进一步提高水的回用率，减少新鲜用水量。进一步优化污水处理系统设计，提高厂内污水预处理效率。
本次技改项目产生的废水有含硫废水、含油废水、冲洗废水、储运废水、化验废水、初期雨水以及生活废水等。含硫废水送厂内现有酸性水汽提装置处理后，部分回用，其余和其他工艺废水及新增设备冲洗水、初期雨水等进现有污水处理站，采用“隔油+气浮+A/O生化+曝气生物滤池”工艺处理，达到接管标准后排入柘汪临港产业区污水处理厂，集中统一处理达标排放。
（三）工程设计中，应进一步优化废气处理方案，确保各类工艺废气的处理效率及排气筒高度等达到《报告书》提出的要求。汽柴油加氢装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有45m高的排气筒（4#）排放。硫磺回收联合装置的焚烧炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（6#）排放。常减压装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（7#）排放。柴油加氢装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（9#）排放。汽油加氢装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（10#）排放。E10乙醇汽油在线调和装置的调和废气依托现有汽车装车油气回收装置（活性炭吸附+汽油喷淋吸收法）处理后，尾气依托现有15m高的排气筒（14#）排放。
其中汽柴油加氢装置、常减压装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置的加热炉废气、硫磺回收联合装置的焚烧炉废气SO2、NOx、颗粒物有组织排放执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准，排放速率执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准；E10乙醇汽油在线调和装置的调和废气VOCs去除效率参照《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中非甲烷总烃有机废气排放口的去除效率要求，排放速率参考《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表1标准中的非甲烷总烃标准值；乙醇允许排放速率按照《制定地方大气污染物排放标准的技术方法》GB/T13201-91中“生产工艺过程中产生的气态大气污染物排放标准的制定方法”进行计算。
无组织废气：技改项目无组织废气主要有生产装置、罐区及装车平台的泄漏废气。装置区通过采用合理工艺管线、设备以及采取泄漏检测与修复措施，减少无组织有机物排放；罐区储罐采用浮顶罐、加装高效双密封系统以及油气回收装置等，减少无组织排放；采用管道密闭输送等措施，减少物料运输及输送过程的无组织排放。
SO2、NOx无组织排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中标准，烟尘、非甲烷总烃无组织排放执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表5中标准。甲醇无组织排放浓度参照《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表2标准。项目废气必须达标排放。
（四）应选用低噪声设备、合理布局、减振、隔声和距离衰减等处理，同时必须严格控制生产时段，减少生产噪声，项目运营期噪声必须满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准要求。施工期噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）要求。
（五）按“减量化、资源化、无害化”原则落实各类固体废物的收集、处置和综合利用措施。本项目危险废物有：废催化剂、废保护剂、废瓷球、废吸附剂、含油抹布，拟送有资质单位处置；汽柴油加氢装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置产生的污油进延迟焦化车间回炼；汽油加氢装置产生的废溶剂送到催化裂化装置作为原料；轻汽油醚化装置产生的废树脂催化剂送有资质单位处置；轻烃回收装置产生的碱渣，经收集后去现有酸性水汽提装置回用；机械检修产生的废油，送到现有重污油罐暂存后、进延迟焦化装置回炼。生活垃圾由当地环卫部门统一清运。固体废物在厂内的堆放、贮存、转移应符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）及其修改单要求；危险废物暂存执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001））及其修改单要求、《省生态环境厅关于进一步加强危险废物污染防治工作的实施意见》（苏环办〔2019〕327号）要求。
（六）加强环境风险管理，落实《报告书》提出的风险防范措施和事故应急预案。加强运营期管理，配备环境风险应急物资，完善应急措施并纳入到当地突发公共事件应急预案中。
（七）在工程施工和运营过程中，应定期发布环境信息，建立畅通的公众参与平台，加强与地方政府、相关单位和公众的沟通。主动接受社会监督，并及时回应和解决公众关心的环境问题，切实维护公众合法环境权益。
三、本项目新增污染物总量内部消减平衡，不申请新增总量。
本项目有组织大气污染物排放量：SO2 35.955t/a、NOx 59.960t/a、颗粒物 7.321t/a、VOCs 0.157t/a。
本项目建成后，全厂废气排放总量：SO2 424.153t/a、NOx 274.106t/a、颗粒物77.731t/a、VOCs 119.373t/a、HCl 0.119t/a。
本项目废水排放量481342t/a，污染物接管量为：COD 214.50t/a、SS 79.75t/a、NH3-N 12.48t/a、总氮26.48t/a、总磷0.001t/a、石油类5.56t/a、盐分119.88t/a、硫化物0.43t/a。
污染物最终排入外环境总量为：COD 24.07t/a、SS 4.81t/a、NH3-N 2.41t/a、总氮7.22t/a、总磷0.001t/a、石油类0.48t/a、盐分119.88t/a、硫化物0.24t/a。
本项目建成后，全厂废水排放量1437335t/a，污染物接管量为：COD 404.53t/a、SS 256.86t/a、NH3-N 25.05t/a、总氮72.13t/a、总磷0.454t/a、石油类19.37t/a、硫化物0.87t/a、苯0.03t/a、甲苯0.04t/a、二甲苯0.05t/a。
污染物最终排入外环境总量为：COD 71.87t/a、SS 14.37t/a、NH3-N7.19t/a、总氮21.56t/a、总磷0.454t/a、石油类1.44t/a、硫化物0.72t/a、苯0.03t/a、甲苯0.04t/a、二甲苯0.05t/a。
固体废物：全部综合利用或安全处置。
四、根据《关于做好生态环境和应急管理部门联动工作的意见》（苏环办〔2020〕101号），须加强对挥发性有机物回收、污水处理装置等相关环境治理设施开展安全风险辨识管控工作，并按相关规定要求报应急管理部门备案。
五、按《江苏省排污口设置及规范化整治管理办法》的规定设置各类排污口和标志。根据《排污单位自行监测技术指南石油炼制工业》（HJ880-2017）及其他管理要求，完善环境监测计划、建立污染源监测台账制度，开展长期环境监测，保存原始监测。安装污染物排放在线连续监测系统，并与生态环境部门联网。如出现污染物排放超标情况，应立即查明原因并进一步采取污染物减排措施。
六、本项目建设期及运营期的环境现场监督管理工作由赣榆生态环境局负责。工程实施过程中应严格执行环保设施与主体工程“三同时”环境保护制度。你公司应在试生产之前取得排污许可证。按《建设项目环境保护管理条例》等规定要求，完成环保设施竣工验收手续。
七、你公司须严格按照《关于印发<建设项目环境影响评价信息公开机制方案>的通知》（环发〔2015〕162号）要求，做好项目报告书及开工前、施工过程中，项目建成后的信息公开工作。
八、项目的性质、规模、地点或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动的，应当重新报批项目的环境影响评价文件。项目自批准之日起超过五年方开工建设的，环评文件须重新报审。
项目产生的废水主要包括含油污水、酸性污水、碱性废水、初期雨水等，本项目废水依托新海石化公司现有处理装置处理，项目废水水质因子满足新海石化污水站设计进水水质指标，可以进入新海石化污水站处理，经新海石化厂区污水处理设施预处理达接管标准后排入柘汪临港产业区污水处理厂。
本项目废水进柘汪临港产业区污水处理厂，其中石油类、硫化物执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表2中标准；COD、SS、氨氮、总磷执行柘汪临港产业区污水处理厂接管标准执行环保部门环评批复的要求值，总氮参照执行《污水排入城镇下水道水质标准》（GB/T31962-2015）表1中B级标准。
尾水排放执行《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002）表1中一级A标准和《化学工业水污染物排放标准》（DB32/939-2020）中表2标准中的较严值，处理达标后尾水排入无名河。具体标准值见表 6.1-1。
表 6.1-1 园区污水处理厂接管、尾水排放标准（单位：mg/L，pH 除外）
污染物 pH COD SS NH3-N 硫化物 石油类 TN TP 全盐量 标准来源
新海石化设计进水 6-9 8000~12000 - 70 80 1000 - - / 新海石化污水站设计指标
接管标准 6-9 500 400 45 1.0 15 70 8 / 石油类、硫化物执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表2中标准；其他指标执行园区污水处理厂接管标准
外排环境标准 6-9 50 10 5 0.5 1 15 0.5 10000 硫化物、全盐量执行《化学工业水污染物排放标准》（DB32/939-2020）中表2标准，其余指标执行GB18918–2002一级A
6.2 废气排放标准项目营运期产生的SO2、NOx、颗粒物有组织排放浓度执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准，排放速率执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准；SO2、NOx无组织排放浓度限值执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中标准，烟尘、非甲烷总烃无组织排放浓度执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表5中标准。甲醇无组织排放浓度参照《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表2标准。VOCs去除效率参照《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中非甲烷总烃有机废气排放口的去除效率要求，排放速率参考《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表1标准中的非甲烷总烃标准值。
表 6.2-1 大气污染物有组织排放限值（浓度单位:mg/m3）
序号 污染物项目 工艺加热炉 有机废气排放口 污染物排放监控位置
1 颗粒物 20 车间或生产设施排放口
2 二氧化硫 50
3 氮氧化物 100
4 非甲烷总烃 去除效率≥97%
5 乙醇 317.7
表 6.2-2 大气污染物有组织排放标准值（速率单位：kg/h）
时期 污染物 最高允许排放速率 标准来源
运营期 SO2 55（H=60m）32 （H=45m） 《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中二级标准
NOx 16（H=60m）9.75（H=45m）
烟尘 85（H=60m）49.5（H=45m）
VOCs 7.2（H=15m） 参考《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表1标准中的非甲烷总烃标准值
乙醇 30（H=15m） 按照《制定地方大气污染物排放标准的技术方法》（GB/T13201-91）
表 6.2-3 大气污染物厂界无组织排放标准值（浓度单位:mg/m3）
时期 污染物 无组织排放浓度监控限值 标准来源
运营期 SO2 0.40（周界外浓度最高点） 《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中标准
NOx 0.12（周界外浓度最高点）
烟尘 1.0 （企业边界任何1小时大气污染物平均浓度） 《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表5中标准
非甲烷总烃 4.0
甲醇 1.0 参照《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表2标准
表 6.2-4 厂区内VOCs无组织排放限值
污染物项目 特别排放限值 限值含义 物质排放监控位置
NMHC 6 监控点1h平均浓度值 在厂房外设置监控点
20 监控点任意一次浓度值
项目厂界噪声标准执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中 3 类 标准。具体标准值见表 6.3-1。
表 6.3-1 厂界噪声标准限值 单位：LeqdB(A)
类别 标准值 标准来源
昼间 夜间
厂界噪声 65 55 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3 类
6.4固体废物临时贮存标准一般固废贮存执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）及修改单（2013年第36号）要求，危险固废贮存执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及修改单（2013年第36号）要求。
废水监测点位、监测因子及频次见表 7.1-1。
表7.1-1 废水监测点位、监测因子和频次
编号 点位 监测因子 监测频次
1 污水处理站排口 pH、氨氮、总氮、化学需氧量、总磷、悬浮物、硫化物、石油类 2 天，每天 4次
2 轻烃回收联合装置汇入污水处理站排口 全盐量 2 天，每天 4次
7.2 废气监测7.2.1 无组织废气
监测点位：本次验收监测布设 4 个监测点，本次验收监测在老厂区和新厂区厂界外分别布设 4 个监测点（上风向一个点，下风向三个点）。具体监测点位见附图，项目和频次见表 7.2-1。
表 7.2-1 无组织废气监测点位、项目和频次
类别 点位 监测因子 监测频次
无组织 老厂区和新厂区周界外分别设置 4 个监控点 非甲烷总烃、硫化氢、甲醇 2 天，每天 4次
7.2.2有组织废气
有组织废气监测点位、项目和频次见表 7.2-2。
表7.2-2 有组织废气监测点位、项目、频次
产生源 监测点位 检测项目 监测频次
汽柴油加氢装置 4#废气排口 颗粒物、SO2、NOx 1天3次，连续监测2天
硫磺回收联合装置 6#废气排口 颗粒物、SO2、NOx
常减压装置 7#废气排口 颗粒物、SO2、NOx
柴油加氢装置 9#废气排口 颗粒物、SO2、NOx
汽油加氢装置 10#废气排口 颗粒物、SO2、NOx
E10乙醇汽油在线调和装置 14#废气排口 VOCs
监测点位：本次验收监测在厂界外布设4 个监测点（四面各布1个点），测点离法定厂界 1m，高 1.2m 以上处。噪声监测点位、项目和频次见表 7.3-1。
表 7.3-1 厂界噪声监测点位、项目和频次
监测点位 监测项目 监测频次
东南西北四个厂界 等效 A 声级 Leq（A） 连续 2 天、昼夜各一次
该项目竣工环境保护验收监测质量控制与质量保证按照《建设项目环境保护设施竣工验收监测技术要求》（环发[2000]38 号文附件）和国家有关技术规范中质量控制与质量保证有关章节要求进行，监测全过程受我公司《质量手册》及有关《程序文件》控制。
（1）监测点位布设、因子、频次：按规范要求合理设置监测点位、确定监测因子 与频次，以保证监测数据具有科学性和代表性。
（2）验收监测人员资质管理：参加竣工验收监测采样和测试的人员，经考核合格 并持证上岗。项目负责人及编写人必须为编制单位在编在职的正式员工，现场监测负责人必须为现场监测单位在编在职的正式员工。
（3）监测数据和报告制度：监测数据和报告执行三级审核制度。
（4）水质监测分析过程中的质量保证和质量控制：水样的采集、运输、保存、实验室分析和数据计算的全过程均按照《地表水和污水监测技术规范》（HJ/T91-2002）、《固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范(试行)》（HJ/T373-2007）以及各监测项目标准分析方法规定的质量控制要求执行。按质控要求废水样品增加 10%的现场平行样。水质监测分析质量控制情况见表 8-1。
表 8-1 水质监测质量控制情况表
项目 样品数量 质量控制
现场平行样 实验室平行样 加标样 盲样 是否合格
化学需氧量 8 2 2 / 2 合格
氨氮 8 2 2 / 2 合格
总磷 8 2 2 / 2 合格
总氮 8 2 2 / 2 合格
悬浮物 8 / / / / 合格
硫化物 8 2 2 / 1 合格
石油类 8 2 2 / 2 合格
（5）气体监测分析过程中的质量保证和质量控制：废气验收监测质量控制与质量 保证按照《固定源废气监测技术规范》(HJ/T397-2007)、《固定污染源监测质量保证与 质量控制技术规范(试行)》（HJ/T373-2007）、《大气污染物无组织排放监测技术导则》（HJ/T55-2000）以及各监测项目标准分析方法规定的质量控制要求执行。尽量避免被测排放物中共存污染物因子对仪器分析的交叉干扰；被测排放物的浓度应在仪器测试量程的有效范围即仪器量程的 30～70%之间。对采样仪器的流量计定期进行校准。
表 8-2 废气监测质量控制情况表
项目 样品个数 全程序空白 标样 总检查数 总检查率 总合格率
检查数 合格数 检查数 合格数
个 个 个 个 个 个 % %
有组织废气 低浓度颗粒物 30 5 5 / / / / /
无组织废气 非甲烷总烃 64 2 2 2 2 / / /
苯系物 192 2 2 1 1 / / /
（6）噪声监测过程中的质量保证和质量控制：测量仪器和校准仪器应定期检验合 格，并在有效期内使用；每次测量前、后必须在测量现场进行声学校准，其前、后校准 示值偏差不得大于 0.5dB，否则测量结果无效。
表 8-3 噪声监测质量控制情况表
监测日期 校准设备 标准值dB 校准值dB 校准情况
校准前 校准后
2021-02-01（JW0148） 声校准器AWA6221A 94.0 93.8 93.9 合格
93.8 94.0 合格
2021-02-02（JW0148） 93.7 93.8 合格
93.9 94.0 合格
2021-02-01（JW0044） 93.8 94.0 合格
93.9 94.2 合格
2021-02-02（JW0044） 94.0 94.1 合格
93.8 94.0 合格
8.2 监测仪器分析方法项目监测仪器见表 8.2-1；监测分析方法见表8.2-2~表8.2-5。
表 8.2-1 废气监测项目仪器
监测项目 仪器名称 仪器型号 仪器编号
现场检测仪器
噪声 多功能声级计 AWA5688 JW0148/JW0044
粉尘 自动烟尘烟气综合采样器 ZR-3260 JW0115/JW0125
颗粒物 环境颗粒物综合采样器 ZR3920 JW0140/0142/0141/0139/JW0138/JW0144/0143/0145
实验室检测仪器
低浓度颗粒物 电子分析天平 BT25S JW0006
(总悬浮)颗粒物 电子分析天平 FA2004 JW0124
总磷/氨氮/硫化物 可见分光光度计 SP722E JW0016
甲醇 气相色谱仪 GC-2014 BJT-YQ-004
气相色谱仪 GC-2010pro BJT-YQ-004-04
总氮 紫外分光光度计 UV5100 JW0024
石油类 红外测油仪 OL460 JW0038
表 8.2-2 废水检测分析依据及方法
检测项目 检测方法 检出限
pH值 《水和废水监测分析方法》（第四版）国家环境保护总局（2002年）第三篇第一章六（二） /
化学需氧量 水质化学需氧量的测定重铬酸盐法HJ828-2017 4mg/L
氨氮 水质氨氮的测定纳氏试剂分光光度法HJ535-2009 0.025mg/L
总氮 水质 总氮的测定碱性过硫酸钾消解紫外分光光度法 HJ 636-2012 0.05mg/L
悬浮物 水质悬浮物的测定重量法GB/T 11901-1989 /
硫化物 水质 硫化物的测定亚甲基蓝分光光度法 GB/T 16489-1996 0.005mg/L
石油类 水质 石油类和动植物油类的测定 红外分光光度法 HJ 637-2018 0.06mg/L
全盐量 水质 全盐量的测定重量HJ/T51-1999 /
总磷 水质 总磷的测定钼酸铵分光光度法GB/T 11893-1989 0.01mg/L
表 8.2-3 有组织废气检测分析依据及方法
检测项目 检测方法 检出限
颗粒物 固定污染源废气低浓度颗粒物的测定重量法HJ836-2017 1.0mg/m3
氮氧化物 污染源废气氮氧化物的测定定电位电解法HJ693-2014 3mg/m3
二氧化硫 固定污染源废气二氧化硫的测定 定电位电解法HJ/T57-2017 3mg/m3
硫化氢 污染源废气 硫化氢的测定 亚甲基蓝分光光度法《空气和废气监测分析方法》（第四版）国家环境保护总局（2003年）第五篇第四章十（三） 0.001mg/m3
非甲烷总烃 固定污染源废气总烃、甲烷和非甲烷总烃的测定 气相色谱法HJ 38-2017 0.07mg/m3
表 8.2-4 无组织废气检测分析依据及方法
检测项目 检测方法 检出限
非甲烷总烃 环境空气总烃、甲烷和非甲烷总烃的测定直接进样气相色谱法HJ/T 604-2017 0.07mg/m3
硫化氢 环境空气 硫化氢的测定 亚甲基蓝分光光度法《空气和废气监测分析方法》（第四版）国家环境保护总局（2003年）第三篇第一章十一（二） 0.001 mg/m3
苯 环境空气和废气 苯系物的测定 活性炭吸附二硫化碳解吸气相色谱法《空气和废气监测分析方法》（第四版）国家环境保护总局（2003年）第六篇第二章一（一） 0.01mg/m3
甲苯 环境空气和废气 苯系物的测定 活性炭吸附二硫化碳解吸气相色谱法《空气和废气监测分析方法》（第四版）国家环境保护总局（2003年）第六篇第二章一（一） 0.01mg/m3
二甲苯 环境空气和废气 苯系物的测定 活性炭吸附二硫化碳解吸气相色谱法《空气和废气监测分析方法》（第四版）国家环境保护总局（2003年）第六篇第二章一（一） 0.01mg/m3
甲醇 《空气和废气监测分析方法》（第四版 增补版）[第六篇，第一章，六（一）气相色谱法] 0.1mg/m3
表 8.2-5 声环境检测分析依据及方法
项目 检测方法
工业企业厂界噪声 工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348-2008
2021年 02月01日、02日对该项目中废气、废水、噪声、固体废弃物等污染源排放现状和各类环保治理设施的处理能力等进行了现场监测和检查。监测期间平均生产负荷分别为97.2%、96.4%，满足验收监测大于 75%工况要求。生产负荷统计见表 9.1-1。
表 9.1-1 监测期间工况
序号 产品名称 设计产能 2月1日 2月2日
万t/a t/d 产品数量 负荷% 产品数量 负荷%
1 C2 0.20 6.01 5.5 91.6 5.8 96.6
2 净化LPG 11.86 356.16 347.2 97.5 344.7 96.8
3 丙烷 4.16 124.92 117.5 94.1 115 92.1
4 丙烯 8.40 252.25 248.8 98.6 246.3 97.6
5 混合C4 1.00 30.03 28.8 95.9 29.4 97.9
6 醚后C4 13.04 391.59 387.6 99.0 385.1 98.3
7 MTBE 3.46 103.90 99.4 95.7 96.9 93.3
8 抽余油 16.91 507.81 486.8 95.9 484.3 95.4
9 异构化油 26.57 797.90 765.6 96.0 763.1 95.6
10 苯 8.11 243.54 240 98.5 237.5 97.5
11 甲苯 25.28 759.16 755.8 99.6 750.8 98.9
12 混二甲苯C8 30.42 913.51 909.6 99.6 892.6 97.7
13 芳烃C9+ 16.33 490.39 477.8 97.4 475.3 96.9
14 焦化石脑油 6.80 204.20 199.4 97.6 196.9 96.4
15 醚化轻汽油 16.52 496.10 492.5 99.3 490 98.8
16 加氢汽油 11.95 358.86 355.8 99.1 353.3 98.5
17 乙醇汽油 0.4 12.01 11.2 93.2 10.9 90.7
18 焦化柴油 7.00 210.21 203.6 96.9 201.1 95.7
19 加氢柴油 87.23 2619.52 2563.8 97.9 2560.8 97.8
20 加氢煤油 16.58 497.90 487.5 97.9 485 97.4
21 焦炭 25.44 763.96 732.5 95.9 730 95.6
22 沥青 48.00 1441.44 1345.9 93.4 1315.9 91.3
23 硫磺 2.69 80.78 75.9 94.0 73.4 90.9
合计 388.35 11662.16 11338.5 97.2 11244.1 96.4
9.2.1 废水监测结果与评价
（1）污水处理站废水监测结果与评价
监测结果表明，验收监测期间，污水处理站出口排放的各类污染物质浓度均满足污水处理厂接管标准。监测结果见表 9.2-1。
表9.2-1 污水处理站排口水质检测结果一览表
检测点位 采样日期 样品编号 样品性状 pH(无量纲) 氨氮(mg/L) 总氮(mg/L) 化学需氧量(mg/L) 总磷(mg/L) 悬浮物(mg/L) 硫化物(mg/L) 石油类(mg/L) 全盐量(mg/L)
污水处理站排口 2021.02.01 FS0101 较清 8.15 10.9 31.1 166 ND 5 ND 1.43 2615
FS0102 较清 8.18 11.1 29.2 157 ND 7 ND 1.34 2965
FS0103 较清 8.12 10.6 28.8 168 ND 8 ND 1.32 2735
FS0104 较清 8.14 11.4 31.0 152 ND 9 ND 1.34 3060
2021.02.02 FS0105 较清 8.11 10.8 26.8 154 ND 7 ND 1.34 2835
FS0106 较清 8.16 11.3 30.2 169 ND 5 ND 1.34 2630
FS0107 较清 8.14 10.6 26.3 156 ND 6 ND 1.33 2765
FS0108 较清 8.15 11.1 29.9 160 ND 8 ND 1.34 2990
《污水排入城镇下水道水质标准》（GB/T 31962-2015）A级标准 6.5-9.5 <45 <70 <500 <8 <400 <1 <15 /
是否达标 是 是 是 是 是 是 是 是 /
9.2.2 无组织废气监测结果与评价
项目无组织废气主要有非甲烷总烃、硫化氢、甲醇等。监测结果表明，验收监测期间，厂界无组织废气排放中非甲烷总烃满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表5中标准；硫化氢最大浓度满足《恶臭污染物排放标准》（GB-14554-93）中表 1 二级标准，甲醇无组织排放浓度满足《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表2标准，监测结果见下表。
表 9.2-5 无组织废气检测结果及评价(单位：mg/m3)
检测点位 检测项目 02.01 02.02 标准限值 达标情况
老厂区 新厂区 老厂区 新厂区
1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8
上风向参照点1# 非甲烷总烃 0.54 0.53 0.51 0.52 0.57 0.58 0.56 0.55 0.94 0.84 0.85 0.84 0.58 0.58 0.59 0.59 — —
硫化氢 0.002 0.001 0.002 0.001 / / / / 0.002 0.003 0.004 0.004 / / / / — —
甲醇 / / / / ND ND ND ND / / / / ND ND ND ND — —
下风向监控点2# 非甲烷总烃 0.94 0.84 0.85 0.84 0.62 0.63 0.63 0.65 0.91 0.86 0.85 0.85 0.69 0.69 0.7 0.69 4.0 达标
硫化氢 0.004 0.003 0.004 0.004 / / / / 0.005 0.005 0.005 0.004 / / / / 0.1 达标
甲醇 / / / / ND ND ND ND / / / / ND ND ND ND 1.0 达标
下风向监控点3# 非甲烷总烃 0.71 0.71 0.71 0.7 0.96 0.96 0.96 0.91 0.64 0.62 0.63 0.63 0.96 0.96 0.97 0.97 4.0 达标
硫化氢 0.005 0.006 0.005 0.006 / / / / 0.005 0.005 0.006 0.006 / / / / 0.1 达标
甲醇 / / / / ND ND ND ND / / / / ND ND ND ND 1.0 达标
下风向监控点4# 非甲烷总烃 0.77 0.76 0.76 0.77 0.83 0.82 0.8 0.79 0.82 0.84 0.8 0.82 0.84 0.84 0.84 0.84 4.0 达标
硫化氢 0.005 0.005 0.005 0.004 / / / / 0.003 0.003 0.003 0.003 / / / / 0.1 达标
甲醇 / / / / ND ND ND ND / / / / ND ND ND ND 1.0 达标
备注 1、“ND”表示未检出，即检测结果低于方法检出限。2、“—”表示不适用或未作要求。
9.2.3 有组织废气监测结果与评价
项目有组织废气主要为各装置的加热炉燃烧废气以及E10乙醇汽油在线调和装置产生的调和废气。项目有组织废气检测结果及评价见下表。
表 9.2-6 有组织废气检测结果及评价(单位：mg/m3)
（1）汽柴油加氢装置
检测点位 采样日期 检测频次 样品编号 烟尘 二氧化硫 氮氧化物 排气筒高度（m）
实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h）
汽柴油加氢装置常压加热炉、减压加热炉 2021.02.01 第一次 FQ0401 2.0 2.4 0.087 10 12 0.435 25 30 1.09 45
第二次 FQ0402 2.3 2.8 0.098 11 13 0.467 37 45 1.57
第三次 FQ0403 2.5 3.0 0.106 10 12 0.424 38 47 1.61
2021.02.02 第一次 FQ0404 2.9 3.5 0.130 11 13 0.488 35 42 1.55
第二次 FQ0405 3.0 3.6 0.131 10 12 0.443 35 43 1.55
第三次 FQ0406 2.5 3.1 0.102 11 13 0.441 37 45 1.48
《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准 20 / 50 / 100 / /
是否达标 是 / 是 / 是 / /
《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准 / 39 / 25 / 7.5 /
是否达标 / 是 / 是 / 是 /
（2）常减压装置
检测点位 采样日期 检测频次 样品编号 烟尘 二氧化硫 氮氧化物 排气筒高度（m）
实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h）
常减压装置常压加热炉、减压加热炉 2021.02.01 第一次 FQ0701 4.9 5.2 0.408 5 5 0.415 23 24 1.91 60
第二次 FQ0702 4.6 4.9 0.379 6 6 0.497 22 23 1.82
第三次 FQ0703 4.6 4.9 0.385 6 6 0.498 26 28 2.16
2021.02.02 第一次 FQ0704 4.3 4.6 0.354 6 6 0.495 28 30 2.31
第二次 FQ0705 4.2 4.5 0.348 6 6 0.496 27 29 2.23
第三次 FQ0706 4.4 4.5 0.358 8 8 0.657 29 30 2.38
《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准 20 / 50 / 100 / /
是否达标 是 / 是 / 是 / /
《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准 / 85 / 55 / 16 /
是否达标 / 是 / 是 / 是 /
（3）柴油加氢装置
检测点位 采样日期 检测频次 样品编号 烟尘 二氧化硫 氮氧化物 排气筒高度（m）
实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h）
柴油加氢装置常压加热炉、减压加热炉 2021.02.01 第一次 FQ0901 3.4 6.2 0.034 8 14 0.079 19 34 0.188 60
第二次 FQ0902 3.6 6.2 0.035 8 14 0.079 22 38 0.217
第三次 FQ0903 3.2 5.6 0.031 7 12 0.068 22 39 0.213
2021.02.02 第一次 FQ0904 3.1 5.2 0.031 9 15 0.089 25 42 0.246
第二次 FQ0905 3.2 5.4 0.032 9 15 0.089 22 37 0.217
第三次 FQ0906 3.2 5.4 0.032 8 13 0.078 23 39 0.225
《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准 20 / 50 / 100 / /
是否达标 是 / 是 / 是 / /
《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准 / 85 / 55 / 16 /
是否达标 / 是 / 是 / 是 /
（4）汽油加氢装置
检测点位 采样日期 检测频次 样品编号 烟尘 二氧化硫 氮氧化物 排气筒高度（m）
实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h）
汽油加氢装置常压加热炉、减压加热炉 2021.02.01 第一次 FQ1001 2.6 2.9 0.009 6 7 0.021 15 17 0.053 60
第二次 FQ1002 2.7 3.1 0.009 6 7 0.020 20 23 0.068
第三次 FQ1003 2.7 3.0 0.009 6 7 0.021 19 21 0.066
2021.02.02 第一次 FQ1004 2.5 2.9 0.009 6 7 0.020 14 16 0.047
第二次 FQ1005 2.1 2.4 0.007 6 7 0.021 20 22 0.070
第三次 FQ1006 2.2 2.5 0.008 6 7 0.021 20 23 0.070
《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准 20 / 50 / 100 / /
是否达标 是 / 是 / 是 / /
《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准 / 85 / 55 / 16 /
是否达标 / 是 / 是 / 是 /
（5）硫磺回收装置
检测点位 采样日期 检测频次 样品编号 烟尘 二氧化硫 氮氧化物 排气筒高度（m）
实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h） 实测（mg/m3） 折算（mg/m3） 速率（kg/h）
硫磺回收装置尾气焚烧炉 2021.02.01 第一次 FQ0601 1.5 1.5 0.093 14 14 0.846 20 20 1.21 60
第二次 FQ0602 1.8 1.8 0.100 14 14 0.786 21 21 1.18
第三次 FQ0603 1.8 1.8 0.102 15 15 0.842 21 21 1.18
2021.02.02 第一次 FQ0604 1.8 1.8 0.103 16 16 0.900 18 18 1.01
第二次 FQ0605 1.8 1.8 0.094 16 16 0.838 22 22 1.15
第三次 FQ0606 1.5 1.5 0.078 17 17 0.880 24 24 1.24
《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准 20 / 100 / 100 / /
是否达标 是 / 是 / 是 / /
《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准 / 85 / 55 / 16 /
是否达标 / 是 / 是 / 是 /
装置名称 检测点位 样品编号 浓度（g/m3） 平均值 处理效率 标准限值 是否达标
E10乙醇汽油在线调和装置 处理装置进口 O94838555 521 438 97.3 油气排放浓度≤25g/m3；油气处理效率≥95% 是
O94838555 479
O94838555 315
处理装置排口 O94838555 13.6 13.9
O94838555 14.4
O94838555 13.7
（6）E10乙醇汽油在线调和装置
由上述排放口监测数据分析可知，项目有组织排放各污染物能够满足相应的排放标准浓度限值以及排放速率的相关要求。
9.2.4 噪声监测结果及评价
项目厂界噪声监测结果见 9.2-7。
表 9.2-7 厂界环境噪声检测结果及评价
测点编号 监测点位 主要声源 监测值 标准限值 达标情况
昼间 夜间 昼间 夜间 昼间 夜间
1# 厂界东侧外1米 生产噪声 57.1 49.2 56.8 49.2 65 55 达标
2# 厂界南侧外1米 生产噪声 55.2 48.7 57.3 48.1 65 55 达标
3# 厂界西侧外1米 生产噪声 60.2 52.0 61.7 51.8 65 55 达标
4# 厂界北侧外1米 生产噪声 53.7 48.6 57.3 49.1 65 55 达标
由上表可知，验收监测期间，项目厂界噪声监测点位（Z1~Z4）昼、夜间噪声等效声级均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3 类标准。
9.2.5 固体废物处置情况
项目产生的工业固废均属于危险固废，目前厂区已建设300m2的危险废物暂存场一座，最大存储量约为600t。根据固废产生情况一般1个月清运一次，现有危废堆场可以满足现有和本次项目的需要。
根据现场调查，除了汽柴油加氢装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置产生的污油进延迟焦化车间回炼；汽油加氢装置产生的废溶剂送到催化裂化装置作为原料；轻汽油醚化装置产生的废树脂催化剂送有资质单位处置；轻烃回收装置产生的碱渣，经收集后去现有酸性水汽提装置回用；机械检修产生的废油，送到现有重污油罐暂存后、进延迟焦化装置回炼外，项目产生的其他危险废物建设单位已分别签订了危废处置协议（见附件4），并与做好了危险废物情况的台账记录，记录上注明危险废物的名称、来源、数量、特性和包装容器的类别、入库日期、存放库位、废物出库日期及接收单位名称等，并按要求规范张贴危废相关标识，并依据《省生态环境厅关于进一步加强危险废物污染防治工作的实施意见》（苏环办〔2019〕327号）的要求，对危险废物贮存设施布设视频监控；指定专人专职维护视频监控设施运行。
项目2020年度全厂危废产生及处置情况如下表：
表7-4 2020年度全厂危废产生量（单位：t/a）
类别 代码 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 合计
污油类 251-005-08 862.75 504.25 1367
废碱渣类 251-015-35 125 173 167 201 278.89 230 211 177 167.8 215 99 278 2322.69
废加氢催化剂类 251-016-50 20 471.8 24 112.62 628.42
废树脂催化剂类 900-015-13 7.96 21.14 8.5 37.6
废重整过滤介质类 251-012-08 92.18 32.3 31.82 26.26 24.14 206.7
*数据来源于江苏省危险废物动态管理系统。
9.3总量核算根据连云港市生态环境局《关于对江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目环境影响报告书的批复》（连环审[2021]1号），本项目新增污染物总量内部消减平衡，不申请新增总量。
本项目有组织大气污染物排放量：SO2 35.955t/a、NOx 59.960t/a、颗粒物 7.321t/a、VOCs 0.157t/a。
本项目废水排放量481342t/a，污染物接管量为：COD 214.50t/a、SS 79.75t/a、NH3-N 12.48t/a、总氮26.48t/a、总磷0.001t/a、石油类5.56t/a、盐分119.88t/a、硫化物0.43t/a。
（1）大气污染物
根据江苏经纬环境集团有限公司对本项目出具的监测数据计算，监测期间生产负荷97.2%及96.4%，项目年工作时间8000小时，则项目污染物颗粒物、SO2、NOx 排放量分别为5.11t/a、15.79t/a、41.75t/a，满足批复总量控制要求。
表7-4 废气污染物总量控制计算对照
产生源 监测点位 污染物排放速率
颗粒物 SO2 NOx
汽柴油加氢装置 4#废气排口 0.109 0.450 1.475
硫磺回收联合装置 6#废气排口 0.095 0.849 1.162
常减压装置 7#废气排口 0.372 0.510 2.135
柴油加氢装置 9#废气排口 0.033 0.080 0.218
汽油加氢装置 10#废气排口 0.009 0.021 0.062
合计排放速率（kg/h） 0.618 1.91 5.052
年工作时间（h/a） 8000 8000 8000
监测期平均负荷% 0.968 0.968 0.968
污染物排放量（t/a） 5.11 15.79 41.75
批复总量（t/a） 7.321 35.955 59.96
是否满足总量控制要求 是 是 是
（2）水污染物
江苏经纬环境集团有限公司对本项目出具的监测数据（若样品浓度低于监测方法检出限时，则该监测数据应标明未检出，并以1/2最低检出限报出，同时用该数值参加统计计算），计算项目实际废水污染物排放总量如下：
表7-5 废水污染物总量控制计算对照
类别 序号 污染因子 环评批复总量t/a 实际排放总量t/a 是否满足要求
废水污染物 1 水量 481342 465940 是
2 氨氮 12.48 5.114 是
3 总氮 26.48 13.588 是
4 化学需氧量 214.5 74.667 是
5 总磷 0.001 0.001 是
6 悬浮物 79.75 3.203 是
7 硫化物 0.43 0.001 是
8 石油类 5.56 0.628 是
9 全盐量* 119.88 72.391 是
*注：项目环评报告全盐量总量计算只考虑了轻烃回收联合装置高盐废水的全盐量，未将其他综合废水中的全盐量计入，故本报告全盐量排放量也只计算轻烃回收联合装置高盐废水的全盐量，排放总量满足环评批复中的总量控制要求。
检测期间环境管理检查见表10-1。。
表10-1 环境管理检查表
序号 检查内容 执行情况
1 建设项目从立项到试生产各阶段执行环境保护法律、法规、规章制度的情况 连云港市工业和信息化局备案，备案号2019-320721-25-03-415258；属于未批先建项目，赣榆区生态环境局（原赣榆区环境保护局）已对企业进行处罚（赣环罚字[2017]79号、赣环罚字[2018]191号）；企业已履行处罚相关程序，并委托南京国环科技股份有限公司编制《江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目环境影响报告书》；连云港市生态环境局《关于江苏新海石化有限公司国VI汽柴油系列质量升级改造项目环境影响报告书的批复》（连环审〔2021〕1号）。项目已申领排污许可证，许可证号：91320707663 2662724001P。
2 环保组织机构及规章管理制度 公司制定了环境保护管理制度，成立专门的环保部门。
3 环境保护设施建成、落实情况、实施效果及运行记录 该项目投产后，各类环保治理设施与主体工程同时建成投运，并设有专职人员维护管理，环保设施运行正常
4 排污口规范化情况检查 废气已建立规范化排污口，设标志牌。
5 固体废物种类、产生量、处理处置情况、综合利用情况 项目产生的工业固废均属于危险固废，目前厂区已建设300m2的危险废物暂存场一座，最大存储量约为600t。根据固废产生情况一般1个月清运一次，现有危废堆场可以满足现有和本次项目的需要。根据现场调查，建设单位已对项目产生的危险废物分别签订了危废处置协议；并按照相关规范要求
6 试生产期间生产负荷、环保治理设施运行记录及年生产时间 生产负荷大于75%，满足验收监测条件。检测期间，各环保治理设施正常运行，年生产时间8000小时。
环评批复落实情况检查见表 5.3-1。
表 5.3-1 报告表环评批复落实情况
序号 环评批复要求 落实情况
一 项目位于江苏连云港市柘汪临港产业区江苏新海石化有限公司厂区内，总投资29427万元。在现有厂区进行100万吨/年汽油加氢装置内改造、80万吨/年柴油加氢改质装置改造、60万吨/年汽柴油加氢装置改造、常减压装置节能改造、轻烃回收单元建设、新建乙醇汽油在线调和设施、新建15万吨/年轻汽油醚化单元。投产后，将形成加氢柴油87.23万t/a、焦化石脑油6.8万t/a、加氢汽油12.31万t/a、焦化柴油7万t/a、加氢煤油16.58万t/a、焦炭25.44万t/a、芳烃C9+16.33万t/a、沥青48万t/a、硫磺2.69万t/a、混二甲苯C830.42万t/a、甲苯25.28t/a、苯8.11万t/a、异构化油26.57万t/a、抽余油16.915万t/a、MTBE3.46万t/a、醚后C413.04万t/a、混合C4 1万t/a、丙烯8.40万t/a、丙烷4.16万t/a、净化LPG11.86万t/a、C2 0.20万t/a、净化干气12.32万t/a、燃料气4.39万t/a的生产规模。储运工程：除柴油加氢装置的柴油进入柴油罐区、石脑油进入石脑油罐区、煤油进入新增的2座煤油储罐外，其他汽柴油加氢装置、常减压装置、汽油加氢装置、轻烃回收装置以及轻汽油醚化装置的原料及产品储罐均依托现有罐组，不新增罐组。另外，新建乙醇汽油调和单元将新增两台乙醇卧式储罐，实现乙醇汽油的在线调和。公用工程：给水、排水、循环水、除氧水、除盐水、蒸汽、空气、氮气、氢气、供电、消防、中心化验室等公辅工程均依托现有。风险防范：依托现有事故池，其中东厂区事故水池1座，容积20000m3，西厂区事故水池1座，容积4000m3。目前各装置改造内容或新增装置均已建成并投入运行，分别属于未批先建、未验先投。赣榆区环境保护局于2017年9月18日和2018年8月27日对该项目进行处罚（赣环罚字〔2017〕79号和赣环罚字〔2018〕191号），连云港市赣榆生态环境局于2020年11月16日对该项目进行处罚（连赣环行罚字〔2020〕104号和连赣环行罚字〔2020〕104-1号）。 项目位于江苏连云港市柘汪临港产业区江苏新海石化有限公司厂区内，总投资及环保投资已落实到位；技术改造后产能与设计规模未发生变化。建设单位已履行相关处罚手续。
二 二、在项目工程设计、建设和环境管理中，你公司须落实《报告书》中提出的各项环保要求，严格执行环保“三同时”制度，确保各类污染物达标排放，并须着重落实以下各项工作：（一）全过程贯彻清洁生产原则和循环经济理念，按照“环保优先、绿色发展”的目标定位和循环经济、清洁生产的理念，进一步优化工艺路线和设计方案，选用优质装备和原材料，优化调节能源结构，提高化工产品和燃料油品质量，强化各装置节能降耗措施，减少污染产生量和排放量。（二）按“清污分流、雨污分流”原则设计、建设、完善厂区给排水系统。进一步提高水的回用率，减少新鲜用水量。进一步优化污水处理系统设计，提高厂内污水预处理效率。本次技改项目产生的废水有含硫废水、含油废水、冲洗废水、储运废水、化验废水、初期雨水以及生活废水等。含硫废水送厂内现有酸性水汽提装置处理后，部分回用，其余和其他工艺废水及新增设备冲洗水、初期雨水等进现有污水处理站，采用“隔油+气浮+A/O生化+曝气生物滤池”工艺处理，达到接管标准后排入柘汪临港产业区污水处理厂，集中统一处理达标排放。（三）工程设计中，应进一步优化废气处理方案，确保各类工艺废气的处理效率及排气筒高度等达到《报告书》提出的要求。汽柴油加氢装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有45m高的排气筒（4#）排放。硫磺回收联合装置的焚烧炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（6#）排放。常减压装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（7#）排放。柴油加氢装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（9#）排放。汽油加氢装置加热炉依托现有低硫燃料以及低氮燃烧措施，尾气依托现有60m高的排气筒（10#）排放。E10乙醇汽油在线调和装置的调和废气依托现有汽车装车油气回收装置（活性炭吸附+汽油喷淋吸收法）处理后，尾气依托现有15m高的排气筒（14#）排放。其中汽柴油加氢装置、常减压装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置的加热炉废气、硫磺回收联合装置的焚烧炉废气SO2、NOx、颗粒物有组织排放执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准，排放速率执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准；E10乙醇汽油在线调和装置的调和废气VOCs去除效率参照《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中非甲烷总烃有机废气排放口的去除效率要求，排放速率参考《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表1标准中的非甲烷总烃标准值；乙醇允许排放速率按照《制定地方大气污染物排放标准的技术方法》GB/T13201-91中“生产工艺过程中产生的气态大气污染物排放标准的制定方法”进行计算。无组织废气：技改项目无组织废气主要有生产装置、罐区及装车平台的泄漏废气。装置区通过采用合理工艺管线、设备以及采取泄漏检测与修复措施，减少无组织有机物排放；罐区储罐采用浮顶罐、加装高效双密封系统以及油气回收装置等，减少无组织排放；采用管道密闭输送等措施，减少物料运输及输送过程的无组织排放。SO2、NOx无组织排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中标准，烟尘、非甲烷总烃无组织排放执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表5中标准。甲醇无组织排放浓度参照《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表2标准。项目废气必须达标排放。（四）应选用低噪声设备、合理布局、减振、隔声和距离衰减等处理，同时必须严格控制生产时段，减少生产噪声，项目运营期噪声必须满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准要求。施工期噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）要求。（五）按“减量化、资源化、无害化”原则落实各类固体废物的收集、处置和综合利用措施。本项目危险废物有：废催化剂、废保护剂、废瓷球、废吸附剂、含油抹布，拟送有资质单位处置；汽柴油加氢装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置产生的污油进延迟焦化车间回炼；汽油加氢装置产生的废溶剂送到催化裂化装置作为原料；轻汽油醚化装置产生的废树脂催化剂送有资质单位处置；轻烃回收装置产生的碱渣，经收集后去现有酸性水汽提装置回用；机械检修产生的废油，送到现有重污油罐暂存后、进延迟焦化装置回炼。生活垃圾由当地环卫部门统一清运。固体废物在厂内的堆放、贮存、转移应符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）及其修改单要求；危险废物暂存执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001））及其修改单要求、《省生态环境厅关于进一步加强危险废物污染防治工作的实施意见》（苏环办〔2019〕327号）要求。（六）加强环境风险管理，落实《报告书》提出的风险防范措施和事故应急预案。加强运营期管理，配备环境风险应急物资，完善应急措施并纳入到当地突发公共事件应急预案中。（七）在工程施工和运营过程中，应定期发布环境信息，建立畅通的公众参与平台，加强与地方政府、相关单位和公众的沟通。主动接受社会监督，并及时回应和解决公众关心的环境问题，切实维护公众合法环境权益。 项目已按要求落实清洁生产理念，优化了污水处理系统，优化了废气污染物的收集控制措施；各污染因子均能满足相应的标准限值要求。根据监测数据分析，项目厂界噪声满足标准限值要求；项目产生的工业固体废物均为危险废物，除了汽柴油加氢装置、柴油加氢装置、汽油加氢装置产生的污油进延迟焦化车间回炼；汽油加氢装置产生的废溶剂送到催化裂化装置作为原料；轻汽油醚化装置产生的废树脂催化剂送有资质单位处置；轻烃回收装置产生的碱渣，经收集后去现有酸性水汽提装置回用；机械检修产生的废油，送到现有重污油罐暂存后、进延迟焦化装置回炼外，其他危险废物均与有资质单位签订了危废处理协议。加强了环境风险管理，落实了报告书提出的风险防范措施和事故应急预案，配备了环境风险应急物资。定期发布了环境信息，接受社会监督。
三 三、本项目新增污染物总量内部消减平衡，不申请新增总量。本项目有组织大气污染物排放量：SO2 35.955t/a、NOx 59.960t/a、颗粒物 7.321t/a、VOCs 0.157t/a。本项目建成后，全厂废气排放总量：SO2 424.153t/a、NOx 274.106t/a、颗粒物77.731t/a、VOCs 119.373t/a、HCl 0.119t/a。本项目废水排放量481342t/a，污染物接管量为：COD 214.50t/a、SS 79.75t/a、NH3-N 12.48t/a、总氮26.48t/a、总磷0.001t/a、石油类5.56t/a、盐分119.88t/a、硫化物0.43t/a。污染物最终排入外环境总量为：COD 24.07t/a、SS 4.81t/a、NH3-N 2.41t/a、总氮7.22t/a、总磷0.001t/a、石油类0.48t/a、盐分119.88t/a、硫化物0.24t/a。本项目建成后，全厂废水排放量1437335t/a，污染物接管量为：COD 404.53t/a、SS 256.86t/a、NH3-N 25.05t/a、总氮72.13t/a、总磷0.454t/a、石油类19.37t/a、硫化物0.87t/a、苯0.03t/a、甲苯0.04t/a、二甲苯0.05t/a。污染物最终排入外环境总量为：COD 71.87t/a、SS 14.37t/a、NH3-N7.19t/a、总氮21.56t/a、总磷0.454t/a、石油类1.44t/a、硫化物0.72t/a、苯0.03t/a、甲苯0.04t/a、二甲苯0.05t/a。固体废物：全部综合利用或安全处置。 验收监测期间，项目污染物满足总量控制指标。
四 四、根据《关于做好生态环境和应急管理部门联动工作的意见》（苏环办〔2020〕101号），须加强对挥发性有机物回收、污水处理装置等相关环境治理设施开展安全风险辨识管控工作，并按相关规定要求报应急管理部门备案。 项目已开展了安全风险辨识管控工作，并完成了备案手续。
五 按《江苏省排污口设置及规范化整治管理办法》的规定设置各类排污口和标志。根据《排污单位自行监测技术指南石油炼制工业》（HJ880-2017）及其他管理要求，完善环境监测计划、建立污染源监测台账制度，开展长期环境监测，保存原始监测。安装污染物排放在线连续监测系统，并与生态环境部门联网。如出现污染物排放超标情况，应立即查明原因并进一步采取污染物减排措施。 项目已完成了各类排污口和标志规范化工作。完善了环境监测计划、建立污染源监测台账制度，并开展长期环境监测。
六 六、本项目建设期及运营期的环境现场监督管理工作由赣榆生态环境局负责。工程实施过程中应严格执行环保设施与主体工程“三同时”环境保护制度。你公司应在试生产之前取得排污许可证。按《建设项目环境保护管理条例》等规定要求，完成环保设施竣工验收手续。 建设单位已取得排污许可证，并履行环保设施竣工验收手续。
7 七、你公司须严格按照《关于印发<建设项目环境影响评价信息公开机制方案>的通知》（环发〔2015〕162号）要求，做好项目报告书及开工前、施工过程中，项目建成后的信息公开工作。 建设单位已按照相关要求完成了信息公开工作。
8 八、项目的性质、规模、地点或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动的，应当重新报批项目的环境影响评价文件。项目自批准之日起超过五年方开工建设的，环评文件须重新报审。 项目建设未发生重大变化。
江苏新海石化有限公司依据“国VI汽柴油系列质量升级改造项目”环评报告以及批复要求，进行主体工程及环保工程的建设。与报批的环评比 较，项目的名称、地点、性质、规模、污染防治设施等均未发生重大变化。该项目严格遵守国家有关环保管理制度，按照环境影响评价意见的要求，在运营期间对废水、废气、噪声、固体废物都进行了相应的环保设施处理，产生的污染对周边环境影响轻微，未发现该项目在运营期间出现扰民的污染事件。
根据《中华人民共和国环境保护法》、《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》等文件的要求，受江苏新海石化有限公司委托，本公司于2021年2 月对该公司项目产生的废气、废水、噪声、固体废弃物等污染源排放现状和各类环保治理设施的情况进行了现场勘查，编写环保验收监测方案，并于 2021 年 02 月01 日、02 日对该项目进行了环保验收监测。我公司根据现场监测和检查结果编制了项目竣工环保验收监测报告。监测期间，企业正常生产，项目生产负荷均在 75%以上运行，符合验收监测工况要求。验收结论如下：
1、验收监测结论
（1）废水
监测结果表明，验收监测期间，污水处理站出口排放的各类污染物质浓度均满足污水处理厂接管标准。
（2）废气
无组织废气：监测结果表明，验收监测期间，厂界无组织废气排放中非甲烷总烃满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表5中标准，达标率100%；硫化氢最大浓度满足《恶臭污染物排放标准》（GB-14554-93）中表 1 二级标准，达标率100%;甲醇无组织排放浓度满足《化学工业挥发性有机物排放标准》（DB32/3151-2016）表2标准，达标率100%。
有组织废气：项目有组织废气主要为各装置的加热炉燃烧废气以及E10乙醇汽油在线调和装置产生的调和废气。各装置的加热炉燃烧废气污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度、排放速率均满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表4中标准、以及《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2中二级标准，达标率为100%。 E10乙醇汽油在线调和装置产生的调和废气油气去除效率满足去除效率≥95%的要求。
（3）噪声监测结果表明：厂界噪声排放符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类区标准。
（4）固体废物：项目产生的各类危险固废均已与相关有资质单位签订了处置协议。危险废物的临时存储依托厂区已建设300m2的危险废物暂存场，最大存储量约为600t。根据固废产生情况一般1个月清运一次，现有危废堆场可以满足现有和本次项目的需要。
2、总量控制指标
总量核算结果表明：验收监测期间，本项目排放的大气污染物及水污染物各污染因子均满足总量控制指标。
3、环境管理检查结果
建设单位执行了环境影响评价制度及“三同时”制度，建立了环保管理机构和各项环保规章制度，落实了废水、废气、噪声及固体废物等环保处理设施，达到了项目批复意见的要求。目前企业现有环境保护污染处理设施及措施均可行。
4、总结论综上所述，该项目环保治理设施满足与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用的“三同时”制度要求，项目环保设施建设运行情况正常，各项污染物达标排放，基本符合验收条件。
11.2建议1、加强对废气处理设施等的日常监督管理工作，保证废气污染物的稳定达标排放。
2、加强对固体废弃物存放和处置的管理，严格按环评及批复要求认真及时落实固废处置、处理利用措施。
3、严格落实事故风险防范措施和应急预案，防治生产过程、储运过程及污染治理设施事故发生，严禁事故废水直接排放。
附图1 项目地理位置图
附图2 项目平面布置示意图
附图3 项目检测点位示意图
无组织废气监测点位示意图
附件1 营业执照
附件2 监测期生产工况
序号 产品名称 产品数量
2月1日 2月2日
1 C2 5.5 5.8
2 净化LPG 347.2 344.7
3 丙烷 117.5 115
4 丙烯 248.8 246.3
5 混合C4 28.8 29.4
6 醚后C4 387.6 385.1
7 MTBE 99.4 96.9
8 抽余油 486.8 484.3
9 异构化油 765.6 763.1
10 苯 240 237.5
11 甲苯 755.8 750.8
12 混二甲苯C8 909.6 892.6
13 芳烃C9+ 477.8 475.3
14 焦化石脑油 199.4 196.9
15 醚化轻汽油 492.5 490
16 加氢汽油 355.8 353.3
17 乙醇汽油 11.2 10.9
18 焦化柴油 203.6 201.1
19 加氢柴油 2563.8 2560.8
20 加氢煤油 487.5 485
21 焦炭 732.5 730
22 沥青 1345.9 1315.9
23 硫磺 75.9 73.4
合计 11338.5 11244.1
附件3 项目环评报告批复
附件4 公司排污许可证
附件5 有机废气总量控制及平衡途径
附件6 污染防治设施安全风险分析论证专家意见
附件7 危废处置合同
附件8 突发环境事件应急预案备案表
附件9 废气排口自动监测设施验收备案材料
附件10 项目污染防治设施
（1）废气污染防治设施
（2）废水污染防治设施
（3）雨水污染防治设施
（4）固废污染防治设施及管理材料
危废转移联单（管理系统）
附件11 项目处罚及履行手续情况
附件12 项目监测报告
填表单位（盖章）：连云港鑫宝管业有限公司 填表人（签字）： 项目经办人（签字）：
建 设 项 目 项目名称 国VI汽柴油系列质量升级改造项目 建设地点 连云港市柘汪临港产业区
行业类别 C2511原油加工及石油制品制造 建设性质 □新 建 □扩 建 ☑技 术 改 造
设计生产能力 388.35万t/a 建设项目开工日期 2017.1 实际生产能力 388.35万t/a 投入试运行日期 2021.2
投资总概算（万元） 29427 环保投资总概算（万元） 460.0 所占比例（%） 1.56
环评审批部门 连云港市生态环境局 批准文号 连环审[2021]1号 批准时间 2021.1.13
初步设计审批部门 批准文号 批准时间
环保验收审批部门 批准文号 批准时间
环保设施设计单位 环保设施施工单位 环保设施监测单位 江苏经纬环境集团有限公司
实际总投资（万元） 29427 实际环保投资（万元） 460.0 所占比例（%） 1.56
废水治理（万元） 60.0 废气治理（万元） 40.0 噪声治理（万元） 50.0 固废治理（万元） 100.0 绿化及生态（万元） - 其它（万元） 210
新增废水处理设施能力 / 新增废气处理设施能力 / 年平均工作时 8000
建设单位 连云港鑫宝管业有限公司 邮政编码 222113 联系电话 13675203966 环评单位 连云港中建环境工程有限公司
污染物排放达标与总量控制（工业建设项目详填） 污染物 原有排放量(1) 本期工程实际排放浓度(2) 本期工程允许排放浓度(3) 本期工程产生量(4) 本期工程自身削减量(5) 本期工程实际排放量(6) 本期工程核定排放总量(7) 本期工程“以新带老”削减量(8) 全厂实际排放总量(9) 全厂核定排放总量(10) 区域平衡替代削减量(11) 排放增减量(12)
废 水 481342 465940
氨氮 5.114 12.48
总氮 13.588 26.48
化学需氧量 74.667 214.5
总磷 0.002 0.001
悬浮物 3.203 79.75
硫化物 0.001 0.43
石油类 0.628 5.56
全盐量 1315.989 119.88
废 气
颗粒物 5.11 7.321
SO2 15.79 35.955
NOx 41.75 59.96
NMHC
工业固体废物
注：1、排放增减量：（+）表示增加，（-）表示减少。 2、(12)=(6)-(8)-(11)，（9）= (4)-(5)-(8)- (11) +（1）。3、计量单位：废水排放量——万吨/年；废气排放量——万标立方米/年；工业固体废物排放量——万吨/年； 水污染物排放浓度——毫克/升；大气污染物排放浓度——毫克/立方米；水污染物排放量——吨/年；大气污染物排放量——吨/年