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中国石油化工股份有限公司茂名分公司

100万吨/年C5、C6 正异构吸附分离装置环境影响报告书

（报批稿）

建设单位：中国石油化工股份有限公司茂名分公司

环评单位：广东环科技术咨询有限公司

编制日期：二〇一八年十二月

国环评证乙字第 2809 号

项目名称：中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨 / 年 C5、 C 6 正异构吸附分离装置

文件类型：环境影响报告书适用的评价范围：化工石化医药法定代表人：何伟（签章）主持编制机构：广东环科技术咨询有限公司（签章）

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨 / 年 C 5、 C 6正异构吸附分离装置环境影响报告书编制人员名单

编制主持

人

姓名职（执）业资格证书编

号

登记（注册证）编

号专业类别本人签名

贝国雄 0012928 B2809030

02化工石化医药

主要编制人员情况

序号姓名

职（执）业资格证书编

号

登记（注册证）编

号编制内容本人签名

1 贝国雄 0012928 B2809030

02

1 概述2 总则3 建设项目工程分析6 运营期环境影响预测与评价9 环境影响经济损益分析10 环境管理与环境监测11 环境影响评价结论

2 李宗林

00017810 B2809025

024 环境现状调查与评价5 施工期环境影响分析

3

7 环境风险评价8 环境保护措施及其可行性论证

4

目录1 概述.................................................................................................................................................... 1

1.1 项目概况.............................................................................................................................................1

1.2 项目的特点.........................................................................................................................................2

1.3 环评工作过程.....................................................................................................................................3

1.4 关注的主要环境问题及环境影响......................................................................................................4

1.5 主要评价结论.....................................................................................................................................5

2 总则.................................................................................................................................................... 6

2.1 编制依据.............................................................................................................................................6

2.1.1 国家法律、法规.........................................................................................................................6

2.1.2 地方法规、文件.........................................................................................................................7

2.1.3 技术标准、规范.........................................................................................................................8

2.1.4 其它依据.....................................................................................................................................9

2.2 环境影响识别与评价因子..................................................................................................................9

2.2.1 环境影响识别.............................................................................................................................9

2.2.2 评价因子筛选...........................................................................................................................11

2.3 区域环境功能属性............................................................................................................................11

2.3.1 地表水功能区划.......................................................................................................................12

2.3.2 地下水环境功能区划................................................................................................................16

2.3.3 大气环境功能区划....................................................................................................................16

2.3.4 声环境功能区划.......................................................................................................................19

2.3.5 生态环境功能区划....................................................................................................................19

2.4 评价执行的标准...............................................................................................................................21

2.4.1 环境质量执行标准....................................................................................................................21

2.4.2 污染物排放和控制标准............................................................................................................24

2.5 评价工作等级和范围........................................................................................................................26

2.5.1 环境空气...................................................................................................................................26

2.5.2 地表水环境...............................................................................................................................28

2.5.3 地下水.......................................................................................................................................28

2.5.4 声环境.......................................................................................................................................32

2.5.5 生态环境...................................................................................................................................33

1

2.5.6 环境风险...................................................................................................................................34

2.6 环境敏感点识别与环境保护目标....................................................................................................36

2.6.1 环境保护目标...........................................................................................................................36

2.6.2 环境敏感点...............................................................................................................................38

3 建设项目工程分析............................................................................................................................ 41

3.1 建设项目概况...................................................................................................................................41

3.1.1 建设项目基本信息....................................................................................................................41

3.1.2 项目组成...................................................................................................................................45

3.1.3 项目主要构筑物.......................................................................................................................46

3.1.4 项目主要设备...........................................................................................................................46

3.1.5 原辅料、能耗及产品方案........................................................................................................50

3.1.6 总平面布置及平面布置合理性分析........................................................................................52

3.1.7 建设周期与投资.......................................................................................................................57

3.2 项目公用辅助工程............................................................................................................................57

3.2.1 给排水系统...............................................................................................................................58

3.2.2 热力系统...................................................................................................................................59

3.2.3 供电...........................................................................................................................................60

3.2.4 电信系统...................................................................................................................................60

3.2.5 凝结水处理设施.......................................................................................................................60

3.3 生产工艺流程及产污环节分析........................................................................................................61

3.3.1 生产工艺及产污环节................................................................................................................61

3.3.2 物料平衡及水平衡....................................................................................................................64

3.3.3 产污环节分析...........................................................................................................................64

3.4 污染物源强核算...............................................................................................................................65

3.4.1 废气污染物的产生与排放........................................................................................................65

3.4.2 废水污染物的产生与排放........................................................................................................73

3.4.3 噪声...........................................................................................................................................74

3.4.4 固体废物...................................................................................................................................74

3.4.5 本装置污染物排放量................................................................................................................74

3.4.6 非正常工况分析.......................................................................................................................75

3.5 环境保护设施措施............................................................................................................................75

3.5.1 废气污染防治措施....................................................................................................................75

2

3.5.2 废水污染防治措施....................................................................................................................75

3.5.3 噪声污染防治措施....................................................................................................................76

3.5.4 固废污染防治措施....................................................................................................................76

3.6 以新带老 50 万吨/年正异构分离装置工程分析..............................................................................76

3.6.1 以新带老 50 万吨/年正异构分离装置基本情况......................................................................76

3.6.2 以新带老 50 万吨/年正异构分离装置生产工艺及产污环节..................................................78

3.6.3 以新带老 50 万吨/年正异构分离装置污染物排放情况..........................................................79

3.6.4 以新带老 50 万吨/年正异构分离装置存在环境保护问题及整改方案..................................82

3.7 以新带老后全厂污染物排放情况....................................................................................................82

4 环境现状调查与评价........................................................................................................................ 84

4.1 自然环境...........................................................................................................................................84

4.1.1 地理位置...................................................................................................................................84

4.1.2 地形和地貌...............................................................................................................................84

4.1.3 地质结构...................................................................................................................................86

4.1.4 气候与气象...............................................................................................................................86

4.1.5 水文...........................................................................................................................................87

4.1.6 地震烈度...................................................................................................................................89

4.1.7 植物和动物...............................................................................................................................89

4.1.8 自然资源...................................................................................................................................89

4.2 环境保护目标调查............................................................................................................................89

4.2.1 特殊环境保护目标....................................................................................................................89

4.2.2 饮用水源保护区.......................................................................................................................91

4.3 环境质量现状调查与评价................................................................................................................93

4.3.1 大气环境质量现状调查............................................................................................................93

4.3.2 地表水环境质量现状调查........................................................................................................98

4.3.3 地下水环境质量现状调查......................................................................................................104

4.3.4 声环境质量现状调查..............................................................................................................118

4.3.5 土壤环境质量现状..................................................................................................................121

5 施工期环境影响分析...................................................................................................................... 125

5.1 施工期大气环境影响分析及防治措施..........................................................................................126

5.1.1 施工期大气影响分析..............................................................................................................126

3

5.1.2 施工期废气控制措施..............................................................................................................128

5.2 施工期水环境影响分析及措施......................................................................................................130

5.2.1 施工期废水影响分析..............................................................................................................130

5.2.2 施工废水防治措施..................................................................................................................131

5.3 施工期声环境影响分析..................................................................................................................132

5.3.1 施工噪声影响分析..................................................................................................................132

5.3.2 施工噪声防治措施..................................................................................................................133

5.4 施工期固体废弃物影响分析及防治措施......................................................................................135

5.4.1 施工固体废物影响分析..........................................................................................................135

5.4.2 施工固体废物防治措施..........................................................................................................135

5.5 施工期生态环境影响分析及措施..................................................................................................136

5.5.1 施工期生态环境影响分析......................................................................................................136

5.5.2 施工期生态环境影响减缓措施..............................................................................................137

6 营运期环境影响预测与评价........................................................................................................... 138

6.1 大气环境影响预测与评价..............................................................................................................138

6.1.1 气象资料分析.........................................................................................................................138

6.1.2 环境空气影响分析..................................................................................................................140

6.1.3 大气环境防护距离的确定......................................................................................................142

6.1.4 卫生防护距离的确定..............................................................................................................143

6.1.5小结.........................................................................................................................................146

6.2 水环境影响分析与评价..................................................................................................................146

6.2.1 本项目废水排放情况..............................................................................................................146

6.2.2 废水排放依托厂区内低浓度污水处理场的可行性...............................................................146

6.2.3炼油厂区内低浓度污水处理场介绍......................................................................................147

6.2.4地表水环境影响分析..............................................................................................................149

6.3 地下水环境影响预测与评价..........................................................................................................149

6.3.1 区域地质构造.........................................................................................................................149

6.3.2 区域地层岩性.........................................................................................................................155

6.3.3 区域水文地质条件..................................................................................................................158

6.3.4 评价区水文地质条件..............................................................................................................172

6.3.5 地下水环境影响预测与评价..................................................................................................176

6.3.6小结.........................................................................................................................................182

4

6.4 噪声环境影响分析..........................................................................................................................183

6.4.1 噪声源的确定.........................................................................................................................183

6.4.2 预测内容及预测模式的选用..................................................................................................183

6.4.3 评价点的确定.........................................................................................................................184

6.4.4 噪声环境影响预测与评价......................................................................................................184

6.5 固体废物产生状况及分析..............................................................................................................185

6.6 生态环境影响分析..........................................................................................................................185

6.7 土壤环境影响分析..........................................................................................................................186

7 环境风险评价................................................................................................................................. 187

7.1 总则.................................................................................................................................................187

7.2 评价目的.........................................................................................................................................187

7.3 评价内容.........................................................................................................................................188

7.4 风险识别.........................................................................................................................................188

7.4.1 物质危险性识别.....................................................................................................................188

7.4.2 生产设施风险识别..................................................................................................................198

7.5 评价等级和评价范围......................................................................................................................199

7.5.1 评价范围.................................................................................................................................199

7.5.2 环境敏感点排查.....................................................................................................................199

7.6 源项分析.........................................................................................................................................200

7.6.1同类项目事故统计资料..........................................................................................................200

7.6.2最大可信事故及其源项分析..................................................................................................202

7.7 后果计算.........................................................................................................................................206

7.7.1火灾爆炸危害.........................................................................................................................206

7.7.2 地表水环境风险事故分析......................................................................................................211

7.7.3 项目对周边装置的影响分析..................................................................................................213

7.8 风险计算和评价..............................................................................................................................213

7.8.1 风险评价原则.........................................................................................................................214

7.8.2 风险计算方法.........................................................................................................................214

7.8.3 风险值.....................................................................................................................................215

7.8.4 风险可接受水平.....................................................................................................................215

7.9 风险管理.........................................................................................................................................216

7.9.1 大气风险减缓措施..................................................................................................................216

5

7.9.2 水环境减缓措施.....................................................................................................................217

7.9.3 风险投资.................................................................................................................................223

7.9.4 风险应急措施及应急预案......................................................................................................224

7.10 风险评价结论...............................................................................................................................229

8 环境保护措施及其可行性论证.......................................................................................................230

8.1 大气污染防治措施..........................................................................................................................230

8.1.1 大气污染防治措施技术可行性分析......................................................................................230

8.1.2 大气污染防治措施经济可行性论证......................................................................................234

8.2 废水污染防治措施..........................................................................................................................234

8.2.1 废水污染防治措施技术可行性分析......................................................................................234

8.2.2 废水水治理措施经济可行性论证..........................................................................................236

8.3 地下水污染防治措施及可行性分析..............................................................................................236

8.3.1 地下水污染防控原则..............................................................................................................236

8.3.2 地下水污染防控措施..............................................................................................................237

8.3.3 地下水治理措施经济可行性论证..........................................................................................238

8.4 噪声污染防治措施..........................................................................................................................238

8.4.1 噪声治理措施技术可行性论证..............................................................................................239

8.4.2 噪声治理措施经济可行性论证..............................................................................................239

8.5 固体废物污染防治措施..................................................................................................................239

8.5.1 固体废物污染防治措施技术可行性论证..............................................................................239

8.5.2 固体废物污染防治措施经济可行性论证..............................................................................240

9 环境影响经济损益分析................................................................................................................... 241

9.1 项目环保投资.................................................................................................................................241

9.2 社会经济效益分析.........................................................................................................................241

9.3 环境经济损失分析.........................................................................................................................242

9.4 环境经济损益综合评价..................................................................................................................244

10 环境管理与环境监测.................................................................................................................... 245

10.1 目的...............................................................................................................................................245

10.2 环境管理.......................................................................................................................................245

10.2.1 环境管理机构设置................................................................................................................245

6

10.2.2 环境管理机构职责................................................................................................................245

10.2.3 环境管理制度.......................................................................................................................246

10.2.4 环境管理措施.......................................................................................................................247

10.3 环境监测.......................................................................................................................................249

10.3.1 环境监测机构.......................................................................................................................249

10.3.2日常环境监测计划................................................................................................................250

10.3.3应急监测...............................................................................................................................252

10.3.4“三同时”验收监测..............................................................................................................254

10.4 总量控制指标...............................................................................................................................256

10.5小结...............................................................................................................................................257

11 环境影响评价结论........................................................................................................................ 258

11.1 项目概况.......................................................................................................................................258

11.2 工程分析.......................................................................................................................................258

11.3 环境现状及影响评价....................................................................................................................259

11.3.1 大气环境现状及影响评价....................................................................................................259

11.3.2 地表水环境现状及影响评价................................................................................................259

11.3.3 地下水环境现状与评价........................................................................................................260

11.3.4 声环境现状及影响评价........................................................................................................260

11.3.5 土壤环境现状及影响评价....................................................................................................261

11.3.6 固体废物影响分析................................................................................................................261

11.3.7 生态环境影响分析................................................................................................................261

11.4 环境风险评价................................................................................................................................261

11.5 环境保护措施................................................................................................................................262

11.5.1 大气治理措施........................................................................................................................262

11.5.2 废水治理措施........................................................................................................................263

11.5.3 噪声治理措施........................................................................................................................263

11.5.4 固废治理措施........................................................................................................................263

11.5.5 地下水防渗措施....................................................................................................................264

11.6 环境影响经济损益分析................................................................................................................264

11.7 环境管理与监测计划....................................................................................................................264

11.8 公众参与调查结论........................................................................................................................264

11.9 项目总结论....................................................................................................................................265

7

附件一、以新带老 50 万吨/年正异构分离装置环评报告书批复......................................................267

附件二、中国石油化工股份有限公司茂名分公司（炼油部分）排污许可证（节选）.................269

附件三、环境质量现状监测报告........................................................................................................272

附件四、中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置环境影响报告书专家评审意见...............................................................................................................................273

附件五、专家评审意见修改回应表....................................................................................................279

附件六、环评报批稿核稿意见............................................................................................................280

8

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置

1 概述1.1 项目概况

中国石油化工股份有限公司茂名分公司（以下简称“茂名石化”）目前原油加工能力 1800 万吨/年，乙烯生产能力 100 万吨/年，拥有动力、港口、铁路运输、原油和成品油输送管道、30 万吨级单点系泊海上原油接卸系统等，是我国首家炼油加工能力达到千万吨级的炼化企业，现在已成为燃料 -润滑油型的大型炼油厂。炼油厂占地约 4 平方公里，固定资产原值 115亿元。港口目前有 3

万吨级、1 万吨级、3千吨级成品油码头，3千吨级液体化工码头，还有 2 万吨级杂货码头。

茂名石化可生产汽油、煤油、柴油、化工轻油、溶剂油、苯类、高等级道路沥青、液化气、石蜡、硫磺、石油焦、润滑油基础油等 90多个石油产品。目前生产的车用汽油及车用柴油已全部达到国Ⅴ及以上标准。

茂名石化委托广东环科技术咨询有限公司于 2016 年 12月编制的《中国石油化工股份有限公司茂名分公司轻石脑油正异构分离装置环境影响报告书》，于 2017 年 2月 4日取得《茂名市环境保护局关于中国石油化工股份有限公司茂名分公司轻石脑油正异构分离装置环境影响报告书的批复》（茂环审 [2017]3

号）。该装置设计规模 50 万吨/年，原料为重整装置的轻石脑油，产品为异戊烷和 C5+。根据茂名石化发展规划，计划建设一套 100 万吨/年 C5、C6 正异构吸附分离

装置（以下简称“本项目”），本项目原料为重整装置的轻石脑油，产品方案为年产 42.94 万吨正构烷烃作为蒸汽裂解制乙烯的原料，可以减少乙烯装置生产成本；年产 57.06 万吨异构烷烃含有较高的辛烷值，作为优良的清洁汽油调合组分，可进一步提高汽油品质，增加 92#国 VI汽油及 95#国 VI汽油产量。根据中国石油化工股份有限公司总部相关部门要求 50 万吨/年轻石脑油正

1


异构分离项目必须建设，100 万吨/年 C5、C6 正异构吸附分离项目最大限度利旧原项目的相关设备，按照可研，本项目抽余液塔以及抽出液塔利旧 50 万吨/年轻石脑油正异构分离装置的两塔，在两个项目过渡期间茂名石化采用加大外购高辛烷值组分的方法，满足国Ⅵ成品油质量升级的需求。根据施工进度计划，50 万吨/年正异构分离装置于 2018 年 11月份进行基础

结构施工及土方开挖，计划于 2019 年 5月份完工，并进行投料试车。根据施工进度计划，本项目 100 万吨 C5、C6 正异构吸附分离装置计划于 2019 年 4月份开工，计划于 2019 年 11月完工，由于本项目 100 万吨 C5、C6 正异构吸附分离装置在 50 万吨/年正异构分离装置原址上进行建设，不动火施工不影响 50 万吨/年正异构分离装置正常生产，动火施工 50 万吨/年正异构分离装置停止生产。按照全厂总工艺流程 50 万吨 /年轻石脑油正异构分离装置停工，100 万吨 /年C5、C6 正异构吸附分离装置投产。

本项目位于茂名市河西工业区中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油厂区内，原料来源于茂名石化现有 2套重整装置，1#重整装置为 120 万吨/年连续重整装置，于 2007 年通过原国家环保总局竣工环保验收（环验[2007]290

号），每年产出轻石脑油约 40.33 万吨；2#重整装置为 150 万吨/年连续重整装置，于 2017 年 2月 4日通过茂名市环境保护局环评批复（茂环审[2017]3号），每年产出轻石脑油约 54.22 万吨。1.2 项目的特点

1、本项目属油品升级项目。按照国务院部署实施蓝天保卫战三年行动计划，将从六个方面发力机动车污染防治，其中第六个是“积极推动燃油品质升级”。按照国务院部署，2019 年 1月 1日起，汽、柴油执行国Ⅵ（国六）标准，本项目属油品升级项目，产品方案中异构烷烃含有较高的辛烷值，可作为优良的清洁汽油调合组分，可进一步提高汽油品质，增加 92#国 VI汽油及 95#国 VI汽油产量；产品方案中正构烷烃作为蒸汽裂解制乙烯的原料，可以减少乙烯装置生产成本。

2


2、本项目采用吸附分离工艺属物理反应。吸附分离技术是为提高资源利用效率、改善产品结构、提高汽油前端辛烷值而开发的工艺技术，用于分离正异构烷烃，在获得高辛烷值汽油调和组分的同时提供优质乙烯裂解原料。轻石脑油构架中的碳骨架结构是直链结构，没有其他碳支链的是正构体，碳骨架结构含有碳支链的是异构体，本项目采用物理吸附分离技术，轻石脑油在固态吸附剂（RAN-520 型分子筛）的作用下，正构烷烃被吸附在吸附剂上，通过解吸剂（正壬烷）解吸生成含正构烷烃的抽出液，抽出液通过冷凝分离出正构烷烃，经吸附后含异构烷烃的抽余液通过冷凝分离出异构烷烃。

3、项目新建氮封内浮顶储罐 2座，储存介质为解吸剂（正壬烷），罐容分别为 1650m3[φ13×13.5（m）]、500m3[φ8×11.28（m）]，储罐储存解吸剂，运行中产生的挥发油气和用于氮封的氮气，通过罐顶气相线连通总管，与装车、卸车产生的油气汇集在一起，送至新建一套 200m3 油气回收设施进行处理后通过15m高排气筒排放，油气回收设施采用低温冷凝+吸附处理的工艺技术。油气回收设施排放非甲烷总烃排放浓度和处理效率执行《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)中表 4 大气污染物特别排放限值。1.3 环评工作过程根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价

法》及《国务院关于修改<建设项目环境保护管理条例>的决定》（国务院令第682号）有关规定，需要对本项目进行环境影响评价。按照《建设项目环境影响评价分类管理名录》（生态环境部第 1号令修改），本项目属于十四、石油加工、炼焦业，需编制环境影响报告书。据此，茂名石化委托广东环科技术咨询有限公司承担本项目的环境影响评价工作。接受委托后广东环科技术咨询有限公司组成评价组，利用本土服务企业的地域优势，多次赴项目所在厂区，进行了实地勘察、收集资料，在相关单位的密切配合下，依照《环境影响评价技术导则》等技术规范要求，开展本项目的环境影响评价工作，通过环境影响评价，了解该项目建设前的环境现状，预测项目建成后对周围环境的影响程度和

3


范围，并提出防治污染和减缓项目建设对周围环境影响的可行措施，为建设项目的工程设计、施工和项目建成后的环境管理提供依据。根据《建设项目环境影响评价技术导则总纲》（HJ2.1-2016），本次环境

影响评工作分三个阶段进行，具体流程见图 1.3.1。第一阶段（准备阶段）：接受项目建设单位委托，研究相关法律及规划，

进行初步工程分析和现场勘察，识别评价因子，确定评价重点、工作等级、评价范围和环境敏感目标，发布第一次环境影响信息公示。第二阶段（正式工作阶段）：项目所在区域环境现状监测和评价，工程分

析，各专题环境影响预测评价。第三阶段（报告书编制阶段）：对项目环保措施进行技术经济论证，给出

污染物排放清单，提出环境管理及监测计划，明确项目环境可行性结论，发布第二次环境影响评价信息公告，形成报告书送审稿。

4


图 1.3.1 建设项目环境影响评价工作程序图1.4 关注的主要环境问题及环境影响

（1）废气。本工程主要的大气污染物为非甲烷总烃NMHC，它来源于储罐储存过程中蒸发静置损失（即小呼吸）和接收物料过程中产生的工作损失（即大呼吸）；装卸车作业过程中挥发的油气；生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中因跑、冒、滴、漏逸散到大气中的油气，防治措施为储罐采用氮封保护，罐内排出的气体收集至油气回收设施进行回收处理；管道输送均采用密闭输送，装卸车鹤管选用密闭下部装卸车鹤管，作业过程中挥发的油气收集至油气回收设施进行回收处理。开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统

5


紧急放空排放的含烃气体，全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回收利用，回收不完则通过火炬燃烧处理。

2）废水。本项目产生的污水主要有含油污水（机泵冷却水、地面冲洗水、设备清洗水、回流罐排放含油污水）及初期雨水，它们进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用，不外排。

（3）噪声。本项目的噪声源主要为各类机泵、空冷器风机等设备工作产生的机械噪声，通过选用低噪声设备，采取消声、隔声、减振措施进行降噪。

（4）固体废物。本项目产生的固体废物有 RAN-520 型废分子筛（危险废物，编号HW06）交有相应危险废物资质单位处置；油气回收设施产生的废活性炭（危险废物，编号HW06）交有相应危险废物资质单位处置。

（5）环境风险。主要来源于储罐泄露、火灾、爆炸等引发的环境污染风险。通过制定环境应急预案，落实环境风险防范措施。1.5 主要评价结论

本项目属油品升级项目，符合《产业结构调整指导目录（2011 年本）》（2013 年修正）中第一类鼓励类的“十一、石化化工”。本项目的建设符合国家发展和改革委员会《产业结构调整指导目录 (2011 年本)(2013 年修正)》、《广东省主体功能区产业准入负面清单》（2018 年本）、《广东省环境保护规划纲要(2006－2020 年)》、《广东省环境保护“十三五”规划》、《粤西地区环境保护规划》（2011-2020）、《广东省主体功能区规划》、《茂名市城市总体规划（2008-2020）》、《茂名市环境保护规划（2006-2020）》、《茂名市河西石化工业区发展规划（控制性详细规划）》等相关要求。

公众参与调查结果表明：本项目的建设，得到了所在地受访群众的赞同和支持。

评价认为：在认真落实各项环保措施的前提下，本项目的建设和运营对外环境的影响很小，处于可接受范围；在加强环境风险防范、完备环境应急预案的情况下，本项目运营期的环境风险可得到有效控制。从环境保护角度考察，

6


本项目是可行的。

7


2 总则2.1 编制依据

2.1.1 国家法律、法规1、《中华人民共和国环境保护法》，2015 年 1月 1日起施行；2、《中华人民共和国环境影响评价法》，2016 年 9月 1日起实施；3、《中华人民共和国大气污染防治法》，2016 年 1月 1日起实施；4、《中华人民共和国水污染防治法》，2018 年 1月 1日起实施；5、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，1996 年 10月 29日；6、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2016 年 11月 7日修正；7、《中华人民共和国水土保持法》，2011 年 3月 1日实施；8、《中华人民共和国清洁生产促进法(最新修正本)》，2012 年 3月；9、《中华人民共和国循环经济促进法》（2009 年 1月 1日施行）；10、《国务院关于修改<建设项目环境保护管理条例>的决定》（国务院令第 682号）2017 年 10月 1日起施行；

11、《建设项目环境影响评价分类管理名录》（生态环境部第 1号令），2018 年 4月 28日起施行；

12、《产业结构调整指导目录（2011 年本）(2013 年修正)》，国家发展和改革委员会令第 21号，2013 年 2月；

13、《危险化学品安全管理条例(2011 年修订)》（2011 年 12月 1日实施）；

14、《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，环发〔2012〕77号；

15、《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》（环发〔2012〕98号，2012 年 8月 8日）；

8


16、《产业结构调整指导目录》（2011 年版，2013 年修正）；17、《国家危险废物名录》，环境保护部令第 39号，2016 年 8月 1日起实施；

18、《危险化学品目录》（2015版），2016 年 3月 1日起实施；19、《挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策》（环境保护部公告

2013 年第 31号）；20、关于印发《重点行业挥发性有机物削减行动计划》的通知（工信部联节〔2016〕217号）。

21、《关于做好环境影响评价制度与排污许可制衔接相关工作的通知》(环办环评[2017]84号)。

2.1.2 地方法规、文件1、《广东省环境保护条例》（2015 年 7月 1日起施行）；2、《广东省建设项目环境保护管理条例》（2012 年 7月修正版）；3、《关于发布广东省保护厅审批环境影响评价文件的建设项目名录

（2015 年本）的通知》（粵环[2015]41号）；4、《广东省固体废物污染环境防治条例》（广东省第十届人民代表大会

常务委员会公告（第 25号），2012 年 7月 26日）；5、《广东省重金属污染防治工作实施方案》（粤环发[2010]20号）；6、《广东省地表水环境功能区划》（粵府函[2011]29号文）；7、《广东省地下水功能区划》（粵水资源[2009]19号）；8、《广东省环境保护规划（纲要）（2006-2020）》；9、《广东省饮用水源水质保护条例》（2010 年修正本）；10、《关于进一步明确危险废物管理有关问题的通知》（粵环[2007]79

号文）；11、广东省环境保护厅关于印发南粤水更清行动计划（修订本）

9


（2017—2020 年）的通知（粤环[2017]28号）；12、《广东人民政府关于印发〈广东省大气污染防治行动方案（2014-

2017）>的通知》（粵府[2014]6号）；13、《广东省环境保护厅关于印发广东省环境保护“十三五”规划的通知》（粤环[2016]51号）；

14、《广东省地下水功能区划》，2009 年 8月；15、《关于印发广东省主体功能区规划的配套环保政策的通知》（粤

环〔2014〕7号）；16、《广东省主体功能区产业准入负面清单》（2018 年本），广东省发展和改革委员会；

17、《广东省环境保护厅关于进一步提升危险废物处理处置能力的通知》（粵环[2015]26号）；

18、《广东省环境保护厅<关于印发小东江流域水环境综合整治方案（2015-2020 年）>的通知》（粤环〔2015〕60号）；

19、《广东省主体功能区规划》（广东省人民政府 2012 年 9月）；20、《广东省禁止开发区域名录》；21、《粵西地区环境保护规划（2011-2020）》；22、《茂名市土地利用总体规划（2006-2020 年）》；23、《茂名市城市总体规划（2011-2035 年）》；24、《茂名市环境保护规划（2006-2020 年）》；25、调整《茂名市环境噪声适用区划分》的复函（茂府办函[1999]32

号），26、《茂名市环境空气质量功能区划分》（茂府办函[1999]115号）。

2.1.3 技术标准、规范1、《环境影响评价技术导则总纲》（HJ2.1-2016）；

10


2、《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）；3、《环境影响评价技术导则地面水环境》（HJ/T2.3-93）；4、《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）；5、《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2011）；6、《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4—2009）；7、《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）；8、《环境影响评价技术导则石油化工建设项目》（HJ/T89-2003）；9、《化工建设项目环境保护设计规范》（GB50483-2009）；10、《清洁生产标准石油炼制业》（HJ/T125-2003）；11、《地下水环境监测技术规范》（HJ/T164-2004）；12、《突发环境事件应急监测技术规范》（HJ589-2010）；13、《污染源源强核算技术指南石油炼制工业》（HJ982-2018）；14、《排污单位自行监测技术指南石油化学工业》（HJ947-2018）15、《上海市工业企业挥发性有机物排放量通用计算方法》（试行）、《排污许可证申请与核发技术规范石化工业》（HJ853-2017）；

16、《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）（2013 年 6月8日修订）；

17、《关于<水泥包装袋>等 1077 项强制性国家标准转化为推荐性国家标准的公告》（国家质检总局、国家标准委 2017 年第 7号）2017 年 3

月 23日。2.1.4 其它依据

1、《中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5C6 吸附分离装置可行性研究报告》，中国石化工程建设有限公司，2018 年 1月；

2、《中国石油化工股份有限公司茂名分公司轻石脑油正异构分离环境影响报告书》，广东环科技术咨询有限公司，2016 年 12月；

11


3、中国石油化工股份有限公司茂名分公司提供的其它有关资料。2.2 环境影响识别与评价因子

2.2.1 环境影响识别本项目属于新建项目，项目对环境的影响，根据其特征可以分为施工期环

境影响和运营期环境影响两部分。施工期环境影响识别主要针对基础施工过程和设备安装过程对各环境要素

的影响，环境影响主要表现为施工扬尘、含泥污水、施工建筑垃圾和噪声对环境的影响。

运营期环境影响识别主要分 100 万吨/年 C5、C6 正异构吸附分离装置、储罐区、新鲜解吸剂汽车装卸设施、油气回收设施、火炬管网及火炬区域对各环境要素的影响。本项目环境影响识别见表 2.2-1。

12


表 2.2-1 环境影响因素识别表项目污染因子

施工期营运期基础施工、

设备安装100 万吨/年 C5、C6 正

异构吸附分离装置储罐区新鲜解吸剂汽车装卸设施油气回收设施火炬管网及火炬

大气环境

TSP 扬尘

非甲烷总烃生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中因跑、冒、滴、漏逸散到

大气中的油气

储罐储存过程中蒸发静置损失和接收物料过程中产生的工作损失挥发

的油气

装卸车作业过程中挥发的油

气

储罐储存过程及装卸车作业过程中挥发的油

气，收集至油气回收设施进行回收，经冷凝+吸附分离后由 15米高

排气筒排放

开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体，全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回收利用，回收不完则通

过火炬燃烧处理水环

境SS 含泥污水

石油类、CODCr

机泵冷却水、地面冲洗水、设备清洗水、回流罐排放含油污水

机泵冷却水、地面冲洗水、

设备清洗水机泵冷却水、地面冲洗水、

设备清洗水固体废物

危险废物（HW06）

RAN-520 型废分子筛交有相应危险废物资质

单位处置废活性炭交有相应危险

废物资质单位处置一般固废建筑垃圾

声环境等效A 声级施工机械噪

声机泵、空冷器风机等设备工作产生的机械噪声

机泵工作产生的机械噪声

机泵工作产生的机械噪声

环境风险

非甲烷总烃、石油类泄漏一氧化碳爆炸

13


2.2.2 评价因子筛选根据工程分析和环境影响要素识别，环境空气、地下水、噪声、土壤的现

状评价因子、环境影响评价因子等见表 2.2-2。表 2.2-2 环境影响评价因子表

类别现状评价因子施工期影响评价因子

运营期影响评价因子

总量控制因子

环境空气二氧化硫（SO2）、二氧化氮

（NO2）、可吸入颗粒物（PM10。）、总悬浮颗粒物

（TSP）、非甲烷总烃、TVOC

TSP 非甲烷总烃 VOCs

地表水水

温、pH、CODCr、BOD5、DO、氨氮、TP、石油类、挥发酚、硫

化物共 10 项SS CODCr、石油

类 /

地下水

水质类型：K

+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HC

O3-、Cl-、SO4

2-；常规因子：pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发

性酚类、氰化物、砷、汞、铬（六价）、总硬度、铅、氟、镉、铁、锰、溶解性总固体、高

锰酸盐指数、石油类

/ 石油类 /

噪声 LAeq LAeq LAeq /

土壤 pH、镉、汞、砷、铜、铅、锌、镍、六六六、滴滴涕、总石油烃 / / /

固废 / 建筑垃圾一般固体废物、危险废

物/

环境风险 / / 石油类、一氧化碳 CO

/

2.3 区域环境功能属性本报告中根据《广东省地表水环境功能区划》（粤府函 [2011]29号）、

《广东省地下水功能规划》（粤水资源[2009]19号）、《茂名市环境空气质量功能区划分》（茂府办函[1999]115号）、《茂名市城市总体规划（2011-2035

年）》、《茂名市环境保护规划（2006-2020 年）》等规划和相关资料对本项目14


所在区域的环境功能区属性进行确定。本项目所在区域的环境功能属性汇总表见表 2.3-1。

15


表 2.3-1 本项目周围区域环境功能属性编号项目功能属性

1 水环境功能区小东江钟鼓渡至乌石闸河段及其支流白沙河公馆镇以下河段执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）IV 类水

质标准。2 地下水环境功能区粤西桂南沿海诸河茂名城区地下水水源涵养区，《地下水

质量标准》（GBT14848-1993）III 类3 环境空气质量功能区《环境空气质量标准》（GB3095-2012）三类区（已全部并

入二类区）4 声功能区《声环境质量标准》（GB3096-2008）3 类、4a 类声环境功

能区5 生态功能区茂名市生态分级控制规划，集约利用区6 是否农田基本保护区否7

是否森林公园是否生态功能保护区否

8 是否重点文物保护单位否9 是否水库库区否

10 是否风景保护区否11 是否人口密集区是12 是否水土流失重点防治区否13 是否饮用水源保护区否14 是否属于生态敏感与脆弱区否

2.3.1 地表水功能区划2.3.1.1 项目所在区域的地表水环境功能区

本项目所在地区的主要水体为小东江及其支流白沙河，小东江属于鉴江水系。根据《广东省地表水环境功能区划》（粤府函[2011]29号）、《茂名市环境保护规划（2006-2020 年）》，小东江钟鼓渡以上河段及其支流白沙河公馆镇以上河段水质目标为《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）III 类水质标准，水体功能为工农业用水。小东江钟鼓渡至乌石闸河段及其支流白沙河公馆镇以下河段水质目标为《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）IV 类水质，水体功能为工农业用水。乌石闸至茂名吴川交界石碧断面水质目标按照《广东省环境保护厅关于印

16


发小东江流域水环境综合整治方案（2015-2020年）的通知》（粤环[2015]60

号），到 2020 年底，小东江石碧断面水质达到地表水Ⅳ类标准。本项目所在地位于茂名石化炼油厂区内，厂区总排口位于小东江钟鼓渡至

乌石闸河段（IV 类）。纳污河流小东江其支流白沙河茂名境内各河段的水体功能及基本情况如表 2.3-2所示，如图 2.3-1、图 2.3-2所示。

表 2.3-2 茂名市境内小东江和白沙河各河段环境功能一览表水体起点终点长度

（km）水质目标

现状功能主导功能备注

小东江

高州北酒钟鼓渡 8 Ⅲ 工农工、农业用水区

钟鼓渡茂名乌石闸 18 Ⅳ 工农工、农业用水区

茂名乌石闸

茂名吴川交界

石碧3 Ⅳ 工农工、农业用水区

白沙河

高州周村

茂南公馆镇 7 Ⅲ 工农工、农业用水区又名公馆河

茂南公馆镇

茂南小东江口 8 Ⅳ 工农工、农业用水区又名公馆河

17


图 2.3-1 本项目所在区域地表水环境功能区划示意图

18


19


图 2.3-2 本项目所在区域地表水环境功能区划（项目周边）

20


2.3.2 地下水环境功能区划根据《广东省地下水功能区划》（粤水资源[2009]19号），本项目地下水

所属区域为粤西桂南沿海诸河茂名城区地下水水源涵养区，水质目标为Ⅲ类，具体见图 2.3-3。

2.3.3 大气环境功能区划根据《茂名市环境空气质量功能区划分》（茂府办函[1999]115号），本项

目大气环境所属区域为环境空气三类功能区，但根据《环境空气质量标准》GB3095-2012，现也按二类区执行，具体见图 2.3-4。

21


22


图 2.3-3 本项目所在区域的地下水功能区划图

23


图 2.3-4 本项目所在区域大气环境功能区划图

24


2.3.4 声环境功能区划根据《茂名市环境噪声适用区划分》（茂府办函[1999]32号），本项目茂

名市河西工业集中区内，该区域划属于《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的 3 类声环境功能区；南面厂界与油城二路相邻，油城二路是茂名的交通干线，道路两侧属于《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的 4a 类声环境功能区。

图 2.3-5 茂名市环境噪声适用区分布图2.3.5 生态环境功能区划根据《广东省环境保护规划纲要》（2006-2020 年）及《茂名市土地利用总

体规划（2006-2020 年）》等相关规划。项目位于工业区，所在地位于集约利用区，具体见图 2.3-6。

25


图 2.3-6 茂名市生态分级控制区划图

26


2.4 评价执行的标准2.4.1 环境质量执行标准

（1）《环境空气质量标准》（GB3095-2012）；（2）《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）；（3）《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）；（4）《声环境质量标准》（GB3096-2008）；（5）《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准》（ GB36600-

2018）；（6）《大气污染物综合排放标准详解》（国家环境保护局科技标准司）。2.4.1.1 大气环境根据《茂名市环境保护规划（2006-2020 年）》，本项目所在地为河西工业

集中区，为环境空气质量三类功能区。而《环境空气质量标准》（ GB3095-

2012）中，将三类区并入二类区，因此，本项目常规因子大气环境质量标准执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准；特征因子非甲烷总烃参照中国环境科学出版社出版的国家环境保护局科技标准司的《大气污染物综合排放标准详解》推荐值执行。具体标准限值见表 2.4-1。

表 2.4-1 大气环境质量标准限值项目类型项目取值时间浓度限

值单位标准来源常规项目

二氧化硫（SO2）

24小时平均1小时平均 150

500μg/Nm3 《环境空气质量标准》

（GB3095-2012）二级标准二氧化氮

（NO2）24小时平均1小时平均 80

200

臭氧（O3）日最大 8小时平

均1小时平均

160200

颗粒物（粒径小于等于

24小时平均 150

27


10μm）（PM10）颗粒物（粒径小于等于2.5μm）

PM2.5

24小时平均 75

特征因子非甲烷总烃 1小时平均 2.0 mg/

Nm3参照《大气污染物综合排放标准详解》推荐值

2.4.1.2 地表水环境根据《广东省地表水环境功能区划》（粤府函[2011]29号），项目纳污水

体小东江，钟鼓渡以上河段与乌石闸以下河段划分为Ⅲ类水体功能区；位于两河段之间的城区河段及其支流白沙河公馆镇以下河段划为Ⅳ类水体功能区，相应执行《地表水环境质量标准》(GB3838－2002) 中“表 1 地表水环境质量标准基本项目标准限值”Ⅲ类/Ⅳ 类标准，具体见表 2.4-2。

表 2.4-2 地表水环境质量标准（单位：mg/L，pH 值除外）污染物 III 类标准 IV 类标准

pH值（无量纲） 6-9 6-9

DO≥ 5 3

水温（℃）人为造成的环境水温变化应限制在：周平均最大温升≤1;周

平均最大温降≤2;

人为造成的环境水温变化应限制在：周平均最大温升≤1;周

平均最大温降≤2;化学需氧量≤ 20 30

五日生化需氧量≤ 4 6

氨氮≤ 1.0 1.5

总氮（以 N计）≤ 1.0 1.5

总磷（以 P计）≤ 0.2 0.3

石油类≤ 0.05 0.5

阴离子表面活性剂≤ 0.2 0.3

高锰酸盐指数≤ 6 10

挥发酚≤ 0.005 0.01

硫化物≤ 0.2 0.5

氟化物≤ 1.0 1.5

砷≤ 0.05 0.1

汞≤ 0.0001 0.001

六价铬≤ 0.05 0.05

28


镉≤ 0.005 0.005

锌≤ 1.0 2.0

铅≤ 0.05 0.05

2.4.1.3 地下水环境根据《广东省地下水功能区划》（粤水资源[2009]19号），本项目地下水

所属区域为粤西桂南沿海诸河茂名城区地下水水源涵养区，水质目标为Ⅲ类，执行《地下水质量标准》(GB/T14848-2017）中的 III 类水质标准，其中石油类参照《地表水环境质量标准》(GB3838－2002) III 类水质标准，具体标准值见下表 2.4-3。

表 2.4-3 地下水质量标准项目类别标准值：III 类

浑浊度(度） ≤3

pH 6.5〜8.5

总硬度（以 CaCO3计）（mg/L） ≤450

硫酸盐(mg/L） ≤250

氯化物(mg/L） ≤250

氰化物(mg/L） ≤0.05

高锰酸盐指数(mg/L） ≤3.0

氨氮（mg/L） ≤0.50

硝酸盐（mg/L） ≤20.0

亚硝酸盐（mg/L） ≤1.00

挥发酚（mg/L） ≤0.002

阴离子合成洗涤剂（mg/L） ≤0.3

石油类(mg/L） ≤0.05

镉(mg/L） ≤0.005

铅(mg/L） ≤0.01

Cr6+ (mg/L） ≤0.05

锌(mg/L） ≤1.00

砷（mg/L） ≤0.01

汞（mg/L） ≤0.001

总大肠菌群(MPN/100ml或 CFU/100ml） ≤3.0

29


2.4.1.4 声环境根据《茂名市环境噪声适用区划分》（茂府办函[1999]32号），项目位于

茂名市河西工业集中区内，该区域划为 3 类区（工业区），执行 GB3096-

2008《声环境质量标准》3 类标准。南面厂界与油城二路相邻，油城二路是茂名的交通干线，执行 4a 类标准。具体标准限值见下表。

表 2.4-4 声环境质量标准（单位：dB(A））类别昼间夜间备注

3 65 55 《声环境质量标准》(GB3096-2008)4a 70 55

2.4.1.5 土壤环境本项目所在位置为茂名河西工业集中区内，为污染物容量较大的高背景值

土壤，土壤质量要求为基本上对植物和环境不造成危害和污染，属于 III 类土壤环境，土壤环境执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）中的第二类用地筛选值，标准值见下表 2.4-5所示。

表 2.4-5 土壤环境质量标准值（第二类用地筛选值，单位：mg/kg）污染物镉铬（六

价）汞砷铜铅镍标准值 65 5.7 38 60 18000 800 900

污染物 α六六六滴滴涕苯石油烃（C10-C40）标准值 0.3 6.7 4 4500

2.4.2 污染物排放和控制标准（1）《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570-2015）；（2）《广东省水污染物排放限值》（DB44/26-2001）；（3）《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）；（4）《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）；（5）《危险废物贮存污染控制标准》（GB18596－2001）及其修改单标准；

30


（6）《广东省环境保护厅关于钢铁、石化、水泥行业执行大气污染物特别排放限值的公告》（粤环发[2018]8号）。

2.4.2.1 大气污染物排放标准按《广东省环境保护厅关于钢铁、石化、水泥行业执行大气污染物特别排

放限值的公告》（粤环发[2018]8号），自 2018 年 9月 1日起，本项目执行大气污染物特别排放限值。因此，本项目厂界无组织排放的非甲烷总烃执行《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)中表 5企业边界大气污染物浓度限值，油气回收设施非甲烷总烃排放浓度和处理效率执行《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)中表 4 大气污染物特别排放限值。具体标准限值见下表。

31


表 2.4-6 大气污染物排放标准限值项目污染源类

型污染物标准值(mg/m3) 备注

本项目实施后场界无组织排放

无组织排放

非甲烷总烃 4.0

《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)中表 5

油气回收处理装置

有组织排放，排放筒高度不低于 15m

非甲烷总烃 ≤120 《石油炼制工业污染物排放标

准》(GB 31570-2015)中表 4去除效率（%） ≥97

2.4.2.2 水污染物排放标准本项目的含油污水、初期雨水，排至全厂现有 1200t/h低浓度污水处理场，

经处理后回用于循环水场用水等，不外排，炼油厂总排污口水污染物排放执行《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)中表 1 规定的水污染物直接排放限值及《广东省水污染物排放限值》（DB44/26-2001）第二时段二级标准较严者。具体标准限值见下表。

表 2.4-7 废水污染物排放标准限值（节选）单位：mg/L（pH值除外）

序号污染物项目《石油炼制工业污

染物排放标准》(GB31570-2015)中表

1直接排放限值

《广东省水污染物排放限值》

（DB44/26-2001）第二时段二级标准

炼油厂总排污口执行标准

1 pH值 6~9 6~9 6~9

2 悬浮物 70 100 70

3 化学需氧量 60 120 60

4 五日生化需氧量 20 30 20

5 氨氮 8.0 15 8.0

6 石油类 5.0 8.0 5.0

7 硫化物 1.0 1.0 1.0

8 挥发酚 0.5 0.5 0.5

2.4.2.3 厂界噪声排放标准施工期厂界噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》 (GB12523-

32


2011），各种施工设备及设施的噪声标准限值见表 2.4-8。

33


表 2.4-8 建筑施工厂界环境噪声排放标准昼间标准限值[dB(A）] 夜间标准限值[dB(A）]

70 55

运营期南面厂界噪声排放执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的 4 类标准；其余厂界噪声排放执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的 3 类标准，具体限值见表 2.4-9。

表 2.4-9 运营期厂界噪声排放标准厂界类别标准限值(dB(A)) 标准来源昼间夜间

南面与交通干线相邻厂界 4 类 70 55 《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)其余厂界 3 类 65 55

2.4.2.4 固体废物本项目产生的固体废物有 RAN-520 型废分子筛（危险废物，编号

HW06），油气回收设施产生的废活性炭（危险废物，编号 HW06），应执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18596－2001）及其修改单标准相关要求。本项目危险废物依托炼油厂已有危险废物贮存设施暂存。2.5 评价工作等级和范围

2.5.1 环境空气2.5.1.1 评价等级根据《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2008），选择推荐模式中

的估算模式对项目的大气环境评价工作进行分级。根据工程分析，本项目运营期的大气污染物主要为有组织排放及无组织排

放的非甲烷总烃，采用 SCREEN3估算模式计算污染物的最大影响程度和最远影响范围，然后按评价工作分级判据进行分级。本评价以 Pi 和 D10%为大气评价等级的标准，Pi 的定义式：

34


Pi=Ci/C0i×100%

式中：Pi——第 i个污染物的最大地面浓度占标率，%；Ci——采用估算模式得出的第 i个污染物的最大地面浓度，mg/m³；C0i——第 i个污染物的环境空气质量标准，mg/m³。本项目非甲烷总烃的环

境空气质量标准取 2.0 mg/m³。评价工作等级按表 2.5-1 的分级判据进行划分。

表 2.5-1评价工作等级分级判据评价工作等级评价工作分级判据

一级 Pmax ≥80%，且 D10% ≥5km

二级其他

三级 Pmax ＜10%或 D10% ＜污染源距厂界最近距离

估算模式设置参数见表 2.5-1，估算模式计算结果见表 2.5-2。表 2.5-2 Screen3 模型的筛选计算结果（有组织排放源）

排放源排放

因子

排放速率

（kg/h）

排气筒（m）烟气出口流量（m3/h）

烟气出口温度

（℃）最大落地距离

（m）

最大落地浓度

（mg/m3）

占标率

（%）

评价工作等级高度内径

储罐及装车区共用一套油气回收设

施

非甲烷总烃 0.24 15 0.05 200 20 67 0.03709 1.85 三级

表 2.5-3 Screen3 模型的筛选计算结果（无组织排放源）排放源

排放

因子

排放速率

（kg/h）

面源参数（m）最大落地距离

（m）

最大落地浓度（mg/m

3）占标率

（%）

评价工

作等级长度宽度高度

生产装置

非甲烷总烃 0.261 65 35 10 74 0.07984 3.99 三级

从表 2.5-2~表 2.5-3 可以看出，拟建项目污染物排放非甲烷总烃的最大地面浓度占标率 Pmax＜10%。根据《环境影响评价技术导则 -大气环境》（HJ2.2-

2008）中评价工作分级方法，本项目大气环境影响评价等级确定为三级。35


2.5.1.2 评价范围考虑到本项目对周围环境的影响主要为有组织排放和无组织排放的非甲烷

总烃，和当地气象条件、地形特征等因素。本评价的大气环境影响评价范围确定为以油气回收设施排气筒及生产装置中心点分别作为矩形中心点，设置边长5km 的矩形叠加区。大气评价范围见图 2.5-1。

2.5.2 地表水环境本项目产生的污水主要有机泵冷却水、地面冲洗水、设备清洗水、回流罐

排放含油污水，间歇排放，产生量为 3t/h（15t/a）；初期雨水 46.9m3/次（4690m3/a），合计产生量 4705t/a，主要污染物为石油类200mg/L、COD350mg/L。它们进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用，不外排，本次评价本项目地面水环境影响评价工作低于三级，按《环境影响评价技术导则地面水环境》（HJ/T2.3-93）4.3低于第三级地面水环境影响评价条件的建设项目，不必进行地面水环境影响评价，只需按照环境影响报告表的有关规定，简要说明所排放的污染物类型和数量、给排水状况、排水去向，并进行一些简单的环境影响分析。

2.5.3 地下水2.5.3.1 评价等级根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ 610-2016）附录 A，L 石

化、化工，第 84 项，确定本项目地下水环境影响评价项目类别为 I 类项目；建设项目的地下水环境敏感程度可分为敏感、较敏感、不敏感三级，分级原则见下表 2.5-4。

表 2.5-4 地下水环境敏感程度分级分级项目场地的地下水环境敏感特征

36


敏感集中式饮用水水源地（包括己建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地）准保护区；除集中式饮用水水源地以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区

较敏感集中式饮用水水源地（包括己建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地）准保护区以外的补给径流区；特殊地下水资源（如矿泉水、温泉等）保护区以外的分布区以及分散式居民饮用水源地等其他未列入上述敏感分级的

环境敏感区。不敏感上述地区之外的其它地区

注：表中“环境敏感区”指《建设项目环境影响评价分类管理名录》中所界定的涉及地下水的环境敏感区。根据现场勘查，本项目周边居民均饮用自来水，不存在“集中式饮用水水

源地及保护区和热水、温泉、矿泉水等”地下水“敏感性”区域，也不存在“集中式饮用水水源准保护区以外的径流补给区、分散式饮用水源地、特水地下水资料保护区以外的分布区”等地下水“较敏感性”区域；经咨询相关部门，河西水厂工业用水附近取水段已使用暗管形式供水，故本项目不在该工业取水补给区内，因此本项目区地下水环境敏感定为“不敏感”区域。根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ 610-2016），评价工作等

级的划分应依据建设项目行业分类和地下水环境敏感程度分级进行判定，可划分为一、二、三级，具体影响评价工作等级划分见表 2.5-5。

表 2.5-5 评价工作等级分级表项目类别

环境敏感程度 I 类项目 Ⅱ 类项目 Ⅲ 类项目敏感一一二较敏感一二三不敏感二三三

根据表 2.5-5 可知，本项目的地下水环境影响评价工作等级为二级。2.5.3.2 评价范围通过《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ 610-2016）中查表法确定

调查评价范围，同时为了满足建设项目地下水环境影响预测和评价的要求，在认真分析炼油厂及周边地区水文地质条件的基础上，根据《环境影响评价技术

37


导则地下水环境》（HJ610-2016）并结合敏感点所处位置，确定评价区东边界为小东江，北边界为工业废渣场南边界，西南边界为白沙河古河道及现状洼地，评价区面积 31.9km2。具体调查范围见图 2.5-2所示。

38


39


图 2.5-1 大气、风险评价范围图

40


41


图 2.5-2 地下水评价范围图

42


2.5.4 声环境2.5.4.1 评价等级

本项目为处于《声环境质量标准》（GB3096-2008）3 类区中的建设项目，并且位于现有茂名分公司炼油分部厂区内，并且项目建成后，厂界噪声增加不大。根据《环境影响评价技术导则-声环境》(HJ 2.4-2009)中关于评价项目噪声环境影响评价工作等级划分基本原则，将本项目噪声境影响的工作等级定为三级。

2.5.4.2 评价范围本项目主要噪声源为均为固定声源，按《环境影响评价导则——声环境》

（HJ 2.4-2009）中要求，评价范围确定为厂界外 200m内区域，具体见图 2.5-

3。

图 2.5-3 声评价范围图43


2.5.5 生态环境2.5.5.1 评价等级对照《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ 19-2011）中表 1 评价工作

级别判定依据：根据影响区域的生态敏感性和评价项目的工程占地 (含水域)范围，包括永久和临时占地，将生态影响评价工作等级划分为一级、二级、和三级，如下表 2.5-6所示。位于原厂界（或永久用地）范围内的工业类改扩建项目，可做生态影响分析。

表 2.5-6 生态影响评价工作等级划分表影响区域生态敏感

性工程占地（水域）范围

面积≥20km2

或长度≥100km面积 2km2~20km2

或长度 50km~100km面积≤2km2

或长度≤50km特殊生态敏感区一级一级一级重要生态敏感区一级二级三级一般区域二级三级三级

本项目占地面积 0.002275km2，在原厂界范围内新建工业类项目，对生态影响范围较小，影响区域无特殊生态敏感区（森林公园、自然保护区、世界文化和自然遗产地等）。故本项目生态环境影响评价等级为三级。

2.5.5.2 评价范围根据《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ 19-2011）中对生态影响评

价范围的要求：应能充分体现生态完整性，涵盖评价项目全部活动的直接影响区域和间接影响区域，同时参考炼油厂其它项目环评文件，本次评价的生态评价范围为炼油厂厂区范围内及炼油厂范围外延 2km 的范围，详见图 2.5-4。

44


图 2.5-4 生态评价范围图

2.5.6 环境风险2.5.6.1 评价等级根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），根据评价项

目的物质危险性和功能单元重大危险源判定结果，以及环境敏感程度等因素，将环境风险评价划分为一、二级。评价工作级别判定依据见表 2.5-7所示。

表 2.5-7 评价工作级别判定类别剧毒危险性物

质一般毒性危险物质可燃、易燃危险性物质

爆炸危险性物质

重大危险源一二一一非重大危险源二二二二环境敏感地区一一一一

（1）重大危险源判定按《危险化学品重大危险源辩识》（GB18218-2009）危险化学品重大危险

源指长期地或临时地生产、加工、使用或储存危险化学品，且危险化学品的数量等于或超过临界量的单元。

本项目不增加原料及产品罐，新建 2个辅料（解吸剂）储罐，原料轻石脑45


油经现有连续重整装置预加氢单元加氢、汽提及分馏处理，从分馏塔顶送至本装置。产品异构烷烃作为汽油调合组分送至汽油管调，依托炼油分部双加罐区输油三催半成品油罐区 551、552#汽油组分罐；正构烷烃利用北山旧球罐区已有 12#、13#、14#、16#球罐和化工分部 313C、313D两座球罐作为产品罐。本项目新建氮封内浮顶辅料储罐 2座，储存介质为解吸剂（正壬烷），罐容分别为新鲜解吸剂罐 1650m3[φ13×13.5 （ m ） ] 、吸附分离罐500m3[φ8×11.28（m）]，解吸剂装入量（生产装置使用量）为 565t，储存量取712.5t（新鲜解吸剂罐 1650m3，填充系数取 0.6），合计 1277.5t。

本项目生产装置为连续处理流程，故本项目单元内物料最大暂存量取单位时间内（1h）处理的物料量，即本项目加工轻石脑油及生产正/异构烷烃数量合计 119t/h（100 万 t/a除以 8400h）。

本项目原料轻石脑油、产品正构烷烃（C5C6）、异构烷烃（C5C6）按《危险化学品重大危险源辩识》（GB18218-2009）均属高度易燃液体（闪点＜23℃,沸点＞35℃），临界量均为 1000 吨。本项目解吸剂（正壬烷）按《危险化学品重大危险源辩识》（ GB18218-2009 ）属易燃液体（ 23℃≤闪点＜61℃），临界量为 5000 吨。根据《危险化学品重大危险源辩识》（GB18218-2009）判断本项目重大危

险源，单元内存在的危险化学品为多品种时，则按下式 2.5-1计算，若满足式2.5-1，则定为重大危险源。

q1/Q1+q2/Q2+…+qn/Qn≥1…………………………(式 2.5-1)式中：q1,q2,…,qn—每种危险化学品实际存在量，单位为吨（t）；Q1,Q2,…,Qn—与各危险化学品相对应的临界量，单位为吨（t）。各危险物质数量及临界量见表 2.5-8。经计算∑

i=1

n qn

Qn为 0.119+0.2555=0.3745

＜1，即本项目没有重大危险源。表 2.5-8 危险物质的临界量

46


危险单元危险物质危险化学品临界量 t 本项目最大暂存量 t生产装置石脑油 1000

119生产装置正构烷烃 1000生产装置异构烷烃 1000

生产装置及储罐区正壬烷 5000 1277.5

（2）环境敏感程度判定根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（生态环境部第 1号令，

2018 年 4月 28日起施行）；本项目所在区域不属于环境敏感区。（3）评价等级确定

结合本项目的物质危险性和功能单元重大危险源判定结果，以及环境敏感程度按表 2.5-7判定，环境风险评价工作级别为二级。

2.5.6.2 评价范围根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）对二级评价范

围要求，本项目确定环境风险评价范围为距离危险单元中心周围 3km 的范围，具体见图 2.5-1所示。2.6 环境敏感点识别与环境保护目标

2.6.1 环境保护目标2.6.1.1 水环境保护目标

（1）地表水全厂总排污口附近河段小东江（排污口至乌石闸河段）的水质不因项目建

设而恶化。（2）地下水本项目地下水环境保护目标为：确保所在区域地下水不受本项目废水的影

响。47


2.6.1.2 大气环境保护目标本项目的评价区域内为三类大气环境功能控制区（已按二类区要求管理）。

本项目周围分布有村落等环境敏感点。因此，项目在建设期和运营期应保证有组织排放及无组织排放的大气污染物不会对周边环境空气造成明显的影响，确保评价区域环境空气满足相应的环境质量标准要求。

2.6.1.3 声环境保护目标本项目施工期和运营期均有噪声排放，声环境保护目标是保证本项目噪声

不对周围的人群聚居地构成负面影响。2.6.1.4 生态环境保护目标

本项目所在区域内植被以低矮灌木丛和草本植物为主，覆盖率一般。本项目仅在现有厂界内建设，不新增永久占用土地，对周边生态环境造成影响较小。本项目实施后保护目标为不降低厂区绿化率，保证该区域的生态系统不受较大影响，维持其正常的生态功能。

48


2.6.2 环境敏感点本项目位于茂名石化炼油厂区内，项目附近主要的环境敏感点见下表 2.6-

1~表 2.6-3 和图 2.6-1所示。表 2.6-1 项目 3 公里范围内的主要敏感目标（村庄）

（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

49


表 2.6-2 项目 3 公里范围内的主要敏感目标（医院）（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

表 2.6-3 项目 3 公里范围内的主要敏感目标（学校）（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

50


图 2.6-1 建设项目周边环境敏感点分布图

51


3 建设项目工程分析3.1 建设项目概况

3.1.1 建设项目基本信息（1）项目名称：100 万吨/年 C5、C6 正异构吸附分离装置曾用名称：100 万吨/年轻石脑油正异构分离装置

100 万吨/年 C5C6 吸附分离装置（2）建设单位：中国石油化工股份有限公司茂名分公司（3）建设性质：新建（4）行业类别：根据国民经济行业分类（GB/T4754-2017），本项目属 C251

精炼石油产品制造（5）建设规模：年耗 100 万吨重整轻石脑油，年产 42.94 万吨正构烷烃作为蒸

汽裂解制乙烯的原料；年产 57.06 万吨异构烷烃作为优良的清洁汽油调合组分。（6）生产工艺及原理：轻石脑油构架中的碳骨架结构是直链结构没有其他碳

支链的是正构体，碳骨架结构含有碳支链的是异构体，通过吸附分离技术，轻石脑油在固态吸附剂（RAN-520 型分子筛）的作用下，正构烷烃被吸附在吸附剂上，通过解吸剂解吸生成抽出液，抽出液通过冷凝分离出正构烷烃，经吸附后含异构烷烃的抽余液通过冷凝分离出异构烷烃。

（7）建设地点及四置情况：本项目位于茂名市油城三路炼油厂区内。项目中心地理坐标为东经：110.89582°，北纬：21.67818°。项目地理位置见图 3.1-1，

本项目位于厂区内东侧，其北侧为 150 万吨/年连续重整装置，东侧为厂区围墙，南侧为东循环水场，西侧为重糠罐区，项目四置情况见图 3.1-2。

（8）工作时间及劳动定员本项目年工作时间 8400小时（350天），定员 20 人，生产岗位实行倒班制，

员工由茂名分公司内部调剂解决。52

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置（9）占地面积、技术经济指标本项目占地面积 2275 平方米。总投资 42398 万元，其中环保投资为 152.5 万元，

约占总投资 0.36%。主要技术经济指标见下表。

53


图 3.1-1 建设项目地理位置图54

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

图 3.1-2 建设项目四置图

55

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 3.1-1本项目主要技术经济指标

序号指标名称单位数量备注

一设计规模及主

要产品方案1.设计进料规模（公称）万吨/年 100

2.主要产品方案

（1）异构组分万吨/年 57.06

（2）正构组分万吨/年 42.94

二消耗指标

1.原料万吨/年 100

（1）精制轻石脑油

2.主要辅助材料及催化剂（1）RAN-520 分子筛催化

剂 t/m3 612/827 初次装入量，5 年更换一次（2）解吸剂（正壬烷） t/m3 565/785 初次装入量，年耗量 101 吨

3.循环水 t/h 110.1

再沸器使用蒸气与除氧水配比至合适温度，最终生成凝

结水

4.电 kWh 2111.25.蒸汽

（1）3.5MPa 蒸汽 t/h 43.3

（2）1.0MPa 蒸汽 t/h 2.0

6.凝结水 t/h -52.1

7.净化风 Nm3/h 200

8.氮气 Nm3/h 30

9.除氧水 t/h 6.8

三装置区总占地面积 M2 2275

四 “ ”三废排放量

1.含油污水 t/h 3 间断

2.废分子筛 t/5a 612 5 年一次

3.废活性炭 t/10a 2.5 活性炭使用寿命 10 年以上五总定员人 20 内部调剂六总能耗 kg 标油/t 35.1

七工艺设备台（套）数

1.塔 4 其中改造和利旧 2台2.容器 10 0

3.换热器 13 0

4.空冷器 9 0

5.机泵 23 06.其它 21 0合计 80 2

八经济性评价指标

建设投资（不含增值税）万元 42398

环保投资万元 152.5

环保投资占比％ 0.36

项目投资回收期年 8.94 所得税后，含 2 年建设期56

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置项目投资财务内部收益率％ 10.97% 所得税后

3.1.2 项目组成本项目建设内容组成，见下表。

表 3.1-2 本项目组成表类别序号装置/单元名称工程内容及规模主体工程 1 吸附分离装置 100 万吨/年（含工艺设备塔、容器、换热器、空冷器、机泵

等）

公用辅助工程

1 给排水系统① 生产给水系统、②生活给水系统、③循环水系统、④稳高压消防给水系统、⑤初期雨水系统及雨水系统、⑥含油污水

系统。2 热力系统

中压蒸气从 150 万吨/年连续重整装置外系统中压蒸汽总管接出；低压蒸气、中/低压氮气、非净/净化风利用拟建 50 万吨

年/轻石脑正异构分离装置相应管道3 供电本装置所有用电负荷都由现有连续重整装置配电间直配4 电信系统扩音对讲系统、火灾报警系统、电视监视系统5 凝结水处理设施 700t/h 凝结水除油除铁处理装置（含泵棚、凝结水罐）及相应

凝结水管网环保工程 1 油气回收设施

新建一套 200m3 油气回收设施回收储罐罐顶、装卸车过程中排放的油气，经过冷凝+吸附工艺处理后，少量油气达到排放标准由 15米高排气筒排放

储运工程

1 储罐新鲜解吸剂罐（T-201）1650m3[φ13×13.5（m）]吸附分离罐（T-202）500m3[φ8×11.28（m）]

2 新鲜解吸剂汽车装卸设施

1座安全岛、1套汽车下部密闭装车鹤管、1套汽车下部密闭卸车鹤管

依托工程

1低浓度污水

处理场本项目的含油污水、初期雨水，排至全厂现有 1200t/h低浓度污水处理场，经处理后回用于循环水场用水等，不外排

2 火炬系统开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体（污染物为非甲烷总烃），全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回收利用，回收不完的则通过火炬燃烧

3 产品储罐异构烷烃作为汽油调合组分送至汽油管调，依托炼油分部双加罐区输油三催半成品油罐区 551、552#汽油组分罐；正构烷烃利用北山旧球罐区已有 12#、13#、14#、16#球罐和化工分部 313C、313D两座球罐作为产品罐

4事故水监控及收集系统、事故水

池事故水通过本装置围堰和初期雨水池收集，水池收集满后，剩余的事故水溢流排入装置外雨水系统，依托全厂事故水监控及收集系统进入全厂事故水池 2×20000m³

5 危废暂存库厂区现有危险废物暂存库占地面积为约为 6060m2，库区由一个甲类堆场和一个乙类仓库组成。甲类堆场长约 84米，宽约10米，建筑面积约 840m2；乙类仓库，仓库长约 84米，宽约10米，建筑面积约 840m2

57


3.1.3 项目主要构筑物本项目主要构筑物如下表所示。

表 3.1-3项目主要构筑物一览表序号构筑物平面尺寸m×m 结构型式单位数量

1 吸附框架 18×21 钢结构座 12 管架 11×62 钢结构榀 163 塔型设备基础 / 钢筋混凝土个 34 设备基础 / / 个 15

3.1.4 项目主要设备本项目主要工艺设备，包括塔、容器、换热器、空冷器、机泵等。设备分

类汇总表见下表。表 3.1-4设备分类汇总表

设备类型数量塔 4（2 台利旧）容器 10换热器 13空冷器 9机泵 23其它 21合计 80（2 台利旧）

本项目塔器包括吸附塔、抽余液塔和抽出液塔，其中抽余液塔以及抽出液塔利旧 50 万吨/年轻石脑油正异构分离装置的两塔。吸附分离塔(C-101)是吸附分离装置中的重要设备，塔内有 12个吸附床层，13层中石化专利格栅，本项目各工艺设备见表 3.1-5~表 3.1-8。

58

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 3.1-5工艺设备表（塔及罐类）


59

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 3.1-6工艺设备表（泵类）


60

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 3.1-7工艺设备表（换热器）


表 3.1-8工艺设备表（空气冷却器）


61


3.1.5 原辅料、能耗及产品方案（1）原料本装置以重整装置轻石脑油为原料，该原料经现有连续重整装置预加氢单

元加氢、汽提及分馏处理，从分馏塔顶送至本装置。本项目的原料情况如下表。表 3.1-9项目原料(轻石脑油)情况


为保障本装置的长周期稳定运行，对原料中杂质含量要求详见下表。为降低装置能耗和减少解吸剂消耗量，同时避免异构化油产品蒸汽压过高，要求原料中 C4 以下轻组分的含量不超过 1wt%，C7 以上重组分不超过 1wt%。

表 3.1-10吸附分离部分进料（轻石脑油）中的杂质限制（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

（2）辅料本项目采用石油化工科学研究院研制的 RAN-520 型吸附剂，理化性质如

下表所示。

62


表 3.1-11RAN-520 型吸附剂物性数据（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

本项目采用正壬烷为解吸剂，其主要物理性质为：无色透明液体，不溶于水，溶于乙醇、乙醚，产品相对密度为 0.72，沸点 150.8℃，熔点-51℃，饱和蒸气压为 1.33kPa(39℃)。循环解吸剂质量指标要求见下表。

表 3.1-12循环解吸剂杂质要求（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

（3）能耗表 3.1-13公用工程消耗

序号名称单位消耗量1 循环水 t/h 110.12 电 kWh 2111.23 3.5MPa 蒸汽 t/h 43.34 3.5MPa 蒸汽加热设备凝结水 t/h -50.15 1.0MPa 蒸汽 t/h 2.06 1.0MPa 蒸汽加热设备凝结水 t/h -2.07 净化风 Nm3/h 2008 氮气 Nm3/h 309 除氧水 t/h 6.8

（4）产品本项目年产 42.94 万吨正构烷烃作为蒸汽裂解制乙烯的原料；年产 57.06 万

吨异构烷烃作为优良的清洁汽油调合组分，产品方案见下表。表 3.1-14产品数量及性能

项目吸附分离

异构烷烃产量，万吨/年 57.06异构烷烃 RON 85.1

正构烷烃产量，万吨/年 42.94

63


正构烷烃纯度，wt% 99.0正构烷烃收率，wt% 91.1

3.1.6 总平面布置及平面布置合理性分析（1）本项目装置位于厂区 150 万吨/年连续重整装置南侧，中间以厂区 5号

路相隔，与重整装置构成一套同开同停的联合装置。装置为甲类生产装置，占地东西向长 65米，南北向宽 35米，占地面积 0.2275 公顷，装置北侧为设备区，塔、容器按流程顺序布置在此区域内。装置南侧为主管廊，管廊地面布置部分泵，中间布置装置管道，上方布置装置冷凝冷却器、换热器、回流罐及空冷器。原料、产品和公用工程进出管道在装置北侧管廊与外界系统相接。吸附构架布置在装置东北侧，构架梁柱与主管廊部分共用。装置机泵采用露天布置，布置在管廊、构架下方、管廊及设备带之间。装置的配电间及机柜间与北侧的重整装置共用。

（2）新增一座罐容为 1650m³ 和一座罐容为 500m³ 新鲜解吸剂内浮顶储罐，位于供排水车间东循环水泵房北面。配套新建 15m×6m泵棚一座，9m×7m 油气回收设施撬装设备一座，汽车装卸安全岛 1座。新建两座储罐之间相距 9.5米，距东面专用变电所 22.4米，1650m³储罐距东面泵棚和操作室 21.9米，距东北面含油污水提升池 28.1米，距南面供排水车间东循环水泵房 33.1米。距西面新建的新鲜解吸剂泵棚 55米，距北面重整装置 50米，距西南面 1000 万吨/年常减压装置 66.7米。

（3）在西除盐水站与气柜装置 3#气柜之间空地处新建一套 700t/h 凝结水除油除铁处理装置，处理后的凝结水接入管网供一级除盐水用户使用。

本项目平面布置符合《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-2014 等防火、防爆间距的要求，能够满足操作、检修、施工和消防的要求，够满足工艺设计和全厂总体规划的要求。各平面布置见图 3.1-3~图 3.1-5，本项目各位置见图 3.1-6。

64


65


（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）图 3.1-3 生产装置平面布置图

66


图 3.1-4 凝结水处理装置平面布置图

67


图 3.1-5 新鲜解吸剂储罐平面布置图（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

68


图 3.1-6 建设项目各功能区位置图

69


3.1.7 建设周期与投资本项目建设进度拟分五个阶段进行，即：前期工作阶段、设计阶段、采购

阶段、施工阶段和投产阶段。具体进度计划如下表：表 3.1-15项目建设进度计划

序号时间内容

1 2018年 1月完成可行性研究报告评估及批复2 2018年 2月～2018年 6月基础设计及审批3 2018年 7月～2019年 3月详细设计4 2019年 4月～2019年 11月项目施工5 2019年 12月装置投料试车

本项目总投资 42398 万元，其中环保投资 152.2 万元。环境保护投资包括火炬气排放和尾气回收管线、废水管线及配套、排水沟、消声器、防渗等。为保证安全生产，装置区内部不单独进行绿化，详见下表。

表 3.1-16项目环保设施及环保投资项目表序号环保设施名称环保投资(万元)

1

火炬和尾气回收管线支管（接入现有火炬系统主管）

新建一套 200m3 油气回收设施，排气筒不低于 15米

50

2废水管线及配套（送至低浓度污水处理

场处理）30

3 机泵减震、蒸气管网消声器 2.5

4排水沟

（雨水格栅、地埋雨水管及明渠） 20

5

防渗（分区防治，装置区、罐区等为重点防渗区，其他构建筑物及新建道路为简易

防渗区）

10

70


6 绿化 /

7 环评 40

8 环保验收 /合计 152.5

3.2 项目公用辅助工程3.2.1 给排水系统

本装置给排水系统包括①生产给水系统、②生活给水系统、③循环水系统、④稳高压消防给水系统、⑤初期雨水系统及雨水系统、⑥含油污水系统。

1、生产给水由炼油厂新鲜水泵房提供，为装置内工艺设备、服务点提供生产用水，全厂现有生产水供水能力为 14400t/h。水质满足《石油化工给水排水水质标准》SH3099-2000 标准。目前实际供水负荷为 2500t/h，供水能力富裕11900t/h。

2、生活水由市政供水，为装置内的洗眼器、洗手盆、拖布池提供生活用水。生活给水水质满足《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006。本项目生活给水依托现有生活给水系统。

3、循环水依托炼油厂东循环水场，为装置内冷换设备提供循环冷却给水，炼油厂东循环水场设计能力 31500m3/h，现东循环水场区域内实际用水量为28850m3/h，富裕量 2650m3/h。本项目新建装置循环水最大用水量为 154m3/h

（平均用水量 110.1m3/h），可从装置西北角供 150 万吨/年重整装置的 DN1200

循环给、回水系统管接入。4、消防水由动力厂供水车间新鲜水泵房供水，为装置内的消防栓、消防水

泡、消防软管卷盘箱等消防设施提供稳高压消防水，日常消防水管网压力为0.7MPa，消防时由南、西、北三座消防泵房互援加压供水，管网末端压力可达到 0.7MPa。

5、初期雨水系统用于收集装置围堰内的污染雨水，污染雨水沿地面流入围堰内排水沟，经管道收集后排入装置初期雨水提升池（46m3）。雨水系统用于

71


收集装置污染区内的后期雨水及非污染区内的清净雨水。当初期雨水提升池内的污染雨水达到高液位时，后期雨水通过溢流井溢流进雨水提升池，经雨水提升泵提升送入全厂雨水明沟系统。非污染区的清净雨水直接排入全厂明沟系统。发生大规模事故时，部分事故水通过装置内围堰和初期雨水池收集，水池收集满后，剩余的事故水溢流排入装置外雨水系统，通过全厂事故水监控及收集系统进行相应处理。依托全厂现有事故水池 2座，储存能力共计 20000m³。

6、含油污水系统，重力流含油污水系统用于收集装置内设备排放的含油污水、开停工设备的冲洗污水等，含油污水经装置内管道收集后排入装置含油污水提升池（15m3）。压力流含油污水系统用于输送装置初期雨水提升池及含油污水提升池内的初期雨水和含油污水，进入全厂含油污水系统，经厂区现有1200t/h低浓度污水处理场处理后回用于循环补水、消防水补水、厕所用水、绿化用水及焦化、煤制氢等生产装置回用。

3.2.2 热力系统（1）3.5MPa 中压蒸汽本项目需 43.3t/h、400±3℃、3.5MPa（表）中压蒸汽，从 150 万吨/年连续

重整装置外系统中压蒸汽总管接出。（2）1.0MPa低压蒸汽本项目需 2t/h、300±3℃、1.0MPa（表）低压蒸汽,利用原拟建 50 万吨年/轻

石脑正异构分离装置低压蒸汽管道。（3）1.6 中压氮气本项目需 2500Nm³/h（最大）、常温、2.2MPa（表）中压氮气，利用原拟

建 50 万吨年/轻石脑正异构分离装置低压蒸汽管道。（4）0.6低压氮气本项目需 100Nm³/h（最大）、常温、0.6MPa（表）低压氮气，利用原拟建

50 万吨年/轻石脑正异构分离装置低压蒸汽管道。72


（5）净化风本项目需 200Nm³/h（最大）、常温、0.45MPa（表）净化风，利用原拟建

50 万吨年/轻石脑正异构分离装置低压氮气管道。（6）非净化风本项目需 2500Nm³/h（最大）、常温、0.45MPa（表）非净化风，利用原拟

建 50 万吨年/轻石脑正异构分离装置低压氮气管道。（7）3.5MPa 凝结水本项目产 43.3t/h，220±10℃、3.5MPa（表）凝结水至系统管网，接入北锅

炉DN200 凝结水总管。（8）1.0MPa 凝结水本项目新建装置产 2t/h，220±10℃、1.0MPa（表）凝结水至系统管网。接

入北锅炉DN200 凝结水总管。（9）除氧水本项目需 6.8t/h，100±10℃除氧水，从 150 万吨/年连续重整装置锅炉给水

泵出口引出。3.2.3 供电

本装置与现有的连续重整装置按联合装置考虑，同开同停，本装置与连续重整装置共用中控室、机柜间、配电间，该配电间满足本装置全部一、二级用电负荷的需要。本装置所有 6kV 和 380V负荷都由现有连续重整装置配电间直配。

3.2.4 电信系统本项目电信系统包括：扩音对讲系统、火灾报警系统、电视监视系统、防

爆无线对讲话机和各类电话机。

73


3.2.5 凝结水处理设施在西除盐水站与气柜装置 3#气柜之间空地处新建一套 700t/h 凝结水除油除

铁处理装置，处理后的凝结水接入管网供一级除盐水用户使用。改造内容包括：1）凝结水回收管网改造：从 6#路往北经 5#路往西再至西除盐水站，新建 1

条DN350 的凝结水回收总管；在 9#路、7#路、5#路、3#路分别新建 1条DN200

凝结水干管，将装置现有凝结水管道接至新建管网。 2）新建凝结水罐、凝结水处理装置及配套设施：在 3#气柜南侧（2#路西

侧）空地处新建 700t/h 凝结水处理装置（235t/h 处理模块，3 用 1反冲洗）、新建 2×400m3 原料水罐及 3×350m3/h冷凝水泵（2 用 1 备），将工艺凝结水进行回收处理，凝结水处理合格后送至新建 2×400m3 成品水罐经新建 3×350m3/h 水泵（2 用 1 备）送至除盐水管网。装置内另设换热器，将高温凝结水与二级除盐水换热以回收余热。

74


3.3 生产工艺流程及产污环节分析3.3.1 生产工艺及产污环节轻石脑油正构体和异构体，是指有机物构架中的碳骨架的结构是直链结构

还是含有支链。凡是骨架含有碳支链的有机物都是异构体；凡是直链结构没有其他碳支链的都是正构体。本项目吸附分离装置主要由吸附塔、抽出液塔和抽余液塔等三部分组成。满足吸附分离要求的精制轻石脑油先经吸附进料/循环解吸剂换热器与循环解吸剂正壬烷换热升温，再进入吸附进料过滤器，脱除固体微粒后，进入吸附塔吸附区。在固态吸附剂（RAN-520 型分子筛）的作用下，正构烷烃被吸附在吸附剂上，经解吸剂解吸后作为抽出液送出吸附塔。吸附区底部物料为富含异构烷烃和解吸剂的抽余液，在压力控制下送出吸附塔。循环解吸剂经解吸剂过滤器过滤掉固体微粒后，进入吸附塔解吸区。解吸剂自上而下流过吸附剂床层，部分在提纯区顶部和解吸下来的正构烷烃一起作为抽出液抽出；部分作为抽余液从吸附区底部抽出。从吸附塔抽出的抽余液送至抽余液塔，抽余液塔塔顶气经冷凝后送至塔顶回流罐。回流罐底液体经泵升压后分为两股，一股作为回流返回抽余液塔，另一股作为产品出装置。抽余液塔底为正壬烷解吸剂，返回吸附塔循环使用。从吸附塔抽出的抽出液送至抽出液分离塔，抽出液塔塔顶气经冷凝后送至塔顶回流罐。回流罐底液体经泵升压后分为两股，一股作为回流返回抽出液塔，另一股作为正构烷烃产品出装置。抽出液塔底为正壬烷解吸剂，返回吸附塔循环使用。其中罐类采用内浮顶储罐罐顶氮封装置，氮封装置选用微压型自力式氮封阀。生产工艺流程图见图 3.3-1。根据国内同类项目及图 3.3-1 工艺流程图，解吸剂（正壬烷）循环利用后，

在 C104解吸剂再蒸馏塔底，通过 P108再蒸馏塔底泵及 E107重烃冷却器后出装置，作为中间产品（命名为 C9重烃或再蒸馏塔底重烃），作为炼油厂柴油调合组分。

75


根据图 3.3-1，本项目运营期产污环节见下表。

76


表 3.3-1 项目运营期产污环节一览表产污环节污染类型污染特征因子

废气

G1储罐储存过程及装卸车作业过程中挥发的油气，收集至油气回收设施进行回收，经冷凝+吸附分离后由 15米高排气

筒排放非甲烷总烃

G2 生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中因跑、冒、滴、漏逸散到大气中的油气非甲烷总烃

G3开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体，全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回

收利用，回收不完则通过火炬燃烧处理非甲烷总烃

废水W1 回流罐排放含油污水 CODCr、石油类W2 机泵冷却水、地面冲洗水、设备清洗水 CODCr、石油类W3 初期雨水 CODCr、石油类

固废 S1 RAN-520 型废分子筛危险废物，HW06S2 油气回收装置产生的废活性炭危险废物，HW06

77

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置图 3.3-1 工艺流程图


78


3.3.2 物料平衡及水平衡本项目物料平衡见下表。

表 3.3-2 物料平衡表物料名称数量,万 t/a 合计万 t/a

进料精制轻石脑油 100.00

100.0101补充解吸剂 0.0101

出料正构组分 42.94

100.0101异构组分（RON85.1） 57.06再蒸馏塔底重烃 0.0101

注：塔底重烃产生量为 101t/a，作为炼油厂柴油调合组分。本项目水平衡见下图。

图 3.3-2 本项目水平衡图3.3.3 产污环节分析

1、废气79

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置本项目主要的大气污染物为非甲烷总烃NMHC。它来源于以下三方面。①储罐（T201 新鲜解吸剂罐、T202 吸附分离罐）储存过程中蒸发静置损

失（即小呼吸）和接收物料过程中产生的工作损失（即大呼吸），储罐采用氮封保护，储罐内排出的气体收集至油气回收设施进行回收处理；

② 新鲜解吸剂汽车装卸设施，装卸车作业过程中挥发的油气，收集至油气回收设施进行回收处理。

③ 生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中因跑、冒、滴、漏逸散到大气中的油气。

2、废水本项目产生的污水主要有含油污水（机泵冷却水、地面冲洗水、设备清洗

水、回流罐排放含油污水）及初期雨水，它们进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用，不外排。

3、噪声本项目的噪声源主要为各类机泵、空冷器风机等设备工作产生的机械噪声，

通过选用低噪声设备，采取消声、隔声、减振措施进行降噪。4、固废本项目产生的固体废物有 RAN-520 型废分子筛（危险废物，编号HW06）

交有相应危险废物资质单位处置；油气回收设施产生的废活性炭（危险废物，编号HW06）交有相应危险废物资质单位处置。

3.4 污染物源强核算3.4.1 废气污染物的产生与排放

1、有组织排放（1）储罐小呼吸损失根据《石油库节能设计导则》（SH/T 3002-2000），本项目储罐因“大小

呼吸”损失的挥发性有机物排放量计算如下：80

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置静止储存时，促成油品蒸发损耗的主要原因是由于外界环境中风的作用，

使油罐周边密封圈空间产生强烈对流，而由于温度和浓度变化所引起的呼吸损耗则退居次要地位。除此之外还有一些穿过浮顶的附件所带来的少量损耗。

式中：LS ——内浮顶油罐年小呼吸损耗量（kg/a）；P¿

——蒸汽压函数，无量纲；Py ——油品平均温度下蒸汽压，Kpa；Pa ——当地的大气压，Kpa；M V ——油气摩尔质量（kg/kmol）；KC ——油品系数，原油KC =0.4，汽油KC =1；Fd ——顶板接缝长度系数，系指顶板接缝长度与顶板面积的比值；Kd ——顶板接缝损耗系数，焊接顶板，Kd =0；非焊接顶板，Kd =3.66；K e ——边圈密封损耗系数，见下表 3.4-1；K8 ——单位换算系数，K8 =0.45；D ——油罐直径（m）；Fm——浮盘附件总损耗系数；Nmj ——某种附件个数；Kmj ——某种附件的损耗系数，见下表 3.4-2；

表 3.4- 1边圈密封损耗系数密封装置类型 Ke 本次取值

油气空间安装的弹性充填式密封 22.0 /

液面安装的弹性充填式密封（没有气体空间的） 9.8 /

油气空间安装的弹性充填式密封加二次密封 8.2 /

81

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置液面安装的弹性充填式密封加二次密封 5.2 5.2

表 3.4- 2 附件损耗系数附件名称及类型 K e 本次取值

人孔有螺栓的盖，带垫圈 1.6 2×1.6

无螺栓的盖，带垫圈 11.0 /

无螺栓的盖，不带垫圈 25.0 /

液位计浮子井有螺栓的盖，带垫圈 5.1 1×5.1

无螺栓的盖，带垫圈 15.0 /

无螺栓的盖，不带垫圈 28.0 /

固定顶支柱套组合型支柱，滑动盖板，带垫圈 33.0 /

组合型支柱，滑动盖板，不带垫圈 47.0 /

管柱，软纤维套密封 10.0 /

管柱，滑动盖板，带垫圈 19.0 /

管柱，滑动盖板，不带垫圈 32.0 /

内扶梯井

滑动盖板，带垫圈 56.0 /

浮盘支架或悬架套（可调节的）取样管 7.9 1×7.9

滑动盖板，不带垫圈 76.0 /

开槽管，滑动盖板，带垫圈 44.0 /

开槽管，滑动盖板，不带垫圈 57.0 /

取样井，微隙纤维密封 12.0 /

真空呼吸阀重力作用式，带垫圈 0.7 1×0.7

重力作用式，不带垫圈 0.9 /

（2）大呼吸损耗油罐收、发油时，随着液面的下降，一部分粘附在罐壁上油品将直接暴露

在空气中，并且很快气化，由此而造成的油品损耗为油罐的发油损耗，或称粘壁损耗。油罐发油损耗与油品对罐壁的附着能力，即油品的粘度和油罐内壁的粗糙程度有关，同时还与油罐的结构尺寸及密封装置对罐壁的压紧程度有关。如果发油量为 Q，油罐直径为 D，则发油后油品的粘附面积为 4Q/D。当单位面积粘附的油品量为 C（粘附系数）时，则油罐发油损耗可采用下式计算：

LW=4 Q1 Cρ y

D式中：LW ——油罐大呼吸损耗，kg/a；

82

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置Q——年周转量，103m3/a；D——油罐直径，m；ρ y ——石油产品的密度，kg/m3；C——油罐壁的粘附系数，m3/1000m2。根据美国石油学会的试验测定值，

C值可按表 3.4-3 选取。本项目取 0.00257。表 3.4- 3 罐壁的粘附系数C（m3/1000m2）

油品罐壁状况轻锈重锈喷涂内衬

汽油 0.00257 0.01284 0.2576柴油 0.01027 0.05134 1.0268

注：其他油品的罐壁的粘附系数参考汽油系数进行计算。

根据本项目储罐的边圈密封条件及浮盘附件规格要求，选择适当的参数，计算出储罐储存过程损耗量及排放量（以新鲜解吸剂罐（T-201）及吸附分离罐（T-202）储存正壬烷为参数代入计算），见表 3.4-4，表 3.4-5。

83


表 3.4- 4 本项目储罐大小呼吸损耗计算参数一览表

物质Fd焊接长度系数

Kd顶板接缝耗损系数

Ke边圈密封损耗系数

K8单位换算系数

P*蒸汽压函数

MV 油气摩尔质量kg/kmol

D油罐直径m

Fm浮盘附件总损耗系数

Py 油品平均温度下蒸汽压

Kpa

Pa当地大气压

Kpa

Q 年周转量

103m3/a

ρy 石油产品的密度kg/m3

C 油罐壁的粘附系数

m3/1000m2

罐数

大呼吸损失量kg/a

小呼吸损失量kg/a

正壬烷

0.31 0 5.2 0.45 0.0033 128.26 13 16.9 1.33 101.6 141 720 0.00257 1 80.28 16.09

0.50 0 5.2 0.45 0.0033 128.26 8 16.9 1.33 101.6 141 720 0.00257 1 130.45 11.14

表 3.4- 5 各类储罐大小呼吸损耗量及排放量

名称单罐罐容罐数直径m 储罐类型污染因子储罐大小呼吸损失量 kg/a

处理设施处理效率% 排放量 kg/a 排放速率 kg/h

正壬烷1650m3 1 13 内浮顶罐

非甲烷总烃96.37 200m3/h 油

气回收装置

97

2.8911 0.00034

500m3 1 8 内浮顶罐 141.59 4.2477 0.00051

合计 237.96 / / 7.1388 0.00085

84


（3）汽车装卸车设施作业挥发的油气本项目汽车装卸车设施作业挥发的有机物产生量及排放量参照《污染源源强核

算技术指南-石油炼制工业》（HJ982-2018）6.2.2.2挥发性有机液体装载过程的挥发性有机物产生量和排放量。

D产生量=LL× Q1000

式中：D 产生量—挥发性有机液体装载过程的挥发性有机物的产生量，t/a； LL—挥发性有机液体装载过程的排放系数，kg/m3；Q—物料装载量，m³/a。采用公路装载挥发性的有机液体，装载过程排放系数 LL计算公式如下。

LL=1 .2×10−4×S×PT×M vap

273 . 15+T

式中：S—饱和系数，无量纲，一般取值 0.6； PT—温度 T 时装载物料的真实蒸气压，Pa； Mvap—油气分子量，g/mol； T—物料装载温度，℃。本项目取 20℃

D排放量=D产生量×（1−η收集η去除）

式中：D 排放量—有机液体装载过程中挥发有机物排放量，t/a； D 产生量—挥发性有机液体装载过程的挥发性有机物的产生量，t/a； η 收集—集气设施的收集效率，%；本项目油气回收装置集气罩采用软连接的圆

形口设计紧连输出口，其收集率按 95%计。η 去除—废气治理设施去除效率，%。本项目取 95%。

表 3.4- 6汽车装车设施装车过程的挥发的有机物产生量及排放量

名称装车量m3/a

PT 物料 T℃

下蒸汽压pa

Mvap 油气分子量 g/

mol

产生量kg/a

收集效率%

处理效率%

排放量kg/a

排放速率kg/h

解吸剂（正壬烷） 141 1330 128.26 5.91 95% 97% 0.4639 5.5×10-5

85


（4）有组织排放量按《污染源源强核算技术指南石油炼制工业》（HJ982-2018），6.2.2.3，b）

设置油气回收设施的常压挥发性有机液体储罐的挥发性有机物的排放量公式如下。 D排放量=D产生量×(1−

η去除100

)

式中：D 排放量—核算时段内油气回收设施排放口挥发性有机物排放量，kg/h； D 产生量—核算时段内油气回收设施进口挥发性有机物产生量，kg/h；η 去除—废气治理设施去除效率，%。经计算，本项目油气回收设施有组织排放情况见下表。

表 3.4- 7本项目大气污染物处理前后排放情况污染源污染

因子产生量

kg/a处理方式排放量

kg/a

新鲜解吸剂罐（T-201）及吸附分离罐（T-202）

大小呼吸非甲烷总烃

237.96新建一套 200m3/h 油气回收装置，装卸车废气收集率 95%，废气处理

效率 97%

7.1388

新鲜解吸剂汽车装卸作业 5.91 0.4639

合计 243.87 / 7.6027

本项目储罐采用氮封保护，储罐内排出的气体收集至新建一套 200m3/h 油气回收设施进行回收处理。新鲜解吸剂装卸车作业过程中挥发的油气，收集至新建一套200m3/h 油气回收设施进行回收处理。D 排放量为 7.6027kg/a,即 0.0076t/a。2、无组织排放

本装置无组织排放废气为生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中因跑、冒、滴、漏逸散到大气中的废气，主要为烃类物。烃类物无组织排放量参考《污染源源强核算技术指南石油炼制工业》（HJ982-2018）、《上海市工业企业挥发性有机

86


物排放量通用计算方法》（试行）、《排污许可证申请与核发技术规范石化工业》（HJ853-2017）。设备泄漏挥发性有机物 VOCs 产生量计算公式如下：

D设备=α ×∑i=0

n

(eTOC ,i×WFVOCs ,i

WFTOC , i× t i)

式中：D 设备—设备与管线组件密封点泄漏的挥发性有机物的排放量，kg/a； α—设备与管线组件的密封点泄漏比例；取 0.003；n—挥发性有机物流经的设备与管线组件密封点数；取值见表 3.4-8；eTOC,i—密封点 i 的总有机碳（TOC）排放速率，kg/h，取值见表 3.4-9； WFVOCs,i—流经密封点 i 的物料中挥发性有机物的设计平均质量分数，%； WFTOC,i—流经密封点 i 的物料中总有机碳（TOC）的设计平均质量分数，%； ti—密封点 i 的设计年运行时间，h/a。取 8400h；

如未提供物料中 VOCs 的平均质量分数，则 WFVOCs, i

WFTOC ,i按 1计。

表 3.4- 8 生产装置设备与管线组件密封点统计序号密封点类型数量/个

1 阀门 165

2 法兰 840

3 泵 23

4 泄压设备（安全阀、放空阀） 20

5 连接件 65

6 压缩机无7 搅拌器无8 开口阀或开口管线 4

9 其他无表 3.4- 9 密封点 TOC泄漏排放速率 eTOC取值

序号设备类型排放系数（kg/h/源）1 连接件 0.028

87


2 开口阀或开口管线 0.03

3 阀门 0.064

4 压缩机、搅拌器、泄压设备 0.073

5 泵 0.074

6 法兰 0.085

7 其他 0.073

将上述参数代入公式，计算结果 D 设备=2.194t/a，即本装置的设备与管线组件密封点泄漏，无组织排放挥发性有机物（非甲烷总烃）的排放量为 2194kg/

a(2.194t/a)。年工作 8400小时，即 0.261kg/h。3.4.2 废水污染物的产生与排放

本项目产生的废水主要是含油污水及初期雨水。含油污水主要为自机泵冷却水、地面冲洗水，设备清洗及回流罐排出的含油污水，为间断排放。

1、机泵冷却水、设备冲洗水、地面冲洗水及回流罐排放的含油污水本装置含油污水主要污染物为石油类 200mg/L、COD350mg/L，为间断排放，

根据本项目可研，产生量为 3t/h（15t/a），进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场进行处理后回用，不外排。

2、初期雨水本装置初期雨水收集汇水面积约 0.2275ha（hm2）。茂名市暴雨强度为 382升/

秒公顷（参考湛江市）。取初期 15 分钟雨水量。根据《城市排水工程规划规范(GB50318－2000)》中 3.2城市雨水量的计算公式如下：

Q=qΨF

式中：ψ为径流系数，厂房区域内取 0.6；F为汇水面积，0.2275hm2；q为对应集流时间的降雨强度（L/shm2），取 382升/秒公顷。

88


以特大暴雨持续降雨 15min 形成的径流进行计算，15min雨水量为 46.9m3/次。初期雨水主要污染物为石油类 200mg/L、COD350mg/L。年暴雨次数取 100次，则初期雨水量为 4690m3/a。初期雨水进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场进行处理后回用，不外排。

本装置产生的机泵冷却和冲洗水、回流罐排放的含油污水、初期雨水，产生及排放去向见下表。

表 3.4- 10 废水产生及排放去向序号排放源产生量排水性质排水水质指标排放去向

1

含油污水

机泵冷却水和冲洗水、回流罐排放的含油污水

3t/h（15t/a）间歇

石油类200mg/

L、COD350mg

/L

全厂 1200t/h低浓度污水处理场进行处理后回用，不外排初期雨水 46.9m3/次

（4690m3/a）合计 4705t/a 石油类 0.941t/a、COD1.64675t/a

89


3.4.3 噪声本项目的主要噪声源为机泵、空冷器风机等，具体排放情况见下表。

表 3.4- 11 本项目噪声排放表序号设备名称数量噪声类型减噪情况治理后声压级 dB(A)

1 泵 29台机械性噪声低噪音电机 ≤90

2 空冷器 9台空气动力性噪声机械性噪声低噪音电机 ≤90

3.4.4 固体废物根据本项目可研，本项目产生的 RAN-520 型废分子筛（危险废物，编号

HW06）5 年产生一次，产生量为 612t/5a，交有相应危险废物资质单位处置。根据本项目可研，本项目新建一套 200m3 油气回收设施产生废活性炭（危险废

物，编号HW06），活性炭使用寿命达 10 年以上，按 10 年更换期考虑，一次更换量为 2.5t，交有相应危险废物资质单位处置。

本项目员工由茂名石化公司内部调剂解决，不新增定员，因此不新增员工生活垃圾。

3.4.5 本装置污染物排放量本装置污染物排放量统计表如下表 3.4-12所示：

表 3.4- 12 本装置污染物排放统计表类别排放源污染物产生量

（t/a）排放量（t/a）备注

废气有组织排放非甲烷总烃 0.243 0.007 油气回收设施处理效率97%

无组织排放非甲烷总烃 2.194 2.194 /

小计 2.201

废水机泵冷却和冲洗水、初期雨

水废水量 4705 / 回用，不外排COD 1.64675 / 回用，不外排

石油类 0.941 / 回用，不外排

噪声机泵噪声

dB（A） 90 / 厂界达标空冷器风机噪声

dB（A） 90 / 厂界达标90


固废RAN-520 型废分子筛(危险废

物)612t/5a 612t/5a 交有相应危险废物资质

单位处置废活性炭(危险废物) 2.5t/10a 2.5t/10a 交有相应危险废物资质

单位处置3.4.6非正常工况分析开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体（污染

物为非甲烷总烃），全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回收利用，回收不完的则通过火炬燃烧。

3.5 环境保护设施措施3.5.1 废气污染防治措施

1、本项目油品输送采用管道密闭输送，管道沿途放凝点设 8字盲板。2、采取措施降低罐组内温度，以减少油气挥发损耗。 3、储罐储存过程及装卸车作业过程中挥发的油气，收集至新建一套 200m3 油

气回收设施进行回收，油气回收设施选用冷凝+吸附的方案，采用两级处理工艺：第一级采用冷凝工艺，将油气从常温逐级冷却至-75℃，大部分油气可直接液化被回收；剩余少量油气进入吸附罐进行吸附分离。油气经过循环冷凝+吸附分离，达到排放标准后由 15米高排气筒排放，吸附罐活性炭的使用寿命在 10 年以上，废活性炭交有相应危险废物资质单位处置。

4、开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体，全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回收利用，回收不完则通过火炬燃烧处理。

3.5.2 废水污染防治措施本项目按清污分流，污污分治的原则设置排水系统，各类废水按其性质及处理

要求划分为初期雨水系统及含油污水系统。1）初期雨水系统用于收集装置围堰内的污染雨水，污染雨水沿地面流入围堰

内排水沟，经管道收集后排入装置初期雨水提升池（46m3）。雨水系统用于收集装91

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置置污染区内的后期雨水及非污染区内的清净雨水。当初期雨水提升池内的污染雨水达到高液位时，后期雨水通过溢流井溢流进雨水提升池，经雨水提升泵提升送入全厂雨水明沟系统。非污染区的清净雨水直接排入全厂明沟系统。发生大规模事故时，部分事故水通过装置内围堰和初期雨水池收集，水池收集满后，剩余的事故水溢流排入装置外雨水系统，通过全厂事故水监控及收集系统进行相应处理。依托全厂现有事故水池 2座，储存能力共计 20000m³。

2）含油污水系统，重力流含油污水系统用于收集装置内设备排放的含油污水、开停工设备的冲洗污水等，含油污水经装置内管道收集后排入装置含油污水提升池（15m3）。压力流含油污水系统用于输送装置初期雨水提升池及含油污水提升池内的初期雨水和含油污水，进入全厂含油污水系统，经厂区现有 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用于循环补水、消防水补水、厕所用水、绿化用水及焦化、煤制氢等生产装置回用。

3.5.3 噪声污染防治措施选用低噪声的设备，采用安装消音器、隔声罩、减振器的措施。以减少噪声对

周围环境的影响。必要时采取佩戴护耳用品，如防噪声耳机或耳罩等防护措施，减轻噪音对职工的危害。加强生产设备的维护保养，发现设备有异常声音应及时检修。

3.5.4 固废污染防治措施本项目产生的固体废物有 RAN-520 型废分子筛，废活性炭均属于危险废物，

编号 HW06。应执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18596－2001）及其修改单标准相关要求。

1、本项目危险废物依托炼油厂已有危险废物贮存设施暂存。2、RAN-520 型废分子筛交有相应危险废物资质单位处置；废活性炭交有相应

危险废物资质单位处置。3.6以新带老 50 万吨/年正异构分离装置工程分析

92

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置3.6.1以新带老 50 万吨/年正异构分离装置基本情况

（1）项目概况项目名称：中国石油化工股份有限公司茂名分公司轻石脑油正异构分离装置建设规模：50 万吨/年建设性质：新建建设地点：茂名石化炼油厂内原料及产品：原料为来自重整装置的轻石脑油；产品为异戊烷和 C5+

年运行时间：8400小时（2）环评批复要求2017 年 2月 4日《茂名市环境保护局关于中国石油化工股份有限公司茂名分公

司轻石脑油正异构分离装置环境影响报告书的批复》（茂环审 [2017]3号）意见如下：一、本项目位于中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油分部厂内。采用脱

异戊烷塔将轻石脑油中辛烷值较高的异戊烷分离，实现异戊烷和正戊烷的分割。本项目装置由正异构分离部分、公用工程部分组成，与在建的 150 万吨/年连续重整装置组成联合装置。二、茂名市环境技术中心于 2016 年 11月 23日组织专家对报告书进行技术评

审，2016 年 12月 20日出具的《关于中国石油化工股份有限公司茂名分公司轻石脑油正异构分离装置环境影响报告书的技术评估报告》认为，严格按照环境影响报告书所订定的施工期和营运期环境防治措施进行施工和生产，污染物达标排放，可有效防止污染物对周围环境及自身环境造成不良影响，报告书提出的评价结论总体可信。2017 年 1月 20日，我局局务会审议并原则通过对报告书的审查。你公司应按照报告书内容组织实施。三、项目建设应严格执行配套建设的环境保护设施与主体工程同时设计、同时

施工、同时投产使用的环境保护“三同时”制度，并委托有资质单位开展项目环境监理工作。项目建设期及“三同时”监督管理工作由我局环境监察分局负责。

93

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置（3）50 万吨/年正异构分离装置建设情况及与本项目衔接情况根据施工进度计划，50 万吨/年正异构分离装置于 2018 年 11月份进行基础结

构施工及土方开挖，计划于 2019 年 5月份完工，并进行投料试车，根据施工进度计划，本项目 100 万吨 C5、C6 正异构吸附分离装置计划于 2019

年 4月份开工，计划于 2019 年 11月完工，由于本项目 100 万吨 C5、C6 正异构吸附分离装置在 50 万吨/年正异构分离装置原址上进行建设，不动火施工不影响 50 万吨/年正异构分离装置正常生产，动火施工 50 万吨/年正异构分离装置停止生产。按照全厂总工艺流程 50 万吨/年轻石脑油正异构分离装置停工，100 万吨/年

C5、C6 正异构吸附分离装置投产。

图 3.6-1 50 万吨/年正异构分离装置现场施工情况（2018 年 11月）3.6.2以新带老 50 万吨/年正异构分离装置生产工艺及产污环节

（1）生产工艺自重整装置来的轻石脑油进入脱异戊烷塔进料罐，经脱异戊烷塔进料泵升压后，

经进料换热器与塔釜物料换热后，进入脱异戊烷塔第 49层塔板。异戊烷馏分从顶部蒸出，经脱异戊烷塔顶空冷器冷凝冷却后，进入脱异戊烷塔回流罐。冷凝液经脱异戊烷塔回流泵升压后，一部分作为脱异戊烷塔回流，另一部分作为产品经异戊烷产品冷却器冷却至 40℃后送出装置。塔底 C5+馏分经由脱异戊烷塔底泵升压后，与进料换热后经 C5+产品冷却器冷却至 40℃送出装置。脱异戊烷塔重沸器的热源为 1.0MPa 蒸汽。装置工艺流程图见图 3.6-2。

94


图 3.6-2 50 万吨/年正异构分离装置工艺流程图（2）产污情况① 废气50 万吨/年正异构分离装置正常生产时产生的废气，主要为无组织排放废气。

正异构分离装置非正常工况下排放的废气主要为开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体（污染物为非甲烷总烃）。该放空气体全部排入燃料气管网，进入火炬系统回收利用，回收不完的则通过火炬燃烧，避免直接排放带来环境污染。

② 废水50 万吨/年正异构分离装置产生的废水为含油污水，主要是机泵冷却和冲洗水、

装置污染区初期雨水，含油污水进入 1200t/h低浓度污水处理场进行处理，经处理后回用于循环水场用水等，不外排。

③ 噪声50 万吨/年正异构分离装置的主要噪声源包括机泵、空冷器等，为连续声源。④ 固废50 万吨/年正异构分离装置无需固体催化剂，不产生固体废物。

3.6.3以新带老 50 万吨/年正异构分离装置污染物排放情况一、废气污染物排放

装置正常生产时产生的废气主要为无组织排放的非甲烷总烃。无组织排放源是指油品在加工、储存及运输装卸过程中跑、冒、滴、漏逸散的

烃类等，一般情况下石油化工企业装置无组织排放源由以下两部分组成：（1）油品在储运过程中损耗油品在储罐中储存会发生“大呼吸”和“小呼吸”现象，造成烃类等蒸发损耗。

正异构分离装置原料轻石脑油直接来源于北侧 18米处在建的 150 万吨/年连续重整装置，产品冷却至 40℃后通过管道送出装置区，正异构分离装置不需新建原料和

95

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置产品储罐，故不考虑其罐区“大、小呼吸”损耗。正异构分离装置不设装卸区，所有物料均通过管道输送，故不存在装卸无组织挥发。

（2）装置加工过程中的损失正异构分离装置无组织排放废气为生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中

因跑、冒、滴、漏逸散到大气中的废气，主要为烃类物。烃类物无组织排放量参考《污染源源强核算技术指南石油炼制工业》（HJ982-2018）及《上海市工业企业挥发性有机物排放量通用计算方法》（试行）。设备泄漏挥发性有机物 VOCs 产生量计算公式如下：

D设备=α ×∑i=0

n

(eTOC ,i×WFVOCs ,i

WFTOC , i× t i)

式中：D 设备—设备与管线组件密封点泄漏的挥发性有机物的排放量，kg/a； α—设备与管线组件的密封点泄漏比例；取 0.003；n—挥发性有机物流经的设备与管线组件密封点数；取值见表 3.6-1；eTOC,i—密封点 i 的总有机碳（TOC）排放速率，kg/h，取值见表 3.6-2； WFVOCs,i—流经密封点 i 的物料中挥发性有机物的设计平均质量分数，%； WFTOC,i—流经密封点 i 的物料中总有机碳（TOC）的设计平均质量分数，%； ti—密封点 i 的设计年运行时间，h/a。取 8400h；

如未提供物料中 VOCs 的平均质量分数，则 WFVOCs, i

WFTOC ,i按 1计。

表 3.6-1 生产装置设备与管线组件密封点统计序号密封点类型数量/个

1 阀门 25

2 法兰 126

3 泵 3

4 泄压设备（安全阀、放空阀） 4

5 连接件 38

96


6 压缩机无7 搅拌器无8 开口阀或开口管线 4

9 其他无表 3.6-2 密封点 TOC泄漏排放速率 eTOC取值

序号设备类型排放系数（kg/h/源）1 连接件 0.0282 开口阀或开口管线 0.033 阀门 0.0644 压缩机、搅拌器、泄压设备 0.0735 泵 0.0746 法兰 0.0857 其他 0.073

将上述参数代入公式，计算结果 D 设备=0.353t/a，即正异构分离装置的设备与管线组件密封点泄漏，无组织排放挥发性有机物（非甲烷总烃）的排放量为0.353t/a。二、废水污染物排放

50 万吨/年正异构分离装置产生的废水主要是机泵冷却和冲洗水、装置污染区初期雨水。

1、机泵冷却和冲洗水50 万吨/年正异构分离装置机泵冷却和冲洗水为含油污水，主要污染物为石油

类 200mg/L 、COD350mg/L，为间断排放，排放量为 2t/h（10t/a ），进入全厂1200t/h低浓度污水处理场进行处理后回用，不外排。

2、初期雨水50 万吨/年正异构分离装置初期雨水收集汇水面积约 1025m2（0.1025ha）。茂名

市暴雨强度为 382升/秒公顷（参考湛江市）。取初期 15 分钟雨水量。根据《城市排水工程规划规范(GB50318－2000)》中 3.2城市雨水量的计算公式如下：

Q=qΨF

式中：ψ为径流系数，厂房区域内取 0.6；97

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置F为汇水面积，0.1025hm2；q为对应集流时间的降雨强度（L/shm2），取 382升/秒公顷。

以特大暴雨持续降雨 15min 形成的径流进行计算，15min雨水量为 21m3/次。初期雨水主要污染物为石油类 200mg/L、COD350mg/L。年暴雨次数取 15次，则初期雨水水量为 315m3/a，初期雨水进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场进行处理后回用，不外排。

50 万吨/年正异构分离装置产生的机泵冷却和冲洗水、初期雨水，产生及排放去向见下表。

表 3.6-3 废水产生及排放去向序号排放源产生量排水性

质排水水质指标排放去向

1含油污水

机泵冷却和冲洗水 2t/h（10t/a）

间歇石油类200mg/

L、COD350mg/L

全厂 1200t/h低浓度污水处理场进行处理后回用，不外排初期雨水 21m3/次

（315m3/a）合计 325 t/a 石油类 0.065t/a、COD0.110 t/a

三、噪声50 万吨/年正异构分离装置的主要噪声源为机泵、空冷器等，具体排放情况见

下表。表 3.6-4 正异构分离装置噪声排放表

序号设备名称数量噪声类型减噪情况治理后声压级 dB(A)1 泵 6台机械性噪声低噪音电机 ≤90

2 空冷器 4片空气动力性噪声机械性噪声低噪音电机 ≤90

四、固体废物50 万吨/年正异构分离装置为连续生产，装置无需固体催化剂，不产生固体废

物。正异构分离装置设计操作定员 12 人，依托 150 万重整的人员统筹管理，不新增产生员工生活垃圾。五、50 万吨/年正异构分离装置污染物排放量

98

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置50 万吨/年正异构分离装置污染物排放量统计表如下表 3.6-5所示：

表 3.6-5 正异构分离装置污染物排放统计表类别排放源污染物产生量（t/a）排放量（t/a）备注废气无组织排放非甲烷总烃 0.353 0.353 /

废水机泵冷却和冲洗水、初期雨

水废水量 325 / 不外排COD 0.110 / 不外排

石油类 0.065 / 不外排噪声机泵噪声 dB（A） 90 / 厂界达标

空冷器噪声 dB（A） 90 / 厂界达标固废无

3.6.4以新带老 50 万吨/年正异构分离装置存在环境保护问题及整改方案按照全厂总工艺流程 50 万吨/年轻石脑油正异构分离装置停工，100 万吨/年

C5、C6 正异构吸附分离装置投产，以新带老 50 万吨/年正异构分离装置不存在环境保护问题及整改方案。

3.7以新带老后全厂污染物排放情况结合目前全厂排放总量，本项目的排放量及以新带老 50 万吨/年正异构分离装

置削减量，全厂污染物排放情况见下表。

99

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 3.7-1 全厂污染物排放情况表

类别序号

污染物名称单位

全厂污染物排放量*现有全厂

排放量本项目排放量

以新带老 50万吨/年正异构分离装置削减量

本项目建成后全厂排放

总量合计增减

量

废水

1 废水量万 t/a 410.105 0 0 410.105 0

2 COD t/a 162.580 0 0 162.580 0

3 氨氮 t/a 4.090 0 0 4.090 0

4 ……

废气

1 废气量万m3/a

2564500 168 0 2564668 0

2 SO2 t/a 2169.904 0 0 2169.904 03 NOx t/a 2596.893 0 0 2596.893 0

4 颗粒物 t/a 704.115 0 0 704.115 0

5 VOCs t/a 2302.99 2.201 0.353 2304.838 +1.848

6 ……

注：*现有全厂指炼油板块（炼油部分）

100


4 环境现状调查与评价4.1自然环境

4.1.1 地理位置茂名市地处广东省西南部，现辖茂南区、电白区，并代管高州市、化州市和信宜

市。茂南区位于东经 110°44′〜55′，北纬 21°32′〜49′之间，茂名市城区位于茂南区中部，距离湛江市 120km，距离广州市 450km，与水东港码头的距离约 35km。地理位置图见图 4.1-1。

4.1.2 地形和地貌茂名市地质经历早古生代震旦纪和寒武纪，晚生代泥盆纪和石炭纪，以及新生代

第三纪等地壳运动，造成了复杂的地层结构和断裂构造，生成多种矿藏，形成倚山面海，东北高西南低的地形地貌。

茂名盆地位于湛江──韶关新华夏构造带的南端，著名的吴川──四会大断裂及官桥断裂之间，盆地走向北西〜东南。西起化州市连介，东至茂港区羊角，北始高州市高城，南止茂南区公馆，长约 44km，宽 15km,面积约 600km2。茂南区位于茂名盆地的南部，属平原地带，海拔高度在 25〜70m之间，呈缓坡起伏，坡度一般 3%以下，间有 5〜10%，丘陵高度较小。地质由沉积岩和风化壳组成，在其上发育的土壤为红壤，植被多为人工林或野生灌木、芒草等。

茂名市城区地势平坦，海拔高度在 20〜25m之间，小东江和白沙河两岸为冲积河谷平原，由近代沉积物堆积而成，经过人们长期的利用改造形成耕作土，按其成土母质的不同，可分为砂质土、砂泥土和黑泥土。

101


图 4.1-1 本项目地理位置图102

建设项目


4.1.3 地质结构茂名盆地的地层构造为一断凹盆地，盆地的地层组成由下第三纪及上第三纪地层

组成，以角度不整合覆盖于白垔纪之上，地表被第四纪堆积物覆盖，岩石露头甚少。盆地的基地为白垔系，地层以红色粗碎屑岩为主，也有一部分酸性火成岩。主要分布于盆地的西北部和南部。西北部的石鼓，南部的锡塘岭、茂岭、公馆、袂花一带，相继出露白垔系的火成岩及红色岩层，与第三系呈不整合接触。白垔系和第三系的外缘主要分布有古老的变质岩和燕山期花岗岩，变质岩分布在

盆地东北的泗水镇和南面的公馆镇、镇盛镇。燕山期花岗岩层则分布在茂港区的小良镇。盆地下第三纪岩层的组成代表油柑窝组，为近海湖沼相，碎屑岩－可燃性有机岩

构造。其底层主要有 5〜8层薄煤层与泥层、油页岩、粉砂质页岩、碳质页岩及粉砂岩层组成。局部含泥质岩或黄铁矿结核；中层主要是褐至黑褐色致密薄层状油页岩，并含有大量水生动物（鱼类、龟类、贝类）化石；顶层常见灰白——黄白色粘土岩。油柑窝组的总厚度为 26〜116m，分布于化州市连界、高州市石鼓、茂南区金塘、茂港区羊角一带。蕴藏有丰富的油页岩、褐煤和高岭土。上第三纪岩层的组成代表有黄牛岭组、尚村组、老虎岭组和高朋岭组。黄牛岭组岩层为河湖相，碎屑岩——粘土建造。由花岗岩质砂砾岩、砂层、粉砂

层、砂质粘土等组成，岩性松散，呈风化壳状态，平行不整合覆盖于油柑窩组之上；尚村组岩层属湖相泥质岩建造。下部为灰白——灰褐色细砂岩、泥岩、夹含油率低的油页岩或极薄的煤层，上部为灰色细密状泥岩；老虎岭组岩层为河湖相碎屑岩、泥质岩建造。上部为绿色砂岩层、砾石层组成，下部为花岗质砂砾岩夹砂岩、砂质粘土层组成。

茂名盆地的岩层中，微量元素镉、铅、砷、硒和放射性元素钍、铀的平均含量比地壳平均含量高 2.4〜7倍，常量元素钙、钠和磷的平均含量仅为地壳平均含量的 10〜50%，油页岩和泥岩中含有大量的有机物，特别是其中的酚、油和硫对地下水和土壤

103


都有一定影响，使地下水偏酸性，受到重金属、硒、砷和酚的污染。4.1.4 气候与气象

茂名市位于广东省的西南部，面临南海，属南亚热带季风海洋气候。据茂名市气象台多年资料统计，年平均气温 23.0℃，绝对最高气温 37.8℃，绝对最低气温 1.7℃；年平均降雨量为 1748.7mm，月最大降雨量为 672.1mm，日最大降雨量为 311.7mm，时最大降雨量为 124.1mm，十分钟最大降雨量为 32.5mm，历年平均降雨天数为 153天，雨量集中在每年的 4〜9月，占全年雨量的 82.8%；年平均相对湿度为 81.4%，夏季平均相对湿度为 83%，冬季平均相对湿度为 77%；年日照时数为 1913.1小时，日照百分率 42%，总云量年均值为 6.7，低云量为 5.2。

地区全年风向以 ESE、E 和 ES三个方位最多，风向频率达 42.4%，冬季因受北方气流的影响，常出现西北风，全年 NW 和 NNW两个风向方位频率为 11.97%。年平均风速为 2.6m/s，8 级以上大风的年平均发生次数为 5.1次，夏秋季节常受台风侵害，年平均台风影响次数为 2.76次。该地区属多雷区，历年最多雷电日数为 115天，最少为 58天，平均 81天。无霜期

为 365天，全年无降雪和冰冻。4.1.5 水文小东江是流经茂名市城区的主要河流，白沙河是小东江的支流。小东江由北向南

从城区的中间穿过，将城区分割为河东、河西两部分。小东江发源于云开山脉最南端的高州市官庄岭下，流经根子的高田、分界的南山、羊角的禄段、山阁的黄杰、至新坡的莲塘与泗水河汇合，穿越茂名市城区至合水（红珠岭），又与白沙河汇合，过镇盛至鳌头衍水后进入吴川市境内，于瓦窑村汇入袂花江，从吴川市的大山江流入南海。小东江全长 67km，河床宽 30〜120m，集雨面积 1142km2，城区以上河段集雨面积623.5km2。历史最大洪峰 1510m3/s( 茂名站 1976 年 9 月 21 日 )，多年平均流量17.6m3/s。支流白沙河发源于高州高摇岭东麓，全长 35.4km，流域面积 234.6km2，河床宽 30

104


〜50m，流量约为小东江的三分之一。白沙河从城区的西南公馆镇流过，在城区的南面红珠岭处与小东江汇合，主要靠雨水补给。

2、高州水库高州水库别称玉湖，位于高州市东北部，距高州市区 25km，于 1958 年 5月 18日

动工兴建，1959 年底竣工。高州水库为鉴江流域上游山地，两库体均是由西南向东北沿河床呈不规则狭长掌状展布，南北两端通过一条长约 0.7km 人工运河相连接人工湖泊；东西宽 10km，南北长约 18km，总库容 11.5亿m3，集水面积 1022km2，是全国十大水库之一。高州水库水面最高海拔点 138.8m，最大水深 96m，全库最大水面积58.49km2，最小 12.38m2，平均 43.81m2；全库最大水位 87.39m，最小 62.39m，平均80.75m。担负着茂名市工业、生活用水和高州、化州、电白区、吴川等县市及茂南区、电白区农业供水任务，设计灌溉农田 118 万亩。

茂名市水系图见图 4.1-2。

105


图 4.1-2 茂名市水系图

106


4.1.6 地震烈度茂名市城区东南面约 16〜25Km 处，为吴川—四会断裂的南西段，是由几条断裂

组成的动力变质断裂构造带。其主干断裂有两条：一条称之为旦场断裂，北自沙琅圩

窝仔村向南西偏南经黄竹塘、旦场，入水东湾至后截岭；另一条称水东港断裂，北接

黄岭断裂，向南西偏南经甘村、林头圩、三合水，入水东港至晏镜岭。这两条断裂分

别距炼油分部 20km 以外，对装置区没有影响。广东省地震科技咨询服务中心根据历史

地震及现代地震影响场的研究，认为吴川〜四会大断裂带对袂花镇地区的最大影响不

超过地震裂度六度。《广东省地震裂度区划图》将该区划为地震裂度七度区。

4.1.7植物和动物域内有鱼类、虾类、蟹类、贝类以及海胆、海星、海蜇等海洋生物 140多种。生

物种类多，可供食用、药用、观赏、用材及工业原料的植物多达 600余种，森林蓄积量达 1417.70 万 m3，开发潜力巨大。

茂名是“全国水果生产第一市”，香蕉、龙眼、荔枝、芒果、黄榄等水果种植面积已达 380多万亩。

4.1.8自然资源1、矿产资源茂名盆地的第三纪岩层中蕴藏有丰富的油页岩、褐煤和高岭土。已探明的油页岩

储量 65亿吨，可开采量 50亿吨，煤储量 1亿吨，高岭土储量 2亿吨。油页岩和煤主要分布于茂南区的金塘镇、茂港区的羊角镇、高州市的石鼓镇和化州市的连界圩。他们

107


共生于同一矿床中。高岭土则主要分布于茂南区的山阁镇。2、农业资源茂南区的农业以粮食作物水稻、经济作物花生、蔬菜为主。北部坡地种植有荔枝、

龙眼等水果及少量经济林。4.2 环境保护目标调查

4.2.1 特殊环境保护目标距离本项目约 7km 的西南处有广东茂名森林公园。广东茂名森林公司园是 1999 年广东省林业厅批准建立的省级森林公园，规划面积

300 公顷，由茂名市林业局主管。公园总体规划本着“以森林为主，以引种新、奇、特南亚热带植物为主，以科普教育为主”的三个为主的原则，划分为森林休闲区、科普教育区和文化娱乐区。森林公园与本项目位置见下图。

108


图 4.2-1 广东茂名森林公园区域位置图

109

建设项目


4.2.2饮用水源保护区1、茂名市饮用水源保护区根据《关于茂名市生活饮用水地表水源保护区划分方案的批复》(粤府函[1998]417

号)，茂名市生活饮用水地表水源保护区划分方案见下表。与本项目较近的为南盛水闸引水口至茂名市市区第一自来水厂的引水渠水域，水

质保护目标为Ⅱ类，见图 4.2-2。茂名市市区第一自来水厂取水口位于引水渠末端，在中石化茂名分公司炼油分部

厂区南侧约 300m 处。表 4.2-1 本项目区域茂名市生活饮用水地表水源保护区划分方案

保护区所在地

保护区名称和级别水域保护范围与水质保护目标陆域保护范围

高州市茂名市区饮用水源一级

保护区

鉴江干流南盛水闸至上溯 2000米的河段水域，水质保护目标为Ⅱ类。

相应一级保护区水域的两岸河堤外坡脚向陆纵深 1000米内的陆域范围。

茂名市南盛水闸引水口至茂名市市区第一自来水厂的整条引水渠水域，水质保护目标为Ⅱ类。

整条引水渠向陆纵深 100米内的陆域范围。

110


图 4.2-2 项目周边水系及茂名市区饮用水源保护区现状图111

建设项目


2、茂名市小东江沿途饮用水源地调查小东江为本项目的纳污水体，因此，本评价着重对小东江沿途饮用水源保护区进

行调查。根据《茂名市环境保护规划(2006-2020 年)》和《湛江市环境保护规划(2006-

2020 年)》，小东江全流域均无生活饮用水地表水源地及地下水源地。表 4.2-2 小东江水环境功能区划

行政区起点终点水质目标现状功能主导功能来源

茂名

高州北酒钟鼓渡 Ⅲ 工农工、农业用水区《茂名市环境保护规划(2006-2020 年)》钟鼓渡茂名乌石闸 Ⅳ 工农工、农业用水区

茂名乌石闸茂名吴川交界石碧 Ⅳ 工农工、农业用水区

《广东省环境保护厅关于印发小东江流域水环境综合整治方案（2015-2020 年）的通知》（粤

环[2015]60号）湛江茂名吴川交

界石碧吴川梅录镇 Ⅲ 农业农业用水区《湛江市环境保护规划(2006-2020 年)》

4.3 环境质量现状调查与评价4.3.1 大气环境质量现状调查为了解项目附近大气环境质量情况，本次评价利用《实华东成公司 8.5 万吨/年聚

丙烯生产装置等现状评估项目现状监测》中的大气环境质量现状监测数据，监测时间为 2016 年 9月 20日至 26日，连续监测 7天。根据评价区以及拟建项目的大气污染源情况，进行环境空气质量常规项目

SO2、NO2、TSP、PM10 的监测，特征污染因子选用非甲烷总烃、TVOC 监测。4.3.1.1 监测点位与监测项目

本次评价利用《实华东成公司 8.5 万吨/年聚丙烯生产装置等现状评估项目现状监测》中的大气环境质量现状监测数据，根据局地地形条件、风频分布特征以及环境功能区、环境空气保护目标所在方位，《环境影响评价技术导则大气环境》（ HJ2.2-

2008）三级评价项目现状监测布点原则，在评价区域内设置 3个监测点，分别是：1#

厂前西社区居委会、2#高岭村、3#白银镜村，见图 4.3-1，表 4.3-1。112


监测同时观测各监测点风向、风速、温度、压力等气象条件。

113

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 4.3-1环境空气质量现状监测点位和监测项目一览表

序号名称监测项目1小时平均 24小时平均

1# 厂前西社区居委会SO2、NO2、非甲烷总烃 SO2、NO2、TSP、PM10、非甲烷总烃、TVOC2# 高岭村

3# 白银镜村非甲烷总烃非甲烷总烃

监测时间和频率监测不利扩散季节一期，连续监测 7天，每天小时浓度监测时间为北京时间02，08，14，20时 4个小

时浓度值。

监测不利扩散季节一期，连续监测 7天，日均浓度

监测时间按GB3095－2012的要求执行。

其它资料以及要求各监测点在监测的同时应记录风速、风向、温度、压力等气象参数。

4.3.1.2 监测时间和频次监测时间为 2016 年 9月 20日至 26日，连续监测 7天。小时浓度监测每天

02、08、14、20时，每次不少于 45 分钟；日均浓度采样时间按照国家《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的要求执行。4.3.1.3 监测分析方法

大气污染物的采样方法按照《空气和废气监测分析方法》第四版的要求执行。大气污染物的分析方法按照《环境空气质量标准》（GB3095－2002）、《空气和废气监测分析方法》第四版要求的方法执行，见表 4.3-2。

表 4.3-2 大气污染物分析方法一览表污染物名

称检测方法分析仪器最低检出

限 mg/m3 标准来源

SO2甲醛吸收-副玫瑰苯胺分光

光度法T6 新世纪紫外可见分光光度计

小时值0.007

HJ 482-2009日均值0.004

NO2 盐酸萘乙二胺分光光度法T6 新世纪紫外可见分光光度计

小时值0.005

HJ 479-2009日均值0.003

TSP 重量法 FA3204B电子天平 0.001 GB/T15432-1995

PM10 重量法 FA3204B电子天平 0.010 HJ 618-2011

非甲烷总烃

总烃和非甲烷烃的测定方法一《空气和废气监测分析方法》(第四版增补版）

气相色谱仪

GC2002"

0.2 《空气和废气监测分析方法》(第四版增补版）

国家环境保护总局114

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置污染物名

称检测方法分析仪器最低检出

限 mg/m3 标准来源国家环境保护总局(2007

年)6.1.5（1）TVOC

气相色谱法室内空气中总挥发性有机物（TVOC）

的测定GC112A 气相色谱仪 0.0005

GB50325-2010民用建筑工程室内环境污染控制

规范

图 4.3-1项目周边环境保护目标大气环境质量现状监测点位图4.3.1.4 监测结果统计与评价

(1)大气环境质量评价方法大气环境质量评价采用单因子评价指数法，其计算公式如下：

i

ii C

SP

式中：Pi—某污染因子 i 的评价指数；Si—某污染因子 i 的浓度值(mg/Nm3)；Ci—某污染因子 i 的大气环境质量标准值(mg/Nm3)。

(2)大气环境质量监测以及评价结果环境空气质量现状监测数据统计见表 4.3-3至 4.3-5。

115

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置各评价点各污染因子的评价指数统计结果列于表 4.3-6。

116

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 4.3-3 评价区环境空气监测数据统计结果(a)

监测项目监测点

1小时平均浓度日平均浓度标准限值mg/m3浓度范围

mg/m3 检出率% 超标率%最大值占标准值的比例%

浓度范围mg/m3 检出率%

超标率%

最大值占标准值的比例%

SO2厂前西社区居委会 0.008~0.018 100.0 0.0 3.6 0.010~0.01

5 100.0 0.0 10.0 1小时平均：0.50日平均：

0.15高岭村 0.008~0.022 100.0 0.0 4.4 0.011~0.015 100.0 0.0 10.0

NO2厂前西社区居委会 0.009~0.033 100.0 0.0 16.5 0.012~0.01

5 100.0 0.0 18.8 1小时平均：0.20日平均：

0.08高岭村 0.008~0.025 100.0 0.0 12.5 0.011~0.015 100.0 0.0 18.8

表 4.3-4 评价区环境空气监测数据统计结果(b)

监测项目监测点日平均浓度

标准限值mg/m3浓度范围(mg/m3) 检出率% 超标率%最大值占标准值的比

例%

TSP厂前西社区居委会 0.058~0.072 100.0 0.0 24.0 日平均：

0.3mg/m3高岭村 0.052~0.073 100.0 0.0 24.3

PM10厂前西社区居委会 0.029~0.035 100.0 0.0 23.3 日平均：

0.15mg/m3高岭村 0.028~0.035 100.0 0.0 23.3

TVOC厂前西社区居委会 0.2231~0.2655 100.0 0.0 44.25 日平均：

0.6mg/m3高岭村 0.1618~0.2026 100.0 0.0 33.77

表 4.3-5 评价区环境空气监测数据统计结果(c)

监测项目监测点1小时平均浓度

标准限值mg/m3浓度范围(mg/m3) 检出率% 超标率%最大值占标准值的比

例%

非甲烷总烃

厂前西社区居委会 0.4~0.9 100.0 0.0 45 1小时平均：2.0mg/m3高岭村 0.4~0.8 100.0 0.0 40

117

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置白银镜村 0.4~0.9 100.0 0.0 45

118

表 4.3-6 评价区各污染因子的评价指数污染因

子 SO2 NO2 TSP PM10 TVOC非甲烷总烃

厂前西社区居委会

0.016~0.100 0.045~0.188 0.193~0.240 0.193~0.233 0.372~0.443 0.20~0.45

高岭村 0.016~0.100 0.040~0.188 0.173~0.243 0.186~0.233 0.270~33.8 0.20~0.40

白银镜村 / / / / / 0.20~0.45

由以上各表可见：(1)评价区 SO2 质量状况评价区 SO2 监测 1小时浓度和日均浓度均未出现超标现象，各监测点 1小

时浓度范围在 0.008〜0.022mg/m3之间，日均浓度范围在 0.010〜0.015mg/m3之间，评价指数在 0.016〜0.100之间。可见评价区 SO2 环境质量能够满足环境功能区划的要求。

(2)评价区 NO2 质量状况评价区 NO2 监测 1小时浓度、日均浓度未出现超标现象，各监测点 1小时

浓度范围在 0.008〜0.033mg/m3之间，日均浓度范围在 0.011〜0.015mg/m3之间，评价指数在 0.040〜0.188之间。可见评价区 NO2 环境质量能够满足环境功能区划的要求。

(3)评价区 TSP 质量状况评价区 TSP日均浓度未出现超标现象，各监测点日均浓度范围在 0.052〜

0.073mg/m3之间，评价指数在 0.173〜0.243之间。可见评价区 TSP 环境质量能够满足环境功能区划的要求。

(4)评价区 PM10 质量状况评价区 PM10日均浓度未出现超标现象，各监测点日均浓度范围在 0.028〜

0.035mg/m3之间，评价指数在 0.188〜0.233之间。可见评价区 PM10 环境质量能够满足环境功能区划的要求。

(5)评价区非甲烷总烃质量状况评价区非甲烷总烃日均浓度未出现超标现象，各监测点日均浓度范围在 0.4


〜0.9mg/m3之间，评价指数在 0.200〜0.450之间。可见评价区非甲烷总烃环境质量能够满足环境功能区划的要求。

120


4.3.2 地表水环境质量现状调查为了解本项目纳污水体环境质量现状，根据茂名市环境保护监测站在小东

江茂名段设置的山阁、镇盛采样断面的监测结果，监测时间为 2018 年 1月至2018 年 10月，监测因子选用 pH、CODCr、BOD5、DO、氨氮、总磷、石油类、挥发酚、硫化物共 9 项。

4.3.2.1 调查范围本项目废水经厂内低浓度污水处理场处理后回用，不处排，全厂总排污口

纳污水体为小东江钟鼓渡至乌石闸河段，小东江多年平均流量 17.6m3/s，属于中河。根据《环境影响评价技术导则地面水环境》（HJ/T2.3-93）的河流水质调查要求，本评价调查水质范围为油厂总排口上游山阁断面及下游镇盛断面。

4.3.2.2 监测断面、监测项目本次监测在纳污河流小东江的评价河段上共设置了 2 处监测断面，进行水

质现状监测。各监测断面序号、名称、位置见表 4.3-7，具体位置见图 4.3-2。表 4.3-7 地表水环境质量现状监测断面名称、位置表

编号名称位置地理坐标监测因子A1

山阁断面高水公路桥 110°50′00″

21°42′17″p

H、CODCr、BOD5、DO、氨氮、总磷、石油类、挥发酚、硫化物共 9 项A2

镇盛断面镇盛桥下 115°55′00″

21°44′42″

121

图 4.3-2 地表水环境质量现状监测断面位置图


4.3.2.3 监测时间与监测频次监测时间：2018 年 1月至 2018 年 10月。监测频率：采样频次为每月上旬采样 1次。4.3.2.4 监测分析方法

地表水按照《地表水和污水监测技术规范》（HJ/T91-2002）中规定的方法进行分析与监测。见下表 4.3-8。

表 4.3-8 地表水污染物监测分析方法序号检测项目检测方法分析仪器检出限

1 pH值玻璃电极法GB/T 6920-1986

pHS-3C 型 pH计 /

2 化学需氧量重铬酸盐法HJ828-2017

滴定管 4mg/L

3五日生化需氧

量稀释与接种法HJ 505-2009

LRH-150 生化培养箱 0.5mg/L

4 溶解氧便携式溶解氧仪法《水和废水监测分析方法》（第四版增补版）国家环境保护总局（2002

年）3.3.1（3）

JPB-607A便携式溶解氧 /

5 氨氮纳氏试剂分光光度法HJ 535-2009

T6 新世纪紫外可见分光光度计

0.025mg/

L

6 总磷钼酸铵分光光度法GB/T 11893-1989

T6 新世纪紫外可见分光光度计 0.01mg/L

7 石油类红外分光光度法HJ637-2012

OIL460红外分光测油仪 0.01mg/L

8 挥发酚 4-氨基安替比林分光光度法HJ 503-2009

T6 新世纪紫外可见分光光度计

0.0003mg/

L

9 硫化物亚甲基蓝分光光度法 T6 新世纪紫外可 0.005mg/L

123


GB/T16489-1996 见分光光度计

4.3.2.5 地表水水质监测结果分析

地表水环境质量监测结果见下表 4.3-9所示。表 4.3-9 小东江水环境质量现状监测结果单位 mg/L，pH 值（无量纲）

测点名称月 pH

值溶解氧

化学需氧量

生化需氧量氨氮总

磷挥发酚石油类

硫化物

山阁 1 7.04 6.68 19.5 3.2 0.255 0.18 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 2 7.08 7.77 10 2.15 0.235 0.18 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 3 7.1 7.705 8.5 2.75 0.27 0.12 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 4 6.88 5.365 20 3.4 0.275 0.15 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 5 6.67 4.225 18.5 2.45 0.23 0.16 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 6 7.03 5.405 17.5 2.25 0.245 0.15 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 7 7.07 7.805 5.5 3.6 0.205 0.19 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 8 6.93 5.005 15 3.8 0.245 0.18 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 9 6.94 5.345 12 2 0.285 0.17 0.0003L 0.01L 0.005L

山阁 10

6.93 6.325 10 2.35 0.225 0.15 0.0003L 0.01L 0.005L

评价 /达标达标达标达标达标达

标达标达标达标镇盛 1 7.07 4.08 14 3.1 1.45 0.18 0.0003 0.01L 0.005L

镇盛 2 6.95 5.15 11 3.1 1.53 0.17 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 3 7.16 3.19 20 2.1 1.83 0.13 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 4 7.08 5.69 23 3.4 1.76 0.17 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 5 7.13 4.49 15 3.3 1.99 0.19 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 6 6.99 3.18 20 3.3 1.53 0.18 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 7 7.18 3.10 13 4.5 1.95 0.19 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 8 6.73 4.49 12 4.5 1.97 0.19 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 9 7.11 4.09 30 2.9 1.12 0.19 0.0003L 0.01L 0.005L

镇盛 10

7.33 4.78 10 3.3 1.52 0.13 0.0003L 0.01L 0.005L

评价 /达标达标达标达标 80%超

标达标达标达标达标

标准IV 类 / 6~9 3 30 6 1.5 0.3 0.01 0.5 0.5

124


4.3.2.6超标数据分析与评价（1）评价方法为直观反映水质现状，科学评价水体中污染物是否超标，采用《环境影响

评价技术导则地表水环境》（HJ/T2.3-93）中推荐的单项质量指数法进行评价。水质参数的标准指数>1时，表明该水质参数超过了规定的水质标准，水体已经受到该水质参数所表征的污染物污染，指数值越大，污染程度越重。标准指数法计算公式为：

s

ii C

CP

式中：iP ——单项指数；iC ——水质参数 i 的监测浓度值(取平均值)，mg/L；sC ——水质参数的标准值，mg/L；

①对于 pH，单项标准指数计算公式为：S

pHpHpH j

j

sd,

..

7 07 0 当Q '=QΔt ;Q≤7.0时

SpHpHpH j

j

su,

..

7 07 0 当Δt ＞7.0时

式中：Sj——pH 标准指数；pHj——pH实测值；

sdpH ——标准中 pH 的下限值；supH ——标准中 pH 的上限值。sdpH ——标准中 pH 的下限值；supH ——标准中 pH 的上限值。

②对于DO值，单因子评价指数计算公式为：125


SDO DO

DO DODO jf j

f s,

DO DOf s

SDODODO j

j

s, 10 9

DO DOf s

式中：DO Tf 468 316/ ( . )；DOs——溶解氧的地表水质标准，mg/L；DOj——j 点的溶解氧，mg/L；DOf——饱和溶解氧浓度，mg/L；T——水温，℃。本项目水温检测分别为 29.4℃~29.7℃。（2）监测结果统计与评价结果本项目监测断面水质监测结果超标情况见表 4.3-10所示。

表 4.3-10 小东江断面水质超标监测因子标准指数值计算结果测点名称月 pH

值溶解氧

化学需氧量

生化需氧量

氨氮

总磷

挥发酚

石油类硫化物

山阁 1

山阁 2

山阁 3

山阁 4

山阁 5

山阁 6

山阁 7

山阁 8

山阁 9

山阁 10

镇盛 1

镇盛 2 1.02

镇盛 3 1.22

镇盛 4 1.17

镇盛 5 1.33

镇盛 6 1.02

镇盛 7 1.30

镇盛 8 1.31

126


镇盛 9

镇盛 10 1.01

注：表格内容空白表示数据达标综上所述，油厂总排污口上游山阁断面 pH、CODCr、BOD5、DO、氨氮、

总磷、石油类、挥发酚、硫化物满足《地表水环境质量标准》（ GB3838-

2002）中的Ⅳ类水质标准。油厂总排污口下游镇盛断面监测因子中 pH、CODCr、BOD5、DO、总磷、

石油类、挥发酚、硫化物满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类水质标准。氨氮标准指数 0.75~1.33（超标率 80%），超过《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类水质标准。

4.3.3 地下水环境质量现状调查4.3.3.1 2013 年地下水环境监测情况

本次评价首先收集并引用《中国石油化工股份有限公司茂名分公司产品结构优化项目环境影响报告书》（2014 年 12月）对炼油厂区地下水环境质量现状监测数据进行回顾性评价，该报告地下水监测时间为 2013 年 9月 12日~9月 13

日。根据表 4.3-11，2013 年 9月的监测结果可知，对照《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准，石油类参照执行《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）表 1Ⅲ 类标准。具体标准见表 4.3-16。厂区地下水评价区域pH值、高锰酸盐指数、铅、铁、锰、石油类均出现超标现象，其最大标准指数分别为 2.14、1.03、5.05、3.5、2.3、5.4。

厂址区域 pH、铅、铁、锰、石油类等因子超标的原因是因为，油页岩和泥岩中含有大量的有机物、硫化物等，尤其油页岩中所含挥发酚、油极易游离氧化而进入水中，而硫化物使地下水偏酸性；项目地下水原生地质原因导致铅、

127


铁、锰等因子超标。厂址区域高锰酸盐指数超标的原因为，此范围居民较多，居民污水部分未

经收集处理直接排放，且该地区浅层地下水径流缓慢。

128


表 4.3-11 2013 年地下水环境质量监测结果汇总表单位：mg/L（pH无量纲及标明者除外）监测时间监测项目 SK-1

SK-2SK-3

SK-4SK-5

SK-6 SK-7 SK-8 SK-9 SK-10 SK-11 SK-12浅层深层浅层深层浅层深层

2013年 9月 12日

pH值 6.59 6.41 6.24 6.3 5.93 6.55 6.31 6.21 6.84 6.38 6.59 6.57 6.46 6.36 6.25

高锰酸盐指数 1.6 1.5 1.7 2.8 0.4 2.5 2.1 0.46 1.7 2.9 2.7 2.7 2.1 2.4 2.3

氨氮 0.171 0.092 0.246 0.282 0.044 0.173 0.237 0.044 0.143 0.14 0.158 0.248 0.164 0.201 0.19

挥发酚 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L

氰化物 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L

氟化物 0.08 0.28 0.08 0.17 0.26 0.12 0.12 0.22 0.04 0.15 0.08 0.08 0.11 0.05 0.15

氯化物 8.79 33.02 10.64 18.53 37.14 8.59 19.05 41.62 15.72 12.12 11.15 12.08 13.94 13.97 13.84

硝酸盐 0.12 0.27 0.54 0.62 0.45 0.12 0.13 0.24 0.11 0.34 0.71 0.29 0.77 0.69 0.64

硫酸盐 84.88 108.38 22.75 23.52 50.38 7.76 17.8 49.78 15.78 6.83 22.53 12.8 14.09 18.25 6.29

硫化物 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L 0.005L

砷(μg/L) 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L 0.5L

汞(μg/L) 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L

六价铬 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L

铅 0.0012 0.0298 0.002 0.0019 0.0043 0.0028 0.0028 0.0498 0.0024 0.0024 0.0018 0.0018 0.0009 0.0014 0.0025

镉 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L 0.00002L

铁 0.09 0.98 0.09 0.22 0.86 0.07 0.05 1.05 0.38 0.07 0.07 0.06 0.05 0.09 0.09

锰 0.17 0.13 0.05 0.09 0.14 0.06 0.12 0.2 0.08 0.11 0.1 0.05 0.07 0.12 0.07

石油类 0.121 0.01L 0.188 0.259 0.01L 0.27 0.152 0.01L 0.147 0.19 0.126 0.216 0.215 0.231 0.156

亚硝酸盐 0.006 0.013 0.013 0.015 0.014 0.008 0.009 0.008 0.012 0.016 0.013 0.018 0.017 0.008 0.01

总硬度 56 86.7 61 99.5 165.1 162 137 215.2 118 59 69 104 77.5 59 111.2

溶解性总固体 179 225.3 215 158 149.2 141 135 110.6 168 222 211 139 178 142 169

2013年 9月 13日

pH值 6.56 6.44 6.36 6.42 6.05 6.67 6.28 6.33 6.96 6.5 6.71 6.69 6.58 6.48 6.48

高锰酸盐指数 1.7 1.5 1.8 2.8 0.5 2.6 2.2 0.56 1.8 3 2.8 2.8 2.1 2.5 2.3

氨氮 0.177 0.098 0.252 0.288 0.05 0.179 0.243 0.05 0.149 0.146 0.164 0.254 0.17 0.207 0.196



氟化物 0.09 0.27 0.09 0.18 0.27 0.13 0.13 0.23 0.05 0.16 0.09 0.09 0.12 0.06 0.16

氯化物 8.79 33.06 10.68 18.57 37.18 8.63 19.09 41.66 15.76 12.16 11.19 12.12 13.98 14.01 13.88

硝酸盐 0.12 0.28 0.55 0.61 0.44 0.13 0.14 0.25 0.12 0.35 0.72 0.3 0.78 0.69 0.68

硫酸盐 86.3 109.8 24.17 24.75 51.8 9.18 19.22 51.2 17.2 8.25 23.95 14.22 15.51 19.54 7.7





铅 0.0014 0.03 0.0022 0.0021 0.0045 0.003 0.003 0.05 0.0026 0.0026 0.002 0.002 0.0011 0.0016 0.0027


铁 0.09 0.97 0.1 0.23 0.87 0.08 0.06 1.02 0.39 0.07 0.08 0.07 0.06 0.09 0.1

129


锰 0.18 0.14 0.06 0.1 0.15 0.07 0.13 0.21 0.09 0.12 0.11 0.06 0.08 0.13 0.08

石油类 0.126 0.01L 0.193 0.264 0.01L 0.275 0.157 0.01L 0.152 0.195 0.131 0.221 0.22 0.236 0.161

亚硝酸盐 0.007 0.014 0.014 0.016 0.015 0.009 0.01 0.009 0.013 0.017 0.014 0.019 0.018 0.009 0.011

总硬度 60 88.88 63 101 167.1 164 139 218.31 120 61 71 106 79 61 113

溶解性总固体 182 229.1 220 163 154.2 146 138 115.6 173 225 216 144 183 144 172

2013年 9月 14日

pH值 6.63 6.49 6.41 6.47 6.12 6.43 6.33 6.38 6.52 6.55 6.26 6.74 6.51 6.53 6.51

高锰酸盐指数 1.8 1.4 1.8 2.9 0.6 2.7 2.3 0.92 1.9 3.1 2.9 2.9 2.2 2.6 2.4

氨氮 0.179 0.102 0.254 0.293 0.055 0.181 0.245 0.052 0.153 0.148 0.166 0.256 0.172 0.209 0.192



氟化物 0.011 0.28 0.12 0.19 0.28 0.14 0.14 0.24 0.09 0.17 0.1 0.1 0.13 0.07 0.17

氯化物 10.05 34.12 11.96 19.8 38.41 9.86 20.32 42.18 16.99 13.29 12.42 13.35 15.21 15.34 15.26

硝酸盐 0.13 0.31 0.53 0.62 0.45 0.14 0.15 0.26 0.15 0.36 0.73 0.31 0.79 0.72 0.71

硫酸盐 87.53 111.23 25.49 26.05 53.21 10.48 20.52 52.51 18.5 9.55 25.25 15.52 16.85 20.84 9.63





铅 0.0019 0.0305 0.0027 0.0026 0.005 0.0035 0.0035 0.0505 0.0031 0.0031 0.0025 0.0025 0.0016 0.0021 0.0032


铁 0.1 0.96 0.12 0.25 0.89 0.1 0.08 1.04 0.41 0.09 0.1 0.09 0.08 0.13 0.12

锰 0.2 0.16 0.08 0.12 0.17 0.09 0.15 0.23 0.11 0.14 0.13 0.08 0.1 0.15 0.1

石油类 0.129 0.01L 0.197 0.267 0.01L 0.278 0.17 0.01L 0.155 0.198 0.136 0.224 0.223 0.235 0.165

亚硝酸盐 0.008 0.015 0.015 0.017 0.016 0.01 0.011 0.01 0.014 0.018 0.015 0.02 0.019 0.01 0.012

总硬度 65 90.85 66 104 169.5 166 141 220.31 122 63 78 108 81 64 117

溶解性总固体 185 8.41 8.24 166 7.93 142 8.31 8.21 8.84 8.38 8.59 8.57 188 8.36 176

130

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置4.3.3.2 2017 年地下水环境监测情况为进一步了解项目所在地特征地下水环境质量，本次评价引用《中国石油化工股

份有限公司茂名分公司五号常减压装置增设配炼南帕斯凝析油预处理单元技术改造环

境影响报告书》中地下水环境质量现状监测数据，监测单位为广东众惠环境检测有限

公司，监测时间为 2017 年 8月 1日（环境现状监测数据三年内有效）。（1）监测点位及数量综合地形情况、评价等级及厂区对区域周边地下水的影响趋势，并充分应用茂名

石化公司现有地下水监测点位，以炼油分部为单位，本项目布设 7个地下水水质监测

点位。见表 4.3-12 和图 4.3-3。表 4.3-12 本项目地下水监测点位一览表

编号现有监控井编号点位名称与炼油分部厂

界位置关系布点意义备注GW1 / 采矿社区 N，15m

厂区地下水流向上游西北侧 1、 GW1 、 G

W2 点位在距离项目最近的居民水井。2、 GW3 、 GW4 、 GW5、 GW6 、 GW7 号利用现有公司场地地下水监控井。

GW2 / 炼油分部厂区东北角 E，40m拟建项目区地下水流向上游东北侧

GW3 SK-8 炼油分部北侧冲沟炼油分部场地内

拟建项目区地下水流向上游西北侧

GW4 SK-3炼油分部 1#常减压装

置区炼油分部场地

内拟建项目区地下水流向下游西南侧

GW5 SK-6炼油分部柴油成品灌

区炼油分部场地

内拟建项目区地下水流

向下游GW6 SK-11

炼油分部南侧河西水厂 S，360m

拟建项目区地下水流向下游

GW7 SK-12炼油分部南侧炼油厂

排污渠 S，920m拟建项目区地下水流

向下游（2）监测频次及要求

131

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置监测频次：进行一期水质监测，每期 1次。监测要求：每个监测孔只取一个水质样品，取样点深度宜在地下水位以下 1.0m左

右。取样及分析方法须符合《水与废水监测分析方法》（第四版）及《环境影响评价

技术导则地下水环境》（HJ610-2016）。（3）地下水水质现状监测因子① 水质类型因子：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO3

2-、HCO3-、Cl-、SO4

2-；② 常规因子：pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、汞、铬

（六价）、总硬度、铅、氟、镉、铁、锰、溶解性总固体、高锰酸盐指数、石油类。

132


图 4.3-3 地下水监测布点图

133

图例项目位置：水质、水位监测点及其编号： GWi GWwi

水位监测点及其编号： GWwi

比例尺： 1km

GW1 GWw1

GW2 GWw2GW3 GWw3

GW5 GWw7

GWw14

GWw4 GWw6 GWw11

GWw8

GWw12

GWw13

GW4 GWw6

GW6 GWw9

GW7 GWw10


（4）采样、分析方法样品的采集、保存、分析与质量控制均按《环境监测技术规范》进行。各

监测项目分析方法等详见表 4.3-13。表 4.3-13 地下水监测项目、方法依据及最低检出浓度单位：mg/L

检测项目检测方法分析仪器检出限pH

pH值的测定玻璃电极法GB/T 6920-1986

pHS-3C 型 pH计 --

氨氮纳氏试剂分光光度法 HJ535-2009


挥发酚 4-氨基安替比林分光光度法HJ 503-2009


氰化物异烟酸-吡唑啉酮分光光度法HJ 484-2009

紫外可见分光光度计 T6 新世纪 0.004mg/L

砷原子荧光法 HJ694-2014 RGF-6800 原子荧光光度计 0.3μg/L汞原子荧光法 HJ694-2014 RGF-6800 原子荧光光度计 0.04μg/L

六价铬二苯碳酰二肼分光光度法GB/T 7467-1987


总硬度 EDTA滴定法GB/T 7477-1987

滴定管 5.0mg/L

铅石墨炉原子吸收法《水和废水监测分析方法》(第四版) 国家环境保护总局（2002年）4.3.16（5）

AAS-9000火焰石墨炉一体化原子吸收分光光度计 1μg/L

镉石墨炉原子吸收法《水和废水监测分析方法》(第四版) 国家环境保护总局（2002年）4.3.7（4）

AAS-9000火焰石墨炉一体化原子吸收分光光度计 0.1μg/L

铁火焰原子吸收分光光度法GB/T 11911-1989

AAS-9000火焰石墨炉一体化原子吸收分光光度计 0.03mg/L

锰火焰原子吸收分光光度法GB/T 11911-1989


溶解性总固体

地下水质检验方法溶解性固体总量的测定 DZ/T0064.9-

1993FA3204B 电子天平 --

高锰酸盐指数

水质高锰酸盐指数的测定GB/T 11892-1989

滴定管 0.5mg/L

钾水质钾和钠的测定火焰原子 AAS-9000火焰石墨炉一体 0.05mg/L

134


检测项目检测方法分析仪器检出限吸收分光光度法 GB/T 11904-

1989化原子吸收分光光度计

钠水质钾和钠的测定火焰原子吸收分光光度法 GB/T 11904-

1989


钙水质钙和镁的测定火焰原子吸收分光光度法 GB/T 11905-

1989


镁水质钙和镁的测定火焰原子吸收分光光度法 GB/T 11905-

1989


碳酸根《水和废水监测分析方法》3.1.12.1

滴定管 --

碳酸氢根《水和废水监测分析方法》3.1.12.1

滴定管 --

氟化物离子色谱法 HJ/T 84-2001 CIC-260 离子色谱仪 0.02mg/L

硝酸盐无机阴离子的测定离子色谱法 HJ/T 84-2001

CIC-260 离子色谱仪 0.08mg/L

亚硝酸盐无机阴离子的测定离子色谱法 HJ/T 84-2001

CIC-260 离子色谱仪 0.03mg/L

氯化物离子色谱法 HJ/T 84-2001 CIC-260 离子色谱仪 0.02mg/L硫酸盐离子色谱法 HJ/T 84-2001 CIC-260 离子色谱仪 0.09mg/L

石油类水红外分光光度法 HJ637-2012

OIL460红外分光测油仪 0.01mg/L

（5）监测结果厂址区及其上下游、两侧地下水水质现状监测结果见下表 4.3-14。

表 4.3-14 地下水现状监测结果一览表单位：mg/L

点位监测因子 GW1 GW2 GW3 GW4 GW5 GW6 GW7

pH值（无量纲） 6.51 5.56 6.15 6.05 6.39 6.11 6.47

氨氮 0.114 0.215 0.175 0.576 0.308 0.336 0.369

硝酸盐 3.59 0.56 0.94 0.67 8.26 0.39 0.53

亚硝酸盐 ND ND ND ND ND ND ND

挥发酚 ND ND ND ND ND ND ND

砷(μg/L) ND ND ND ND ND ND ND

汞(μg/L) ND ND ND ND ND ND ND

135


点位监测因子 GW1 GW2 GW3 GW4 GW5 GW6 GW7

六价铬 ND ND ND ND ND ND ND

总硬度 120 288 180 298 212 220 316

铅(μg/L) 8 6 8 6 4 6 12

镉(μg/L) ND ND 0.4 0.3 0.9 ND 0.6

铁 0.24 0.12 0.23 0.17 0.15 0.19 0.22

锰 0.19 0.18 0.38 0.41 0.24 0.22 0.34

溶解性总固体 533 665 460 511 365 338 427

高锰酸盐指数 4.2 1.7 1.8 3.6 1.4 2.6 4.6

钾 4.98 27.0 6.36 40.4 7.35 4.76 9.40

钠 0.56 0.62 0.62 0.55 0.75 0.70 0.64

钙 73.2 165 162 165 142 142 145

镁 5.41 28.8 8.10 42.6 7.80 25.1 52.8

碳酸根 ND ND ND ND ND ND ND

碳酸氢根 5.22 11.6 7.84 18.6 6.65 13.1 17.5

氟化物 0.10 0.42 0.26 0.22 0.11 0.32 0.39

氰化物 ND ND ND ND ND ND ND

氯化物 11.8 21.4 19.7 24.8 9.00 12.3 43.4

硫酸盐 36.7 74.5 49.0 76.7 8.70 1.78 0.53

石油类 0.02 ND ND 0.26 0.06 0.15 ND

注：ND 表示低于检出限。（6）地下水环境现状评价1）评价标准参考《关于中国石油化工股份有限公司茂名分公司油品质量升级改造工程

环境影响执行标准的复函》（茂环函[2010]270号），本项目所在区域及周边地下水按《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中的Ⅲ类标准进行评价。《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中没有石油类的标准限值，拟参

照执行《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）“表 1 地表水环境质量标准基本项目标准限值”Ⅲ类标准。具体标准见表 4.3-15。

表 4.3-15 地下水水质评价标准表污染物名称单位标准值标准来源

pH / 6.5-8.5 《氨氮(NH3-H) mg/L ≤0.50

136


地下水环境质量标准》（GB/T14848-2017）III 类标准

硝酸盐 mg/L ≤20.0

亚硝酸盐 mg/L ≤1.00

挥发性酚类 mg/L ≤0.002

氰化物 mg/L ≤0.05

砷 mg/L ≤0.01

汞 mg/L ≤0.001

六价铬 mg/L ≤0.05

总硬度 mg/L ≤450

铅 mg/L ≤0.01

氟化物 mg/L ≤1.0

镉 mg/L ≤0.005

铁 mg/L ≤0.3

锰 mg/L ≤0.1

溶解性总固体 mg/L ≤1000

高锰酸盐指数 mg/L ≤3.0

硫酸盐 mg/L ≤250

氯化物 mg/L ≤250

总大肠菌群(MPN/100ml或 CFU/

100ml） ≤3.0

硫化物 mg/L 0.02

石油类 mg/L ≤0.05 《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）表 1Ⅲ 类标准

2）评价方法水质类型因子用来判断本评价区内地下水水质类型，地下水常规因子和本

项目地下水特征因子评价方法如下：采用单因子标准指数法对各污染物进行评价：SI=CI/ CI，S

式中：SI---第 i种污染物的标准指数；CI---第 i种污染物的实测值（mg/L）；

137


CI，S---第 i种污染物的标准值（mg/L）。pH 标准指数计算公式为：SpH=7.0-pH/7.0-pHsd pH≤7.0

SpH=pH-7.0/pHsu-7.0 pH 7.0﹥

式中：pH--实测值；pHsd--PH 标准的下限值；pHsu--PH 标准的上限值。

水质参数的标准指数大于 1时，表明该水质参数超过了规定的水质标准，

已经不能满足使用要求。3）评价结果①基本水质评价结果根据对本地区地下水监测井（GW1、GW2、GW3、GW4、GW5、GW6 和

GW7）中的 K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、Cl-、SO4

2-进行综合分析比对，

得出此次监测井中的水质类型为 Ca-Cl或 Ca-SO4 型水。②常规及特征因子评价结果见表 4.3-16。

表 4.3-16 常规及特征因子评价结果一览表点位评价指标 pH 氨氮硝酸

盐亚硝酸盐挥发酚氰化物砷** Expression is

faulty **类标准值6.5〜8.5

0.5 20 1.00 0.002 0.05 0.01

138


（mg/L，pH无量纲）

GW1标准指数 0.98 0.228 0.18 / / / /

是否达标达标达标达标达标达标达标达标GW2

标准指数 2.88 0.43 0.03 / / / /

是否达标超标达标达标达标达标达标达标GW3

标准指数 1.70 0.35 0.05 / / / /


标准指数 1.90 1.152 0.03 / / / /

是否达标超标超标达标达标达标达标达标GW5

标准指数 1.22 0.616 0.41 / / / /


标准指数 1.78 0.672 0.02 / / / /


标准指数 1.06 0.738 0.03 / / / /

是否达标超标达标达标达标达标达标达标点位评价指标六价铬总硬

度铅氟化物镉铁锰** Expression is

faulty **类标准值(mg/L)

0.05 450 0.01 1 0.005 0.3 0.1

GW1标准指数 / 0.27 0.8 0.10 / 0.80 1.90

是否达标达标达标达标达标达标达标超标GW2

标准指数 / 0.64 0.6 0.42 / 0.40 1.80


标准指数 / 0.40 0.8 0.26 0.08 0.77 3.80


标准指数 / 0.66 0.6 0.22 0.06 0.57 4.10


标准指数 / 0.47 0.4 0.11 0.18 0.50 2.40


标准指数 / 0.49 0.6 0.32 / 0.63 2.20


标准指数 / 0.70 1.2 0.39 0.12 0.73 3.40

是否达标达标达标超标达标达标达标超标点位评价指标高锰酸

盐指数氯化

物硫酸盐石油类溶解性

总固体汞** Expression is

faulty **类标准值(mg/L)

3 250 250 0.05 1000 0.001

GW1 标准指数 1.40 0.05 0.15 0.40 0.53 /

139


是否达标超标达标达标达标达标达标GW2

标准指数 0.57 0.09 0.30 / 0.67 /

是否达标达标达标达标达标达标达标GW3

标准指数 0.60 0.08 0.20 / 0.46 /

是否达标达标达标达标达标达标达标GW4

标准指数 1.20 0.10 0.31 5.20 0.51 /

是否达标超标达标达标超标达标达标GW5

标准指数 0.47 0.04 0.03 1.20 0.37 /

是否达标达标达标达标超标达标达标GW6

标准指数 0.87 0.05 0.01 3.0 0.34 /

是否达标达标达标达标超标达标达标GW7

标准指数 1.53 0.17 0.0021 / 0.43 /

是否达标超标达标达标达标达标达标注：石油类参考《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）III 类标准；“/”表示未检出。根据表 4.3-16 可知，在本次布设的 7口水质监测井中有部分因子存在超标

情况，具体如表 4.3-17所示。表 4.3-17 本次现状监测超标情况统计

点位标准指数

超标因子GW1 GW2 GW3 GW4 GW5 GW6 GW7

pH - 2.88 1.70 1.90 1.22 1.78 1.06

氨氮 - - - 1.152 - - -

铅 - - - - - - 1.2

锰 1.9 1.8 3.80 4.10 2.40 2.20 3.40

高锰酸盐指数 1.40 - - 1.20 - - 1.53

石油类 - - - 5.20 1.20 3.0 -

注：表中未列的数值及其他监测因子在本次监测井中均未超标。

据表 4.3-17 可以看出，除 GW1（采矿社区）点位 pH达标外，炼油厂区附近其余监测点位 GW2~GW7 处的 pH均出现超标，占标率最大为 2.88；本次监测点位 GW4 处的氨氮存在超标，氨氮标准指数为 1.152；本次监测点位 GW7 处的铅存在超标，铅标准指数为 1.2；在本次 7个监测井中锰均存在超标，锰的标准指数为 1.80〜4.10；高锰酸盐指数在 GW1、GW4 和 GW7 中超标，标准指数分别是 1.40、1.20、1.53；石油类 GW3〜GW6 监测井中均超标，标准指数为1.20〜5.20；其余监测因子（硝酸盐、亚硝酸盐、挥发酚、氰化物、砷、六价铬、

140


总硬度、氟化物、镉、铁、氯化物、硫酸盐、溶解性总固体和汞）检出值均低于《地下水质量标准》（GB/14848-2017）III 类标准值，其标准指数均小于 1。

4.3.3.3 地下水水位监测

（1）水位观测布点及观测频率为了解项目周边地下水水位，在水质取样点（孔）同期观测地下水水位及

其埋深，并记录该点的地理坐标及周边环境状况，监测点位数为 14个，监测 1

期地下水水位。布点位置见表 4.3-18 和图 4.3-3。表 4.3-18 地下水水位监测布点一览表

编号利用炼油分部地下水监控井编号点位名称GWw1 / 采矿社区GWw2 / 炼油分部厂区东北角GWw3 SK-8 炼油分部北侧冲沟GWw4 SK-4 炼油分部硫磺回收装置GWw5 SK-2 炼油分部二套重整中间灌区GWw6 SK-3 炼油分部 1#常减压装置区GWw7 SK-6 炼油分部柴油成品灌区GWw8 SK-5 炼油分部污水回用装置GWw9 SK-11 炼油分部南侧河西水厂GWw10 SK-12 炼油分部南侧炼油厂排污渠GWw11 SK-9 炼油分部东侧GWw12 SK-10 炼油分部西侧GWw13 SK-7 炼油分部西侧GWw14 SK-1 炼油分部聚丙烯装置区

（2）地下水水位观测结果本期地下水水位观测结果见表 4.3-19所示。

表 4.3-19 本期地下水水位观测结果一览表检测点位水位(米）埋深（米）经度纬度

141


GWw1 0.9 2 110º53′16″ 21º41′21″GWw2 0.7 2 110º53′01″ 21º41′19″GWw3 0.9 2 110º52′20″ 21º41′48″GWw4 5.5 15 110º52′53″ 21º41′48″GWw5 0.6 2 110º53′33″ 21º40′54″GWw6 0.6 2 110º53′20″ 21º40′36″GWw7 0.9 2 110º53′14″ 21º40′6″GWw8 0.8 2 110º53′40″ 21º40′4″GWw9 0.7 2 110º53′20″ 21º39′50″GWw10 0.8 2 110º53′18″ 21º39′29″GWw11 0.5 2 110º53′59″ 21º40′54″GWw12 0.5 2 110º52′6″ 21º40′40″GWw13 0.7 2 110º52′11″ 21º40′26″GWw14 0.6 2 110º53′27″ 21º41′9″

4.3.3.4 总结炼油厂区地下水水质受原生地质环境影响及次生环境污染影响，水质现状

仍然不能满足水质管理要求，其中 2017 年监测数据较 2013 年监测数据相比，氨氮、锰、高锰酸盐指数略有上升，铅、石油类略有下降。

目前，pH超标原因是主要是原生水环境污染，根据《中石化茂名分公司油品质量升级改造工程环境影响报告书》中对地下水水质调查的结论显示：茂名地区属—新生代断陷盆地，盆地由北向南倾斜，大致呈北西—南东延伸。盆地中部羊角、油柑窝、金塘至石鼓一带，地势低平，分布着油页岩、褐煤、泥炭土。油页岩、泥岩、煤、泥炭土中含大量有机质、硫化物等，尤其油页岩中所含挥发酚、油极易游离氧化而进入水中。

茂名盆地的岩层中，微量元素镉、铅、砷、硒和放射性元素钍、铀的平均含量比地壳平均含量高 2.4〜7倍，常量元素钙、钠和磷的平均含量仅为地壳平均含量的 10〜50%，油页岩和泥岩中含有大量的有机物，特别是其中的酚、油和硫对地下水和土壤都有一定影响，使地下水偏酸性。锰超标的主要原因主要是因为评价区所在地区为油页岩地区，油页岩中的

142


物质对当地地下水水质会有一定的影响，属于区域的原生水污染。氨氮、高锰酸盐指数超标原因次生环境污染，根据《中石化茂名分公司油

品质量升级改造工程环境影响报告书》中对地下水水质调查的结论显示：高锰酸盐指数、氨氮超标则主要是由于监测点受周围地表水系连通以及周围居民生活污水等渗漏的影响所致。综上，炼油厂区地下水水质受原生地质环境影响及次生环境污染影响，部

分水质因子不能满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中 III 类水质标准要求，但通过数据对比，近年来项目所在区域内地下水环境质量部分指标已有所好转。

143


4.3.4 声环境质量现状调查为了解项目所在地声环境质量现状，本次评价引用了《中国石油化工股份

有限公司茂名分公司炼油北山液化气球罐区新增两个球罐项目》中的声环境质量现状监测数据，监测单位为广东中润检测技术有限公司，监测时间为 2018 年1月 10日至 2018 年 1月 11日，连续监测 2天，每天昼夜间各监测一次。每次连续监测时间为 20 分钟（环境现状监测数据三年内有效）。

4.3.4.1 监测点位与监测项目本项目位于炼油厂区内，噪声现状调查范围为厂界外 1m。厂界噪声现状监

测布点为厂界共设置 7个点，具体噪声监测点位位置见表 4.3-20 和图 4.3-4所示。表 4.3-20 噪声监测布点一览表

编号监测点位监测项目N1 N1 东厂界外 1m 处

等效连续A 声级 Leq(A)

N2 N2 东厂界外 1m 处N3 N3南厂界外 1m 处N4 N4南厂界外 1m 处N5 N5西厂界外 1m 处N6 N6西厂界外 1m 处N7 N7北厂界外 1m 处

144


图 4.3-4 声环境质量现状监测点位示意图

145


4.3.4.2 监测分析方法厂界各监测点测量连续等效 A 声级。监测方法按照《声环境质量标准》

(GB3096-2008) 中的要求，监测仪器采用积分声级计，以等效连续 A 声级Leq(A)作为评价量，选无雨，无雷电天气，风速小于 5.0m/s 的天气进行测量。监测点高度为 1.2~1.5m。本次监测采用的噪声监测设备为多功能声级计AWA6228，现场读取监测结果并记录。

4.3.4.3 环境噪声监测数据声环境质量监测结果见下表 4.3-21所示。

表 4.3-21　环境噪声现状监测结果统计表单位：dB(A)

监测地点及编号监测日期及监测结果：Leq[dB(A)]

01月 10日 01月 11日昼间夜间昼间夜间

N1 东厂界外 1m 处 58.3 47.4 57.6 46.8

N2 东厂界外 1m 处 58.7 47.8 58.1 47.1N5西厂界外 1m 处 57.7 46.5 58.0 47.1N6西厂界外 1m 处 57.2 46.1 56.8 45.8N7北厂界外 1m 处 57.5 46.3 57.2 46.1

执行标准值（3 类） 65 55 65 55

N3南厂界外 1m 处 65.8 53.7 64.2 52.5

N4南厂界外 1m 处 65.4 53.2 63.8 51.8执行标准值（4a 类） 70 55 70 55

4.3.4.4 监测结果分析与评价根据项目地理位置及周边情况，项目东面、西面和北面厂界均执行《声环

境质量标准》（GB3096-2008）3 类标准，南面厂界与交通干线（铁路）相邻，执行 4a 类标准。本项目东、西、北面厂界监测点位昼、夜间的等效 A 声级均符合《声环境质量标准》（ GB3096-2008 ）中 3 类标准限值，即昼间

146

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置65dB（A）、夜间 55dB（A）的标准限值；南面厂界监测点位昼、夜间的等效A 声级符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 4a 类标准限值，即昼间70dB（A）、夜间 55dB（A）的标准限值。评价区声环境质量能够满足当前环境质量管理的要求。

147

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置4.3.5 土壤环境质量现状为了解本项目所在区域土壤环境质量现状，本次评价引用《中国石油化工

股份有限公司茂名分公司五号常减压装置增设配炼南帕斯凝析油预处理单元技术改造环境影响报告书》中土壤环境质量现状监测数据，监测单位为深圳市政院检测有限公司，监测时间为 2017 年 6月 8日（环境现状监测数据三年内有效）。

4.3.5.1 监测布点和监测项目2017 年 6月 8日在评价区域内布设 5个监测点，分别为：1#装置界区内、

2#项目东侧厂界、3#项目北侧厂界、4#项目西侧厂界、5#项目南侧厂界。监测因子包括镉、汞、砷、铜、铅、锌、镍、六六六、滴滴涕、总石油烃。

148


图 4.3-5 土壤现状监测点位示意图4.3.5.2 监测方法和分析方法具体监测方法见表 4.3-22。

表 4.3-22 土壤监测方法类别检测项目检测标准使用仪器检出限土壤铜《展览会用地土壤环境质量评价

标准》（暂行）HJ 350-2007 附录A 电感耦合等

离子体原子发射光谱法电感耦合等离子

体发射光谱仪iCAP6000

0.100mg/kg

锌 0.100mg/kg铅 1.00mg/kg镉 0.100mg/kg镍 1.00mg/kg砷《土壤检测第 11部分：土壤总

砷的测定》NY/T 1121.11-2006

非色散原子荧光光度计 PF6-1

0.01mg/kg

149


汞《土壤检测第 10部分：土壤总汞的测定》

NY/T 1121.10-2006

非色散原子荧光光度计 PF6-1

0.002mg/kg

六六六《展览会用地土壤环境质量评价

标准》（暂行）HJ 350-2007 附录G 气相色谱

气相色谱-质谱联用仪/Trace ISQ

0.001 mg/kg

滴滴涕《展览会用地土壤环境质量评

价标准》（暂行）HJ 350-2007 附录G 气相色谱

气相色谱-质谱联用仪/Trace ISQ

0.001 mg/kg

总石油烃《展览会用地土壤环境质量评价

标准》（暂行）HJ 350-2007 附录 E 气相色谱

（毛细管柱技术）气相色谱-质谱联

用仪/Trace ISQ5 mg/kg

4.3.5.3 评价方法采用单因子污染指数法：Pi=Ci/Si

其中：Pi—土壤环境质量指数；Ci—土壤环境质量的实测值，mg/kg；Si—土壤环境质量评价标准，mg/kg。4.3.5.4 评价标准

本项目执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-

2018）第二类用地筛选值。4.3.5.5 土壤监测结果与评价

土壤监测结果见表 4.3-23，土壤评价因子污染指数，见表 4.3-24所示。表 4.3-23 土壤环境质量监测结果单位： mg/kg

检测项目 1#装置界区内 2#项目东侧对比参照点表层

0~20cm中层

20~60cm深层

60~100cm表层

0~20cm中层

20~60cm深层

60~100cm铜 37.8 41.8 32.6 53.6 50.9 45.8锌 195 189 181 197 191 179铅 42.2 43.8 36.8 92.4 88.3 76.5镉 0.249 0.208 0.298 0.267 0.284 0.258

150

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置镍 23.7 20.5 16.4 18.6 19.3 15.2砷 6.31 5.92 5.35 8.31 8.96 7.45汞 0.137 0.149 0.129 0.149 0.161 0.183六六六 ND ND ND ND ND ND滴滴涕 ND ND ND ND ND ND

总石油烃 ND ND ND ND ND ND

检测项目 3#项目北侧对比参照点 4#项目西侧对比参照点表层

0~20cm中层

20~60cm深层

60~100cm表层

0~20cm中层

20~60cm深层

60~100cm铜 39.7 43.2 36.5 30.4 33.5 25.8锌 107 112 139 103 195 247铅 29.5 32.9 31.2 48.8 43.9 36.3镉 0.284 0.272 0.231 0.287 0.296 0.215镍 14.5 13.2 9.98 33.0 30.1 26.4砷 5.27 5.84 6.32 9.24 10.3 11.2汞 0.017 0.037 0.059 0.130 0.142 0.126六六六 ND ND ND ND ND ND滴滴涕 ND ND ND ND ND ND

总石油烃 ND ND ND ND ND ND

检测项目 5#项目南侧对比参照点标准值表层

0~20cm中层

20~60cm深层

60~100cm-

铜 47.0 49.5 43.8 18000锌 129 184 192 -铅 87.4 79.3 68.5 800镉 0.204 0.289 0.264 65镍 32.2 37.6 30.2 900砷 12.9 10.7 9.23 60汞 0.215 0.239 0.184 38六六六 ND ND ND 0.3*

滴滴涕 ND ND ND 6.7总石油烃 ND ND ND 4500*

注：六六六采取风险筛选值最低的 a-六六六作为对比依据；总石油烃参考“石油烃 C10-C40”风险筛选值作为对比依据。

151


表 4.3-24 土壤环境质量现状评价指数现状评价指数

1#（装置界区）

2#（厂界东侧）

3#（厂界北侧）

4#（厂界西侧） 5#（厂界南侧）

铜 0.0018~0.0023

0.0025~0.0030

0.0020~0.0024

0.0014~0.0019 0.0024~0.0028

铅 0.0460~0.0548

0.0956~0.1155

0.0369~0.0411

0.0454~0.0610 0.0856~0.1093

镉 0.0032~0.0046

0.0040~0.0044

0.0036~0.0044

0.0033~0.0046 0.0031~0.0044

镍 0.0182~0.0263

0.0169~0.0214

0.0111~0.0161

0.0293~0.0367 0.0336~0.0418

砷 0.0892~0.1052

0.1242~0.1493

0.0878~0.1053

0.1540~0.1867 0.1538~0.2150

汞 0.0034~0.0039

0.0039~0.0048

0.0004~0.0016

0.0033~0.0037 0.0048~0.0063

六六六未检出未检出未检出未检出未检出滴滴涕未检出未检出未检出未检出未检出

总石油烃未检出未检出未检出未检出未检出

由上表可知，各监测点的监测指标均低于《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）中的第二类用地筛选值，表明在特定土地利用方式下，对人体健康的风险可以忽略。

152


5 施工期环境影响分析按照施工进度计划，本项目施工期为 9个月，施工过程为构筑施工围档，

围护结构施工，主体结构施工，设备安装。其施工过程见图 5-1，施工期主要污染物为施工噪声、施工扬尘、焊接烟尘、建筑垃圾等。

153


图 5-1 施工工艺流程图5.1 施工期大气环境影响分析及防治措施

5.1.1 施工期大气影响分析施工过程中造成大气污染的主要产生源有：施工开挖及运输车辆、施工通

道扬尘；施工建筑材料（水泥、石灰、砂石料）的装卸、运输、堆砌过程以及开挖弃土的堆砌、运输过程中造成扬起和洒落；各类施工机械和运输车辆所排放的废气。

1、施工扬尘施工期间对大气环境影响最主要的是粉尘。干燥地表的开挖和钻孔产生的

粉尘，一部分悬浮于空中，另一部分随风飘落到附近地面和建筑物表面；开挖的泥土堆砌过程中，在风力较大时，会产生粉尘扬起；而装卸和运输过程中，会造成部分粉尘扬起和洒落；雨水冲刷夹带的泥土散布路面，晒干后因车辆的移动或刮风再次扬尘；开挖的回填过程中也会引起大量粉尘飞扬；建筑材料的装卸、运输、堆砌过程中也必然引起洒落及飞扬。根据分析，影响施工扬尘产生量的因素主要有：

① 土壤或建筑材料的含水量，含水量高的材料不易飞扬；② 土壤或建筑材料的粒径大小，颗粒粒径越大，越不易飞扬。土壤颗粒物

的粒径分布大致为：>0.1mm 的占 76%，粒径在 0.05〜0.10mm 的占 15%，粒径在 0.03〜0.05mm 的占 5%，粒径<0.03mm 的占 4%。在没有风力的作用下，粒径小于 0.015mm 的颗粒物能够飞扬，当风速为 3〜5m/s 时，粒径为 0.015〜0.030mm 的颗粒物会被风吹扬；

③ 气候条件。风越大、湿度越小，越易产生扬尘，当风速大于 3m/s时，就会有风扬尘产生；

④ 运输车辆和施工机械行驶速度。行驶速度越快，扬尘产生量越大。通常，土方施工扬尘的产生量可按下式进行估算：

154


式中：Q——挖填土施工的扬尘量，g/h；Ki——i 等级粒径土壤组分的飞扬系数；Pi——i 等级粒径组分在土壤中的含量；T——土方工程量，t/h；U——风速，m/s，当风速小于扬尘启动风速时，取启动风速U0；U0——i 等级粒径土壤颗粒的扬尘启动风速，m/s；n——风速指数；D——土壤密度；C——常数；W0——标准土壤含水率；W——土壤含水率；m——土壤粒径等级数。

经计算，可以得到施工期扬尘产生量，具体结果详见表 5.1-1。表 5.1-1 施工期土方施工扬尘产生量

施工阶段产生源产生量(g/m3 土方)风速<3m/s 风速 3〜5m/s 风速 5〜8m/s

地基处理填土方工作面风扬尘 4 4~48 48~180

在混凝土的制备过程中，加料和加水是同时进行的，由于喷水的抑尘作用，加料时的扬尘产生量很小，扬尘主要产生于粉末状物料上料过程中，产生系数为 1t混凝土产生 1.5kg扬尘，粒径小于 10µm 的尘占扬尘总量的 28%，尘中SiO2 的含量为 18〜23%。

2、施工机械及运输车辆排放尾气污染物尾气污染的产生主要决定因素为燃料油种类、机械性能、作业方式和风力

等，其中机械性能、作业方式因素的影响最大。运输车辆和部分施工机械在怠速、减速和加速时产生的污染最为严重。经

调查，在一般气象条件下，平均风速 2.7m/s时，建筑工地的 NOx、CO 和烃类155


物质的浓度为其上风向的 5.4~6倍，其中 NOx、CO 和烃类物质的影响范围在其下风向可达 100m，影响范围内 NOx 、 CO 和烃类物质的浓度均值分别为0.216mg/m3、10.03mg/m3 和 1.05mg/m3。NOx、CO是《环境空气质量标准》中二级标准的 2.2倍和 2.5倍，烃类物质不超标。项目现有厂区围墙可充当围栏作用，在同等气象条件下，其影响距离可缩短 30%，即影响范围为 70m。距离项目厂界最近的敏感点为白居平村，距离为 334m，可见其受项目影响较小。

3、焊接烟尘焊接烟气中的烟尘是一种十分复杂的物质，已在烟尘中发现的元素多达 20

种以上，其中含量最多的是 Fe、Ca、Na 等，其次是 Si、Al、Mn、Ti、Cu 等。焊接烟尘中的主要有害物质为 Fe2O3、SiO2、MnO、HF 等，其中含量最多的为Fe2O3，一般占烟尘总量的 35.56%，其次是 SiO2，其含量占 10~20%，MnO占5~20% 左右。焊接烟气中有毒有害气体的成份主要为CO、CO2、O3、NOX、CH4 等，其中以 CO所占的比例最大。焊接烟尘的产生量与焊接工艺、焊条的种类、数量、焊缝横截面积、焊缝长度有关。本项目钢筋笼、管道焊接过程会产生焊接烟气，焊接采用露天作业，为了减轻或防止焊接烟尘造成的危害，操作者应戴好口罩，穿好工作服，无关人员不得靠近焊接作业区。

5.1.2 施工期废气控制措施为有效防治本项目工程施工可能产生的环境空气污染，建议采取以下防护

措施：1、封闭施工施工边界围挡作用主要是阻挡一部分施工扬尘扩散到施工区外，当风力不

大时围挡可以阻挡一部分扬尘进入周围环境，对抑制施工期扬尘的散逸十分必要。本项目在原有厂区内进行施工作业，现有厂区围墙可充当围蔽设施，减少施工期间大气污染物对外界的影响范围。

156


2、洒水降尘施工在开挖、钻孔过程中，应洒水使作业面保持一定的湿度；对施工场地

内松散、干涸的表土、施工便道等应定期进行清扫和洒水（每 2~4小时洒水 1

次），保持道路表面清洁和湿润。洒水对小范围施工裸土自然扬尘有一定的抑制效果，且简单易行。大面积祼土洒水需要专门人员和设备。土质道路洒水压尘效果的关键是控制好洒水量和经常有人维护。

3、交通扬尘控制① 原辅材料、土壤运输车辆采取密闭措施，装载时不宜过满，保证运输过

程中不散落，规划好运输车辆行走线路及时间，尽量缩短在繁华区以及居民住宅区等敏感地区的行驶路程；

② 经常清洗运输车辆轮胎及底盘泥土，避免车辆将土带至市政道路上，对运输过程中散落在路面上的泥土要及时清扫，以减少二次扬尘；

③ 在场址内及周围运输车辆主要行径路线及进出口洒水压尘，减少地面粉尘随车流及风力扰动而扬起的粉尘量。

4、施工过程中，严禁将废弃的建筑材料作为燃料燃烧；5、施工结束时，应及时对施工占用场地恢复地面或植被；6、不得在施工场地进行混凝土搅拌作业，应使用预拌混凝土。采取上述措施后，可以有效地做好施工废气的防治，减轻对大气环境的影

响，不会对施工场地周边大气环境质量产生明显不良影响，而且施工期废气将随着建设施工的结束而停止，这种影响持续的时间是短期的。

4、焊接烟尘本项目焊接采用露天作业，为了减轻或防止焊接烟尘造成的危害，操作者

应戴好口罩，穿好工作服，无关人员不得靠近焊接作业区。本项目现场焊接工件较少，产生焊接烟尘较少，而且施工作业场地为露天场

地，空气流通，经大气稀释扩散后，不会对厂界造成明显影响，拟采用先进的焊接工艺及优质焊条，减少施工期废气对周围环境的影响。

157


158


5.2 施工期水环境影响分析及措施5.2.1 施工期废水影响分析

施工期废水主要是来自暴雨的地表径流、浅层地下水、施工废水及施工人员的生活污水。施工废水包括开挖和钻孔产生的泥浆水、机械设备运转的冷却水和清洗水；生活污水包括施工人员的盥洗水和厕所冲刷水；地下水主要指开挖断面含水地层的排水；暴雨地表径流因冲刷浮土、建筑砂石、弃土等，将会夹带大量泥沙。

1、污染源强① 生活污水施工期水污染源主要为生活污水，根据本项目建设内容，施工期为 365天，

预计施工人数高峰时在 50 人左右，施工人员不在厂区食宿。根据《广东省用水定额》（DB44/T 1461-2014），施工人员生活用水按 40L/人·d计，排水量按用水量的 80%计，则整个施工期施工人员产生活污水约 584t。根据类比计算，本项目施工期生活污水产生量如下表 5.2-1所示。

表 5.2-1 施工期水污染物产生量污染物名

称污水

（t/d） CODCr BOD5 SS 动植物油 NH3-N 总磷

产生浓度（mg/L）

1.6350 250 150 50 30 3

产生量（kg/d） 0.560 0.400 0.240 0.080 0.048 0.005

现有厂区内已有完善的生活污水收集处理措施，厂区内工作人员生活污水均依托现有生活污水设施收集处理，经三级化粪池及生物接触氧化处理设施处理后的生活污水全部回用于厂内绿化。

② 工程废水施工废水主要为混凝土养护废水、工具清洗废水等。项目施工生产废水不

含有毒物质，主要是悬浮物（泥沙）含量较大。根据国内外同类工程施工废水

159


监测资料：混凝土养护废水悬浮物浓度约为 500mg/L-2000mg/L，pH值 9~12。施工过

程中设备、工具清洗等产生的废水量小，主要污染物为悬浮物和石油类。在施工区分区设置沉淀池处理后的废水可用于工具清洗和养护，项目的场地较大，沉淀废水可回用于施工过程和场地洒水抑尘。

③ 地表径流项目施工工期时间较短，但由于气候原因，施工过程中可能会遇见台风等

雨水天气，雨水形成地表径流冲刷浮土、建筑砂石等形成的泥浆水，会携带大量泥沙、水泥、油类及其它地表固体污染物。区域内由自然降雨产生的地表径流经厂区现有清污分流边沟引入现有污水处理站的沉淀池，经沉淀处理后回用于施工过程，对周边地表水产生的影响较小。

5.2.2 施工废水防治措施为了防止建筑施工对周围水体产生的污染，建设单位应要求本项目的建筑

施工单位严格采取以下措施，减少污染现象的发生。1、防范水体石油污染为了防范水体石油污染现象的发生，定时清洁建筑施工机械表面不必要的

润滑油及其它油污，尽量减小建筑施工机械设备与水体的直接接触；对废弃的用油应妥善处置；加强施工机械设备的维修保养，避免施工机械在施工过程中燃料用油跑、冒、滴、漏现象的发生。只要加强管理、科学施工，本项目施工过程中产生的石油类污染是可以得到控制的。

2、建设导流沟施工单位应严格执行建设工程施工场地文明施工及环境管理有关规定，在

拟建占地上预先建设临时导流沟，接驳现有清污分流边沟，将暴雨径流引至清水池，避免雨水横流现象。对施工污水的排放进行组织设计，严禁乱排、乱流污染施工场。

160


3、充分利用现有处理设施现有厂区内已有完善的生活污水收集处理措施，厂区内工作人员生活污水

均依托现有生活污水设施收集处理，经三级化粪池和生物接触氧化处理设施处理后的生活污水全部回用于厂内绿化。

现有厂区内已有完善的清污分流及污水处理站设施，施工废水可通过污水处理站沉淀处理后，回用于施工现场洒水抑尘；暴雨时期的后期雨水可引入清水池外排白沙河。

本项目土建施工量较小，采取上述措施后，加强施工期环境管理，可以有效地做好施工污水的防治，减轻对水环境的影响，不会对施工场地周围水体的水环境质量产生明显不良影响，而且施工废水将随着建设施工的结束而停止，这种影响持续的时间是短期的。

5.3 施工期声环境影响分析5.3.1 施工噪声影响分析

本项目施工机械产生的噪声可以近似作为点声源处理，根据点声源随距离的衰减模式，可估算其施工期间离噪声源不同距离处的噪声值，点声源预测模式为：

Lp＝LP0－20lg（r/r0）－△L

式中：Lp——距离点声源 r 处的声压级；LP0——参考位置 r0 处的声级；r——预测点与点声源之间的距离（m）；r0——参考点处与点声源之间的距离（m）；△L——附加衰减量，指噪声从声源传播到受声点，因传播发散，空气吸收，

阻挡物的反射与屏障等因素的影响，会使其产生衰减。对两个以上多个声源同时存在时，其预测点总声压级采用下面公式：

161


Leq 总＝10lg∑i=1

n

100.1Leqi

Leqi—声源至基准预测点的声压级，dB(A)。Li—第 i个声源对预测点的声级影响，dB(A)。根据上述公式，可计算出在本项目设置施工围档及厂界设有 2.5米高实体

围墙的情形下，在项目施工过程中各主要噪声源噪声级分布如下表所列。

162


表 5.3-1各种施工机械在不同距离的噪声预测值单位：dB（A）序号声源距声源距离（m）

5 10 20 30 40 50 80 100 120 150 2001 载重汽 85 74.7 64.4 59.2 53.1 52.0 50.4 48.9 47.4 46.4 43.42 起重机 88 77.7 67.4 57.2 56.1 55.0 53.4 51.9 50.4 49.4 47.13 切割机 95 84.7 74.4 64.2 63.1 62.0 60.4 58.9 57.4 56.4 54.04 搅拌桩机 84 73.7 63.4 53.2 52.1 51.0 49.4 47.9 46.4 45.4 43.05 振捣棒 88 77.7 67.4 57.2 56.1 55.0 53.4 51.9 50.4 49.4 47.16 空压机 95 84.7 74.4 64.2 63.1 62.0 60.4 58.9 57.4 56.4 54.07 挖掘机 87 76.7 66.4 56.2 55.1 54.0 52.4 50.9 49.4 48.4 46.08 推土机 86 75.7 65.4 55.2 54.1 53.0 51.4 49.9 48.4 47.4 45.0

叠加影响(2+3+5+6)[1]

98.7 88.4 78.1 67.9 66.8 65.7 64.1 62.6 61.1 60.1 57.8

标准限值《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）昼间≤70，夜间≤55

[1]：施工期噪声源较多且分散，各个噪声设备亦并非同时使用，因此本报告选取起重机、切割机、振捣棒、空压机等高噪声级的设备进行声源叠加影响分析。根据本项目在厂区的位置，施工机械距厂界约 30米距离，根据上表预测结

果，本项目厂界能够达到《建筑施工场界环境噪声排放标准》（ GB12523-

2011）昼间≤70dB（A）的限值要求，夜间应停止施工或禁止高噪声设备运行。项目施工对周边环境产生的噪声影响较小。

5.3.2 施工噪声防治措施为了避免拟建项目施工期间噪声的超标和扰民现象出现，建议采取以下措

施：1、在施工开始前，施工单位要制定包括噪声污染控制在内的“施工期环境

保护方案”，并上报建设单位备案。2、在距施工场界较近的居民点张贴“安民告示”，公告施工时间，噪声影

响范围，投诉联系人及联系方式，争取取得谅解。3、尽量选用低噪声系列工程机械设备。

163


4、施工单位应合理安排施工时间和施工场所，并对设备定期保养，严格操作规范。在施工边界，设置彩钢板或砖砌围档，以减少噪声影响。

5、加强运输车辆的管理，按规定组织车辆运输，合理规定运输通道。尽量避免在居民区出入；一旦经过居民区时，车辆应限速行驶，减少鸣笛。

6、在有市电供给的情况下禁止使用柴油发电机组。7、严禁在早 7 点以前，中午 12~14 点，晚 21 点以后启动强噪声施工设备。采取上述措施后，可有效地降低施工噪声，保证施工场界噪声达标以及避

免对声环境环境敏感点的扰民现象发生。

164


5.4 施工期固体废弃物影响分析及防治措施5.4.1 施工固体废物影响分析

施工垃圾主要来自施工所产生的建筑垃圾和施工队伍生活产生的生活垃圾。施工期间将有一定数量的废弃建筑材料如砂石、石灰、混凝土、废砖、土石方等。

1、生活垃圾在工程建设期间，施工人员工作和生活均在施工现场，其日常生活将产生

一定数量的生活垃圾。本项目施工期间施工人员的生活垃圾以 1kg/（d·人）计算，施工人员约 50 人，生活垃圾预计将产生量约为 50kg/d，施工期总共产生18.25t。

2、建筑垃圾根据类比同类项目施工场地，建筑垃圾产生量一般在 0.5~1.0kg/m2 范围内，

本项目新增占地面积为 2275m2，按照 0.8kg/m2计算，则本项目建筑垃圾产生量为 1.82t。建筑垃圾主要成份为：废弃的沙土石、水泥、木屑、碎木块、弃砖、水泥袋、纤维、塑料泡沫、碎玻璃、废金属、废瓷砖等。

5.4.2 施工固体废物防治措施为减少施工垃圾在堆放和运输过程中对环境的影响，建议采取如下措施：1、车辆运输散体物和废弃物时必须做到装载适量，加盖遮布，沿途不漏泥

土、不飞扬；运输必须限制在规定时段内进行，按指定路段行驶；2、对可再利用的废料，如木材、钢筋等，应进行回收，以节省资源；3、对砖瓦等块状和颗粒废物，可采用一般堆存的方法处理，但一定要将其

最终运送到指定的固废倾倒场；4、对有扬尘的废物，采用围隔的堆放方法处置；5、严格遵守《城市建筑垃圾管理规定》的要求，不得将建筑垃圾混入生活

165


垃圾中，也不得将危险废物混入建筑垃圾中处置；6、对生活垃圾要进行专门收集，由环卫工作人员及时清运处置，严禁乱堆

乱扔，防止产生二次污染。采取上述措施后，可对项目施工期间产生的固体废物妥善处理，项目施工

期固废对周围环境不会产生不利影响。

166


5.5 施工期生态环境影响分析及措施5.5.1 施工期生态环境影响分析

本项目建设施工对生态环境的影响主要表现在项目临时占地及“三废”排放对项目区影响范围内土壤植被的影响；运输、人类活动对土壤植被的影响。

5.5.1.1 施工对土壤的影响临时占地由于机械碾压等外力因素，植被将受很大破坏，临时占地数量受

施工管理等因素的影响，具有一定弹性，因此，施工期应对原料堆场、机械设备及运输车辆的行走路线作好规划工作，尽量减少临时用地数量和面积。

在施工中应尽量减少临时占地面积，在施工合同中应有明确的环保目标和相应条款。对大的挖方地段应予以适当处理，以利于自然状态的恢复，避免造成水土流失。

5.5.1.2 施工对植被的影响对施工作业期间的扬尘、施工废弃物对路边植被的影响进行分析。（1）扬尘对植被的影响工程建设中的扬尘是对植被生长产生影响的因素之一，扬尘产生的颗粒物

质对开挖道路两边的树木和草坪产生直接影响。沉降在植物表面的扬尘以干粉尘、泥膜等形式累积，植物表面上的沉降物覆盖阻塞气孔，导致气体减少，叶片温度升高，光合作用下降，叶片黄化干缩，植物的干物质生产受到影响。一般情况下，大范围内较低浓度的颗粒物慢性沉降不至于对自然生态系统产生不利影响，只有当颗粒物的沉降速率很高时才会造成生态问题。因本项目施工内容简单，主要为设备及框架的架设及安装，基本不产生临时堆放土方，因此在正常情况下扬尘浓度低，对植被影响不大。

167


（2）施工废弃物对植被的影响施工废弃物、塑料袋等生活垃圾的胡乱丢弃会造成白色污染而影响土壤，

在大风季节塑料袋被吹挂在植物体上，不仅影响景观，亦影响植物的生长。但这种影响是有可能杜绝的，在施工中只要加强环保宣传，提高施工人员素质就会使这种影响降到最小程度。

5.5.1.3 施工期对生态系统连续性、生物多样性的影响生态系统的功能是以系统完整的结构和良好的运行为基础的，要保护生态

系统的整体性和运行的连续性，则要做到①地域的连续性，这是生态系统存在和长久维持的重要条件；②物种的多样性，这也是生态系统趋于稳定的重要因素，物种多样性越低，生态系统也就越脆弱。此外，本项目对野生动物的影响方式，就鸟类而言，主要是施工过程惊吓

造成的间接影响；对两栖类动物而言，其敏感性反应较差，无固定巢穴，施工对其影响不大；施工对啮齿类和爬行类动物的影响主要在于施工挖沟会毁坏这些动物在施工地带的洞穴，同时，施工人员的活动和来往机械的运动也会使它们受到惊吓，其结果是迫使它们迁往别处。由以上分析可知，项目施工期会对生物种群正常生活造成一定的干扰，但不会对生物多样性造成不利影响。

施工建设期间，施工噪声、人流物流将会影响野生动物的活动，使较敏感的野生动物远离施工区。由于施工场地所在区域为茂名环星新材料股份有限公司现有厂区内，且维持现状多年。厂区内野生动物已经基本不存在，本项目对野生动物基本无影响。

5.5.2 施工期生态环境影响减缓措施建设项目施工期间对周围环境的生态影响轻微，主要影响因素主要集中在

物料、设备的运输与安装阶段。因此，施工期前应先做好施工组织，做出详细的规划，拉运建筑材料和设备的车辆在固定的道路上行驶，防止四处乱辗，扰

168


动地表；划定好施工活动范围，包括材料设备的堆存范围、机械设备及运输车辆的行走路线、人员食宿及运动范围，尽量减少临时占地数量。

在施工过程中需加强管理，严禁不按操作规程野蛮施工。施工监理部门和当地环保部门也应紧密合作，进行监督管理。施工结束后，须及时清理场地，保证装置界区周边的绿化率。

169


6 营运期环境影响预测与评价6.1 大气环境影响预测与评价根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008），三级评价可不

进行大气环境影响预测工作，直接以估算模式 SCREEN3 的计算结果作为预测与分析依据。估算模式 SCREEN3是一个单源高斯烟羽模式，可计算点源、火炬源、面源和体源的最大地面浓度，以及下洗和岸边熏烟等特殊条件下的最大地面浓度。估算模式中嵌入了多种预测的气象组合条件，包括一些最不利的气象条件。经估算模式计算出的某一污染源对环境空气质量的最大影响程度和影响范围的保守计算结果。

6.1.1 气象资料分析本项目利用的地面气象历史资料来源于茂名市气象站提供的 1998〜2017 年

20 年的主要气象资料统计结果。茂名市位于广东省的西南部，面临南海，属南亚热带季风海洋气候。该地

区属于多雷区，历年最多雷电日为 115天，最少为 58天，平均 81天。无霜期为 365天，全年无降雪和冰冻。夏、秋两季常受强热带风暴袭击，年平均台风影响次数为 2.76次。

1、长期气象要素统计茂名市气象站 1998 年至 2017 年 20 年的主要气象要素统计结果见下表。

表 6.1-1 茂名市气象站近 20 年的主要气象要素统计结果项目数值

年平均风速(m/s) 2.35

最大风速(m/s)及出现的时间 38.4 风向：NE 2008 年 9月 24日年平均气温(℃) 23.38

极端最高气温(℃)及出现的时间 37.9 2003 年 7月 23日极端最低气温(℃)及出现的时间 2.0 2016 年 1月 24日

年平均相对湿度(%) 80

年均降水量(mm) 1768.7

170

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置年降水量极值(mm)及出现的时间最大值：2784.5mm 2002 年

最小值：1143.8mm 2003 年年平均日照时数(h) 1781.4

2、累年各月平均风速统计茂名市气象站 1998 年至 2017 年 20 年累年各月平均风速见下表下图。

表 6.1-2 茂名累年各月平均风速(m/s)月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 平值

值风速 2.3 2.5 2.8 2.8 2.5 2.4 2.7 2.1 2.1 2.1 2.0 1.9 2.35

3、累年各月平均气温统计茂名市气象站 1998 年至 2017 年 20 年累年各月平均气温见下表下图。

表 6.1-3 茂名累年各月平均气温(℃)

月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 平值值气温 16.

017.4

20.2

23.8

26.7

28.2

28.5

28.3

27.4

25.2

21.7

17.2 23.38

4、茂名累年各风向频率茂名市气象站 1998 年至 2017 年 20 年累年风向频率见下表下图。

表 6.1-4 茂名累年各风向频率(%)

风向 N NNE NE EN

E E ESE SE SSE S SSW SW WS

W W WNW NW NN

W C

风频(%)

6 3 4 5 15 12 15 6 4 2 2 1 2 2 4 7 10

根据评价区长期气象资料统计，评价区多年的主导风向为 E-ESE-SE 风，三风向出现的出现频率之和为 42%。评价区多年静风频率为 10%。

171


图 6.1-1 茂名气象站风向玫瑰图(统计年限：1998-2017 年)

6.1.2 环境空气影响分析6.1.2.1 工艺废气影响分析采用 HJ2.2-2008推荐模式清单中的估算模式分别计算污染源的几种污染物

(选取有质量标准的污染物)的下风向轴线浓度，并计算相应的浓度占标率，各污染物的源强选取最大值进行预测，点源计算清单详见表 6.1-5 和面源计算清单详见表 6.1-6，预测结果见表 6.1-7。估算模式中未考虑建筑物下洗的影响，同时参照地形图，本项目选址周围地形起伏高度在±10m左右，属于简单地形。

表 6.1-5 估算模式计算参数表点源名称

点源排放高度（m）

排气筒内径(m)

废气量（m3/h）

出口温度（℃）排放速率

油气回收设施 15 0.05 200 20 非甲烷总烃 0.24kg/h

表 6.1-6 面源估算模式计算参数表面源名称面源长度面源宽度面源初始排

放高度排放量装置区 65 35 10 非甲烷总烃 0.261kg/h

172


表 6.1-7 正常工况估算结果D（m）点源（非甲烷总烃）面源（非甲烷总烃）

Ci1(mg/m3) Pi1(%) Ci2(mg/m3) Pi2(%)10 0.00000 0.0000 0.02852 1.43100 0.03489 1.74 0.0748 3.74

200 0.02649 1.32 0.05436 2.72

300 0.01962 0.98 0.03128 1.56

400 0.0139 0.70 0.02011 1.01

500 0.01025 0.51 0.01413 0.71

600 0.0079 0.40 0.01059 0.53

700 0.006308 0.32 0.008303 0.42

800 0.005183 0.26 0.006742 0.34

900 0.004359 0.22 0.005624 0.28

1000 0.003735 0.19 0.004786 0.24

1100 0.00325 0.16 0.004141 0.21

1200 0.002865 0.14 0.003634 0.18

1300 0.002553 0.13 0.003227 0.16

1400 0.002296 0.11 0.002894 0.14

1500 0.002082 0.10 0.002618 0.13

1600 0.0019 0.09 0.002385 0.12

1700 0.001746 0.09 0.002187 0.11

1800 0.001612 0.08 0.002017 0.10

1900 0.001496 0.07 0.00187 0.09

2000 0.001394 0.07 0.001741 0.09

2100 0.001305 0.07 0.001627 0.08

2200 0.001225 0.06 0.001526 0.08

2300 0.001153 0.06 0.001436 0.07

2400 0.001089 0.05 0.001355 0.07

2500 0.001032 0.05 0.001283 0.06

Pmax 0.03709 1.85 0.07987 3.99最大落地浓

度距离（m）

67 74

173


根据估算模式的预测结果，本项目下风向最大环境影响预测统计结果见下表：

表 6.1-8 本项目下风向最大环境影响预测统计结果统计表污染源类

型污染源名称污染物最大浓度距离（m）

下风向最大浓度（mg/m3）

浓度占标率（%）

点源油气回收设施非甲烷总烃 67 0.03709 1.85

面源装置区非甲烷总烃 74 0.07987 3.99

经估算模式预测，拟建项目各污染源在正常工况下排放的污染物占标率均不超过 10%，非甲烷总烃满足国家环境保护局科技标准司出版的《大气污染物综合排放标准详解》推荐值。

因此，本项目大气污染物排放对周围环境空气质量影响不大。6.1.3 大气环境防护距离的确定《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2008）中规定“为保护人群

健康，减少正常排放条件下大气污染物对居住区的环境影响，在项目厂界以外设置大气环境防护距离。”根据导则规定，依据大气环境防护距离计算模式（估算模式）对本项目无

组织排放的污染源进行计算。具体计算结果详见图 6.1-2。

174


图 6.1-2 本项目大气防护距离计算结果图计算结果显示无超标点，可不设置大气环境防护距离。6.1.4卫生防护距离的确定⑴无组织排放源强本项目无组织排放的污染物及源强见表 6.1-6。⑵计算模式采用《制定地方大气污染物排放标准的技术方法》(GB/T13201-91)中的公

式：Qe/Cm=1/A(BLc+0.25r2)0.50LD

式中：L—工业企业卫生防护距离，m

r—有害气体无组织排放源所在生产单元的等效半径，m。（根据该生产单元占地面积 S（m2）进行计算，r=(s/π)0.5）

A、B、C、D—卫生防护距离计算系数，无因次，根据工业企业所在地区近 5 年平均风速及工业企业大气污染源构成类别从表 6.1-9 中查取。

Qe—工业企业有害气体无组织排放量可以达到的控制水平，kg/h。175


Cm—污染物标准，mg/m3。卫生防护距离计算的系数选取详见表 6.1-9。

表 6.1-9 卫生防护距离计算系数计算系数

年均风速m/s

卫生防护距离 L，mL≤1000 1000<L≤2000 L>2000

工业企业大气污染源构成类别Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅰ Ⅱ Ⅲ

A<2 400 400 400 400 400 400 80 80 80

2〜4 700 470 350 700 470 350 380 250 190>4 530 350 260 530 350 260 290 190 140

B <2 0.01 0.015 0.015>2 0.021 0.036 0.036

C <2 1.85 1.79 1.79>2 1.85 1.77 1.77

D <2 0.78 0.78 0.57>2 0.84 0.84 0.76

⑶计算结果及卫生防护距离的确定卫生防护距离计算结果详见图 6.1-3 和表 6.1-10。

图 6.1-3 本项目卫生防护距离计算结果图

表 6.1-10 卫生防护距离计算结果表面源名称污染物名称计算结果，m 卫生防护距离，m

装置区非甲烷总烃 6.074 50

176


由表 6.1-10 可见，本项目卫生防护距离为以装置区边界为起点，外延 50m

范围为本项目卫生防护距离，该卫生防护距离范围无敏感目标，满足卫生防护距离要求。

本项目卫生防护距离图详见附图 6.1-4。

177


图 6.1-4 本项目卫生防护距离范围图

178


6.1.5 小结综上所述，本项目实施后，新增大气污染物为非甲烷总烃，在正常工况下排放的

污染物占标率不超过 10%，非甲烷总烃环境空气质量满足国家环境保护局科技标准司出版的《大气污染物综合排放标准详解》推荐值；本项目装置设 50m 卫生防护包络线范围，不设大气防护距离。项目实施后对周边大气环境现状影响不大。6.2 水环境影响分析与评价

6.2.1 本项目废水排放情况本项目产生的废水主要是含油污水及初期雨水。含油污水主要为自机泵冷却水、

地面冲洗水，设备清洗及回流罐排放含油污水，为间断排放。本项目含油污水及初期雨水 4705t/a送入低浓度污水处理场进行处理，全部回用于

循环水场补水。6.2.2 废水排放依托厂区内低浓度污水处理场的可行性

1、污水管网本装置所在区域为炼油分部厂区内，厂区污水管线已铺设完善，建成后按照“清

污分流、污污分流、分类处理”的原则设置排水系统，各类污水按其性质及处理要求分别进行处理、回用或排放，因此本装置产生的污水接入厂区内低浓度污水处理场条件成熟。

2、水质符合性由工程分析可知，本装置产生的废水特征污染物主要为 COD 和石油类，浓度分别

在 350mg/L、200mg/L 以下，符合厂内污水处理场的接纳标准。见表 6.2-1。3、水量符合性拟建项目含油污水量为 4705m3/a（0.56t/h），茂名分公司全厂进入低浓度污水处

179


理场的处理量为 427.6t/h，富余能力为 772.4t/h，有足够的能力处理本项目，拟建项目建成后装置的排水量为仅占富余处理能力的 0.07%，从水量接受能力来看，厂区内低浓度污水处理场完全有能力处理本项目污水。

4、废水回用于循环水场符合性根据《工业循环冷却水处理设计规范》(GB50050-2007)对再生水作为循环水补水

的水质作了一般规定，但不是强制执行的条款，该设计规范 6.1.3对再生水补水水质的要求是：“宜采用符合本规范规定或根据试验和类似工程的运行数据确定”。目前低浓度污水场污水回用到循环水场的实际运行效果良好。低浓度污水场处理后的出水也满足循环水场的回用水水质要求，见 6.2-1。

表 6.2-1 改造后低浓度污水处理场设计进出水水质项目 pH值 CODCr

(mg/l)温度(℃)

石油类(mg/l)

悬浮物(mg/l)

挥发酚(mg/l)

硫化物(mg/l)

氨氮(mg/l)

BOD5(mg/l)

进水 6〜9 ≤1000 ≤40 ≤500 ≤ 200 ≤ 40 ≤ 20 ≤ 50 ≤ 400出水 6〜9 ≤50 ≤40 ≤2 ≤ 30 ≤ 0.5 ≤ 0.1 ≤ 5 ≤ 5回用水 6〜9 ≤50 ≤40 ≤2 ≤ 30 ≤ 0.5 ≤ 0.1 ≤ 5 ≤ 5

综上所述，本项目装置建成后废水满足低浓度污水处理场的进水水质要求和处理能力，装置所在区域管网也已配套，废水进入厂区内低浓度污水处理场，经处理后回用于循环场补水，不外排是可行的。

6.2.3炼油厂区内低浓度污水处理场介绍1200t/h 的低浓度污水处理场来水主要包括装置、罐区及辅助生产设施排放的低

浓度污水、脱硫净化水、茂名分公司“厂中厂”排放的含油污水、初期含油雨水、生活污水等，处理工艺流程见图 6.2-1。

180


图 6.2-1 1200t/h低浓度污水处理场工艺流程图

低浓度污水通过系统管架压力流输送低浓度污水处理场，进入调节均质罐。共设置 3个 10000m3 调节均质罐和 1个 10000m3应急储存罐，总有效容积 40000m3，均质时间 8小时，调节时间 16小时，应急储存时间 8小时。罐内设置除油、除泥设施，油水得到有效的分离去除。出水的含油量≤120mg/L。同时有效的去除了罐底沉降的油泥。

调节均质罐出水经过除油器提升泵加压提升至构架第三层的高效聚结除油器进一步去除浮油并去除部分分散油，高效聚结除油器内设有集油管、蒸汽加热设施和排泥阀等。经除油器处理后的污水含油量≤80mg/L。高效聚结除油器处理后的污水利用余压进入构架第二层的两级溶气气浮装置，该

装置采用多相泵溶气气浮工艺，回流量为 30%。一级溶气气浮装置出水自流至二级溶气气浮装置。气浮絮凝剂采用聚合氯化铝，助凝剂采用聚丙烯酰胺，通过加药装置的计量泵投加，污水中细分散油和部分乳化油得到进一步去除，使其出水含油量≤20mg/L。

经二级气浮处理后的污水自流进入膜法 A/O 生化池。A/O1/O2/O3 生化工艺采用前置反硝化工艺流程，生化池串联运行。生化缺氧池（ A ）的溶解氧控制在0.2~0.5mg/L，主要功能是将 NO-

3-N、NO-2-N还原为 N2，并将大分子量的有机物在缺

氧的条件下通过酸化作用降解为小分子量的有机物，提高可生化性。好氧池（ O）的主要功能是将有机物在异养菌的作用下氧化分解为 CO2 和 H2O，在硝化菌的作用下将污水中的 NH3-N 氧化分解为NO-

3-N、NO-2-N。经过硝化后的污水回流到缺氧段进行反

硝化。硝化液回流量为 200%。好氧池混合液的剩余碱度控制在 80mg/L 以上，PH值控制在 7.5 以上。

A/O池出水经泵提升至新建回用水处理区域，进入二沉池，将 A/O池中脱落的生

181


物膜和悬浮物去除，并通过污泥泵送至现有污泥浓缩池浓缩后进现有污泥脱水装置脱水。

经过 A/O 池处理后的污水，出水 COD≤60mg/L 、NH3-N≤10mg/L，自流进入BAF。BAF对溶解性有机物和氨氮均能有效去除，运行稳定，可以深度净化污水。经BAF 处理后，水质如下：COD≤50mg/l、NH3-N≤5mg/l。

A/O反应池 COD容积负荷 0.46kg/(m3·d)，NH3-N 容积负荷 0.03kg/(m3·d)。经过BAF 处理后的污水经泵提升进入多介质过滤器处理，进一步去除悬浮物，使污水处理后达到回用水标准后回用。各单元处理指标负荷见表 6.2-2。

182


表 6.2-2 低浓度污水处理场各单元处理指标负荷处理工艺单元

水温（℃） pH

CODCr（mg/l）石油类（mg/l）

NH3-N（mg/l）硫化物（mg/l）

挥发酚（mg/l）

SS（mg/l）备注进水 40 6.5-

9 1000 500 40 20 40 200

调节均质罐 120

高效聚结除油器

80

一级气浮 40

二级气浮 700 20 40 40

A/O 60 5 10 1 0.5 70

COD负荷：0.46kg/m3·d

NH3-N负荷：0.022kg/m3·d

BAF 50 2 5 0.5 0.5 50多介质过滤器 50 2 5 0.5 0.5 20

6.2.4地表水环境影响分析

本项目的含油污水及初期雨水进入现有 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用于循环补水回用，不外排，本项目建成后产生的废水不外排，对周围地表水环境影响不大。

6.3 地下水环境影响预测与评价6.3.1 区域地质构造

（1）地质构造本装置所在炼油厂区区域地质构造位置上处于华南褶皱系云开大山隆起南部、雷

琼断陷北部，经历了加里东、海西－印支、燕山和喜马拉雅四个构造阶段，早期以褶皱为主，中晚期以岩浆活动和断裂活动为主，区域地质构造条件较复杂，见图 6.3-1。

183


断裂以北东－北北东向为主，次为北西向和近东西向，断裂活动明显控制岩浆活动及变质作用。其中北东－北北东向断裂主要形成于加里东运动后期复活，控制中生代、新生代断陷盆地的发育演化及大规模岩浆活动；东西向断裂主要形成于加里东运动，并伴随一系列东西走向的大型拗陷和隆起。现对茂名盆地和近场区断裂构造叙述如下。

（2）茂名盆地茂名盆地位于调查评价区北侧，是一个呈北西向展布的中新生代断陷盆地，沉积

了厚度 3248m 的白垩系和 1056〜2852m 的第三系。盆地受北东向的吴川－四会断裂带和信宜－廉江断裂及北西向高棚岭断裂控制，南西侧以寒武系或侵入花岗岩为界。盆地内次一级断裂较发育，新生代形成地堑式断陷，以致盆地中心第三系厚度较大，基底埋藏较深。第四纪以来，构造活动不明显，总体表现为地壳缓慢上升，盆地主要受风化剥蚀作用，沿河流有冲积阶地分布，厚度小且变化不大，见图 6.3-2。

184


图 6.3-1 区域地质构造图

185


图 6.3-2 茂名盆地地质构造略图

186


（3）近场区断裂与近场区关系密切的主要断裂构造有吴川-四会断裂带、羊角断裂，见图 6.3-1。1）吴川-四会断裂带吴川-四会断裂带的西南段自近场区北部的阳春-三甲一带向西南延伸，由数条颇

具规模的断裂组成，该断裂带的东南边界断裂为织篢断裂，西北边界断裂为袂花江 -吴川隐伏断裂，在两条断裂间发育有沙琅-后载岭断裂和甘村-晏镜岭断裂，形成一北东窄，西南撒开的总体走向北东-北东东的断裂带。①袂花江-吴川隐伏断裂 F1（简称袂花江断裂，下同）该断裂在地表未发现断裂存在的可靠依据。前人认为，该断裂带自林头村向西南

延伸，沿袂花江经吴川入南海。断裂控制中、新生代盆地的发育，并控制鉴江在吴川以南的流向，鉴江在吴川自北西向东南流，到吴川后以 90°角拐流向南西。卫片解译反映出该断裂虽有一定的线性形象显示，但时断时续，延伸距离较短。据现场对该断裂带的考察，沿袂花江两岸出露的上白垩系和下第三系红层整体较完整，未发现较大规模构造面，河流两岸分布的阶地有两级，一级阶地的标高在 8〜10m，与河水位比高约4〜5m，个别地区见阶地下部的下第三纪红层基座，二级阶地多为基座阶地，离河床较远，高出河床 15〜20m。前人在第二级阶地的砾石层中发现俗称“雷公墨”的玻璃陨石，此玻璃陨石是确定中更新世年代的标志物，由此可将该级台地的时代划分为中更新世，一级阶地应属晚更新世。据对河流两岸的阶地的考察，未发现在地貌上有明显的反差，反映出袂花江流域在中更新世以来是以整体升降运动为主，伴有轻微的向东掀斜运动。由于袂花江断裂属推测断裂，在地表未见该断裂出露的迹象，但断裂控制袂花江

和鉴江的发育和发展，反映出袂花江断裂现今仍存在一定的活动性。地震活动方面，断裂自 1970 年有仪器记录地震以来未记录到大于ML2.0 级地震，

现今地震活动水平很低，历史上亦未曾放生过破坏性地震，表明该断裂的地震活动相对较弱。

187


②甘村-晏镜岭断裂带 F2

该断裂北自甘村向南经林头圩、东靖、水东港至晏镜岭、往南没入南海，陆地出露的长度约 45km。该断裂走向北东向，倾向北西，局部倾向南东，倾角较陡，常超过60°。断裂规模较大，沿断裂可见宽 20〜30m 的压碎岩，角砾岩和硅化岩带。该断裂在林头圩东公路桥边西侧出露硅化构造岩，构造岩已呈浅灰色强烈风化，出露走向为北东 20°左右，宽约 10〜20m。东靖一带见寒武系片麻岩与燕山期花岗岩呈断层接触，接触带分布走向北东 20°左右宽约 50m 的硅化构造岩残坡积层，而其西侧的片麻岩产状为 NE∠30°/NW∠60°。在水东港西南的晏镜岭，断裂规模最显著，形成宽约 200m 以上，长约 2km 的海岸陡崖地貌，在陡岸的东南坡，断层三角面非常明显。断裂由硅化压碎岩组成，带内节理极为发育，节理优势方向为北东 35°左右，倾向西北，倾角 65°

左右。断裂历史上未记录到破坏性地震，1970 年以来仪器记录的小震也很少，只在 1988

年在林头圩与电白间发生一次ML3.1 级地震，断裂的地震活动水平较低。③沙琅-后载岭断裂 F3

该断裂在沙琅以北与阳春大陈圩断裂连接，往南经昌士村、旦场、水东港至后载岭入南海，断裂走向北北东向，倾角 50〜80°，长约 45km。断裂历史上未记录到破坏性地震，在断裂的西南段，现今地震活动较频繁，但震

级较低，最大震级仅为ML2.7 级。2）龙塘-羊角断裂 F4

断裂走向北西 305°，倾向北东，倾角达 75°。断裂发育在茂名盆地内，断裂隐伏在第四系下，切割上白垩统及第三系。断裂历史上未记录到破坏性地震，1970 年以来仪器未记录ML≥2.0 级小震，断裂的地震活动水平较低。综上，近场区的断裂的发育过程不仅控制了盆地的演化，而且决定了盆地的沉积

格局。第三纪早期盆地沉积面积已缩小，油柑窝一带成为沼泽地，其北东、北西、南东仍受控于高棚岭断裂、吴川-四会断裂、信宜-廉江断裂。第三纪中晚期，南西侧受

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金塘、新圩断裂控制，盆地中心由南盛向北东侧迁移到金塘、镇大岭一带，面积大大缩小，盆地内主要沉积河-湖相碎屑岩。其北东、北西、南东与泥盆系或震旦纪地层呈断层接触，南西角度不整合于白垩纪之上。盆地中出现大小不一、方向不同的断裂，大致可分为以高棚岭断裂、金塘断裂、鉴江断层等为主的北西向断裂组，以羊角断裂为主的近东西断裂和以黄杰断裂为主的北东断裂。见图 6.3-3。

图 6.3-3 茂名盆地上第三系地质构造略图

6.3.2 区域地层岩性根据区域地质资料及本次综合地质灾害调查，评估区分布的地层从老到新依次有

寒武系，白垩系和第四系；岩石为燕山期侵入岩。见图 6.3-4。

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图 6.3-4 岩石类型图

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（1）地层1）寒武系（∈）本区域为寒武系八村群（∈B），分布于乙烯厂正门－杨梅村一带。为一套浅海

相复理石建造的碎屑岩，岩石已浅变质。岩性为灰色、灰黄色、灰褐色片麻岩、砂质页岩、泥质砂岩、石英粉砂岩、炭质绢云母页岩等。砂岩为灰、灰黄色，薄－中厚层状，细粒结构，层状构造，石英含量高，质坚，裂隙不甚发育，常见网状石英脉充填裂隙；页岩为灰黄色、灰褐色，呈薄－中厚层状夹于砂岩中，层间接合力差。岩石浅部多已风化（上部一般数米－十余米的残积土层），节理裂隙发育，厚度＞581m。

2）白垩系（K）为白垩系上统铜鼓岭组（Kt），分布于乙烯厂区北－西南地段。红色、暗红色、

紫红色，岩性主要为粘土质杂砾岩、杂砂砾，杂砂岩和粘土岩，为一套红色河流－湖泊相碎屑岩建造。粒状或泥质结构，铁泥质胶结，层状构造，岩层产状近似水平，节理不发育，总厚度＞547m。与上覆及下伏地层均呈不整合接触。

3）第三系第三系地层由下第三纪及上第三纪地层组成。①下第三纪岩层的组成代表油柑窝组，为近海湖沼相，碎屑岩－可燃性有机岩构

造。其底层主要有 5〜8层薄煤层与泥层、油页岩、粉砂质页岩、碳质页岩及粉砂岩层组成。局部含泥质岩或黄铁矿结核；中层主要是褐至黑褐色致密薄层状油页岩，并含有大量水生动物(鱼类、龟类、贝类)化石；顶层常见灰白——黄白色粘土岩。油柑窝组的总厚度为 26〜116m，分布于化州市连界、高州市石鼓、茂南区金塘、茂港区羊角一带。蕴藏有丰富的油页岩、褐煤和高岭土。②上第三纪岩层的组成代表有黄牛岭组、尚村组、老虎岭组和高朋岭组。黄牛岭组岩层为河湖相，碎屑岩——粘土建造。由花岗岩质砂砾岩、砂层、粉砂

层、砂质粘土等组成，岩性松散，呈风化壳状态，平行不整合覆盖于油柑窩组之上；尚村组岩层属湖相泥质岩建造。下部为灰白——灰褐色细砂岩、泥岩、夹含油率低的

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油页岩或极薄的煤层，上部为灰色细密状泥岩；老虎岭组岩层为河湖相碎屑岩、泥质岩建造。上部为绿色砂岩层、砾石层组成，下部为花岗质砂砾岩夹砂岩、砂质粘土层组成。

4）第四系（Q）第四系按成因可划分为残积层、海相、泻湖沉积相、冲洪积相三种沉积类型。①全新统海相（Q4m）：分布于水东推测断裂以东，局部隐伏在泻湖沉积层之下。

为近代海相沉积，一般下部为中、粗砂；上部为黄色粉砂、细砂，局部夹灰色粘土。厚度 0.7〜24m。与下部寒武系八村群为不整合接触，与上部泻湖沉积为相变关系。②全新统泻湖沉积相（Q4l）：分布于水东湾四周沿岸一带。一般下部为粗砂、砾

砂；中部为浅灰、浅黄色粉、细砂，黄色粉砂、细砂，局部为灰色粘土或淤泥质土；上部为灰色粘土或淤泥类土。厚度 0.5〜16m。与下部海相沉积为相变关系。

③ 全新统冲洪积相（Q4al）：主要沿冲洪积洼地分布，一般具下粗上细的二元结构。下部主要由灰黄、黄褐色粗砂、中砂组成，多为次滚圆状，部分滚圆状；上部由浅黄、灰黑色粘土、砂质粘土组成。厚度 1〜10m。与下部基岩为不整合接触。

（2）岩石区域范围出露的岩石为燕山二期、四期侵入岩。1）燕山二期侵入岩（ηγ52（2））该侵入体是本区域最大的地层单元和花岗岩侵入体，呈岩基状，分布于乙烯厂南

－那花村以西北地段，岩性为黑云二长花岗岩。岩石呈花灰色、浅灰白色，花岗结构，块状构造，矿物成分主要为石英、长石、云母等。

2）燕山四期侵入岩（ηγ53（1））主要分布于中间村－那贞村一带，在高地村西侧零星分布，呈岩基状，岩性为黑

云二长花岗岩、花岗岩。粗粒花岗结构，块状构造。灰白、灰黑、肉红等杂色，矿物成分主要为石英、长石、云母等。

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6.3.3 区域水文地质条件为了查明拟建工程及周边区域水文地质条件，说明地下水环境的基本状况，满足

环境影响预测和评价的要求，从茂名盆地的地下水构造系统、地下水沉积系统、地下水含水系统和地下水径流系统入手，逐渐阐明拟建工程所处水文地质单元的地下水赋存条件及特征。

6.3.3.1 地下水构造系统白垩纪中晚期，太平洋板块对欧亚板块的俯冲方向为 NNW向，吴川-四会断裂带

继承印支期的活动方式，为左旋走滑。左旋走滑产生的应力场作用下，本区构造应力场为北西-南东挤压[见图 6.3-5]，在该应力作用下产生 NW向压扭性断层，如高棚岭断层；张扭性断层，如金塘断层及近东西向断层；同时北西-南东挤压作用使地层弯曲，弯曲过程产生 NE向张性断层。由这断层把夹于吴川-四会断裂带、信宜-廉江断裂带间底层分割成块体状，在构造作用下，有的块体下降形成凹陷接受沉积—茂名白垩纪盆地，有的则上升隆起成为剥蚀区。

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图 6.3-5 茂名盆地形成模式图新生代中期太平洋板块俯冲方向由NNW转为NWW，同时印度板块开始向北俯冲，

与欧亚板块强烈挤压碰撞。二者的共同作用，从而使得吴川—四会断裂带由左旋转为右旋，中国大陆东部处于右旋应力场之中。该期构造应力场由 NW—SE挤压、NE—

SW拉张转变为 NE—SW挤压、NW—NE拉张。此应力场条件下，派生的拉应力与早期 NW向断层大角度相交，使高棚岭断层由压扭性转变为张扭性，拉应力产生新的北西走向张性断层，如山阁断层、黄杰断层。在吴川-四会断裂带由左旋走滑转变为右旋走滑过程，使盆地区域处于伸展拉张状态，致使夹于金塘断层、高棚岭断层的地块急剧陷落形成断陷盆地—茂名第三纪盆地。

新生代后期 NE—SW挤压作用使地层褶皱形成向斜，地层总体走向北西-南东，东

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南端在羊角附近地层走向由北西转为北东走向。南西翼向北东倾斜，倾角 5°-15°；北东翼深部向南西倾斜，倾角稍陡，由于受断裂影响，形成一个北东翼窄、南西翼平缓的不对称向斜，向斜整体倾向南东。参见图 6.3-6。

图 6.3-6 盆地构造剖面示意图综上所述，茂名盆地中、新生代期演化是受断层控制。控盆断层吴川 -四会断裂带

经历了由左旋转为右旋滑动，NW—NE向断层经历了由压缩变形到伸展拉张变形的变革。白垩纪期以压缩变形为主，形成面积较大的凹陷；第三纪期以拉张伸展变形为主，金塘-石鼓一带陷落，导致盆地沉积中心有南盛迁移到金塘一带。两次地质构造作用所形成的盆地为白垩纪和第三纪的地层建造提供了沉积空间。

6.3.3.2 地下水沉积系统地下水沉积系统主要阐述在外动力地质作用下，颗粒物按水动力学特征，在茂名

构造盆地沉积形成的地层建造过程。中生代三迭纪至侏罗纪，茂名全境都是隆起剥蚀区，基本没有接受沉积。白垩纪燕山运动对茂名地区有显著影响，断裂活动频繁，形成大大小小的断陷盆

地。在茂名西部，大致以化州南盛为中心，北至化州宝圩，南达吴川樟铺，东起电白林头，西抵化州林尘，形成一个向北西方向拉伸，近菱形的较大型白垩纪内陆断陷盆地—茂名白垩纪盆地。白垩纪早世为河流至湖泊环境，沉积形成一套厚 950m 的砂岩、砾岩、粉砂岩和泥岩，与下伏地层呈角度不整合。当时天气炎热干燥，为氧化环境，沉积物普遍带红色，地史上称此类地层为“红层”。由于不利于生物生存，除了一些

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微型的介形石和偶有恐龙出没外，一般生物稀少。晚白垩世，地壳活动，火山喷发，盆地内堆积了厚达 1000m 的中酸性火山岩和火山质砂砾岩。早第三纪古新世，茂名盆地为山间河湖相粗碎屑建造，与下伏地层呈不整合接触

古新世末期，地壳上升，铜鼓岭组岩层经差异风化，地貌上常成铜鼓状残丘，故有“铜鼓岭”之称。

在始新渐新世时期，沉积基底总的是南高北低。内陆湖泊先在北部形成，水域狭窄，水浅流急，形成了不稳定的沉积环境，先后接受了三角洲相、半深湖相和浅湖相沉积。该时期由于地壳下沉，水域向南扩展，到后期水域加宽，水流稳定，以泥质碎屑沉积为主，受高棚岭断裂的影响沉积中心偏北，发育了上垌组和油柑窝组沉积。本区古近系上垌组下部为杂色砂砾岩夹细砂岩，上部为褐灰、灰绿细砂岩夹粉砂岩，普遍含有黄铁矿微晶，属三角洲前缘的水下分流河道。油柑窝组底部灰绿色、黄褐色砂岩、泥岩属三角洲前缘的水下分流河道沉积；顶部灰绿色泥岩属浅湖相沉积；而厚约20〜30m 的油页岩矿层呈黑褐色或棕褐色，局部含有细砂，虽然在油柑窝组油页岩下部发现薄层煤或煤线，但总体上看应属半深湖相沉积。

在中新世时期，由于高棚岭断裂的进一步活动，沉积了黄牛岭组和尚村组地层，其沉积中心位于高棚岭断裂附近。中新世早期盆地在原来基础上继承发展，又开始接受三角洲相沉积。随沉降作用的加剧，中新世后期全面形成了半深湖浅湖泊环境，这一时期气候温暖潮湿，水流稳定，湖盆稳定、湖面开阔，湖盆接受了大量的泥质碎屑和有机质沉积。黄牛岭组下部是砂岩与砂砾岩互层，颗粒较粗，灰绿色，局部夹黄铁矿晶体，底部为冲刷侵蚀面，属三角洲前缘的水下分流河道；中部细砂岩颜色变深，为三角洲前缘水下分流河道，而含砂泥岩为水下河道间沉积；上部泥岩及细砂岩为黄绿、黄褐色，含炭化植物碎片及黄铁矿，应为三角洲平原水上河道间及水上分流河道沉积。尚村组基本为泥岩，中下部灰白色、褐色、灰绿色泥岩夹褐色油页岩，粉砂岩为浅湖相沉积；上部褐色泥岩和棕褐色油页岩为半深湖相沉积，本组泥岩沉积时为一次最大湖泛面。

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在上新世时期，湖水变浅，湖盆进一步缩小，主要为浅湖相沉积。由于高棚岭断裂活动加强，沉积中心仅存在于控盆断裂处(高棚岭断裂)，沉积了老虎岭组和高棚岭组地层。高棚岭组地层分布范围小，但其厚度大，表明了受控盆断裂影响。第三纪末期高棚岭组沉积之后，受喜马拉雅运动影响，茂名盆地整体隆起，结束了茂名盆地的沉积历史，转入风化剥蚀阶段。因断裂作用，地层作单面倾斜，盆地北部地层露头缺失，南部则上翘，形成一不对称近似箕状的向斜。第四纪，茂名盆地基本上处于风化剥蚀环境，表现为河流冲洪积和高地残坡积。

沿梅江及其支流小东江、白沙河河床附近，有河流横向侵蚀和堆积作用形成的条带状砂和粘土层，局部由砾石、砂、粘土组成粗－细二元结构，偶夹淤泥—泥炭土透镜体。茂名盆地的沉积建造过程参见图 6.3-7。

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图 6.3-7 沉积环境图

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6.3.3.3 地下水含水系统地下水含水系统主要阐述隔水或相对隔水边界内部，具有不同地质时代的地下水

含水层赋存特征。地下水的含水系统的分布及其富水性受大地构造控制，并与地层岩性、厚度、沉

积环境、构造位置及风化作用等条件有着密切的关系。茂名盆地内沉积有白垩纪、第三纪和第四纪地层，按含水介质的不同，将茂名盆地地下水分为基岩类裂隙水含水系统、碎屑岩类裂隙孔隙水含水系统和松散岩类孔隙水含水系统。白垩纪铜鼓岭组地层下部为褐红色、灰紫红色杂砾岩，中部为鲜棕红色细 -中粒杂

砂岩，上部暗红色杂砂岩、杂砾岩、火山岩，构成盆地的基岩裂隙水含水系统。第三系地层有上垌组、油柑窝组、黄牛岭组、尚村组、老虎岭组及高棚岭组，主

要由杂砂岩、杂砾岩不等粒长石石英砂岩和煤层、油页岩层组成，构成盆地的碎屑岩类裂隙孔隙水含水系统。第四纪冲洪积层沿小东江、白沙河（古河道）河床附近条带状堆积，由砾石、砂

粘性土组成，偶夹淤泥—泥炭土透镜体，构成盆地浅表部的松散岩类孔隙水含水系统。区域水文地质剖面图和地下水含水系统划分情况参见图 6.3-8 和图 6.3-9，区域水文地质图参见图 6.3-10。

图 6.3-8 区域水位地质剖面图

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图 6.3-9 区域地下水含水系统划分情况

200


图 6.3-10 区域水文地质图

201


6.3.3.4 地下水径流系统地下水径流系统主要阐述具有相近的地下水埋藏条件、统一的补径排和水动力特

征的地下水单元。茂名盆地浅表部为第四纪松散沉积物和第三纪、白垩纪风化壳，总体厚度一般 5-

30m，下部为第三纪半胶结〜胶结的碎屑岩或白垩纪基岩，依据茂名盆地地下水埋藏条件及运移特征，将 30m 以上划为浅层地下水，30m 以下划为深层地下水。

(1)浅层地下水茂名盆地地处亚热带，降雨充沛，水系发育，第四系松散沉积物含水层地下水交

替条件良好。茂名红层-有机质沉积盆地地势较低，地形起伏较小，但浅表含水岩组以红色砂岩、

复矿砂岩、火山碎屑岩和有机质岩类的风化壳为主，白垩纪和第三纪地层一般为软岩〜极软岩，泥质含量较高，具有遇水软化（泥化）、膨胀的特点，致使湿润〜饱和状态下风化壳的孔隙裂隙闭合，导致表层透水性能变差，补给条件不良。

调查区浅层地下水主要接受当地大气降水，北部接受部分农田灌溉用水的渗入补给，其中大气降水是调查区地下水的主要补给来源，占总补给量的 80%以上。据茂名水文站观测资料计算，大气降水入渗系数为 0.127-0.29。

调查区受构造作用呈走向北西、倾向南东的萁状盆地，浅层地下水的径流受地形地貌、浅表部地层岩性、白沙河古河床位置等综合控制。浅层地下水接受大气降水和农田灌溉水渗入补给后，首先沿隆岗高地的风化壳向两侧低洼处的松散层径流，然后沿冲沟、河床下部的浅部含水层向东南方向径流，遇小东江和梅江后径流方向转向西南。浅层地下水埋深情况参见图 6.3-11。

调查区浅层地下水埋深较浅，其中一部分通过蒸发蒸腾作用返回大气，一部分在径流过程中于冲沟、坡脚、台地边缘等地形低洼处或基底隆起时出露地表，补给地表水体或河流，一部分消耗于当地人工开采，同时沿低洼部位的浅部含水层向下游方向

202


径流排泄。通过浅层地下水和深层地下水水位观测资料，在茂名第三纪盆地分布区地势较高，浅层地下水位高于深层地下水，部分浅层地下水向深部运移补给深层地下水。

图 6.3-11 浅层地下水埋深图(2)深层地下水调查区深层地下水仅赋存在茂名盆地第三纪半固结的砂砾岩和砂岩中，与粘土岩

和油页岩互层，自上而下可分为三个承压含水组和两个区域隔水层。这两个区域隔水层分别为尚村组含油粘土岩和油柑窝组油页岩，一般厚度分别为 200-400m 和 20-

30m。茂名盆地一个开启型多层结构以裂隙-孔隙承压水为主的向斜盆地，属独立的地

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下水径流系统，承压水主要为当地浅层水补给，并在盆地内径流和排泄。第一承压含水组：分布于茂名盆地中部和东北部，含水层主要为高棚岭和老虎岭

组的砂、砾砂和砾石层，其总厚度、埋深、层次由边缘向中心增厚、变深和增多，含水层最厚约 700m，底板最深 1500m，层数最多 50多层。第二承压含水组：分布于茂名盆地广大地区，含水层主要为黄牛岭组砾石、砾砂和砂层，其次是分布于茂名盆东南部的尚村组砾石、砾砂和砂层，埋深和厚度由盆地边缘向盆地中心逐渐变深和增厚，顶板埋深 30〜1782m，厚度一般为 50-150m，一般由 6〜15个含水层组成，单层厚度一般为 3-20m不等。第三承压含水组：分布于茂名盆地中除陈垌附近和分界断裂至高棚岭断裂之间的

以外广大地区，含水层为上垌组砂砾岩、粉细砂岩，顶板埋深由盆地西南部和东南部边缘向盆地中心逐渐变深，深度在 30-2200m之间，厚度从西南部和东南部向盆地中心变薄和尖灭，厚度一般为 8-15m，该含水组一般无集中供水意义。高棚岭、老虎岭和黄牛岭组等地层部分出露地表，直接接受大气降水和灌溉用水

补给，形成浅层地下水，在上述地层出露地段，浅层地下水水位均高于深层地下水，其中一部分浅层地下水沿着孔隙-裂隙或断裂带向深部径流，补给深层地下水。第一承压含水组水位标高为 19.96-36.36m，由东北向西南方向逐渐降低，于小东

江佳山附近最低，大部分地段浅层地下水水位高于承压水，在佳山附近相反，承压水水位高于地表 2.20m，说明该组承压水主要通过含水层孔隙-裂隙迂回曲折的空隙，由北东向南西径流，并主要于小东江佳山附近，大约 20m 以下顶托补给浅层地下水或直接排入小东江。第二、三承压含水组承压水，在盆地西南部至东南部，水位标高11.55-33.57m，总的由盆地边缘向盆地中心方向逐渐降低，在白沙河黄泥塘附近最低，一般在台地地势较高处，上层水位高于下层水位，而在河谷平原，尤其是黄泥塘附近相反，承压水水位高于地表 3.35m，说明该地段承压水主要由盆地边缘向盆地中心径流，并于白沙河谷主黄泥塘附近顶托补给浅层地下水或直接排入白沙河。

204


6.3.4.5 地下水动态特征根据调查区已有资料可知，浅层地下水水位动态在不同地形、地貌、含水层岩性

及埋深等条件下，其动态变化有所不同，且直接受大气降水和农灌用水等影响。在浅层地下水中，每年的最低水位一般出现在 1〜4月份，最高水位一般出现在 7〜9月份，与降水量的变化基本一致，因为不同水位埋深或包气带岩性不同，滞后时间在半个月到一个月左右。承压水动态季节性变化不明显，2005 年之后，因地下水开采量减小，承压水水头有所抬升。

6.3.4.6浅层地下水富水性特征依据 1:50000 地质资料分析和调查区已有资料，湛江水文地质一大队对茂名地区

浅层地下水进行了富水性分区。浅层地下水富水性按民井水位降深 1m或钻孔水位降深 5m 的单井（孔）涌水量大小分为：水量丰富、中等和贫乏三个等级（见表 6.3-1)。茂名地区浅层地下水富水性分区情况见图 6.3-12。

表 6.3-1 富水等级划分标准表富水等级民井单位涌水量(t/d·m) 钻孔单位涌水量(t/d·m)丰富＞400 ＞100

中等 40~400 100~1000

贫乏＜40 ＜100

浅层地下水主要分布于现代河谷及白沙河古河道，含水层为第四系洪积、冲积和湖沼沉积的亚砂土、砂，白沙河古河道含水层以砂卵砾石为主。碎屑岩和基岩类上部风化壳残(坡)积层一般赋存潜水。按本区地下水特征和埋藏条件，将 30m 以上划为浅层地下水，30m 以下划为深层地下水。浅层地下水水位理深多在 0.5~5.0m之间，比较贫乏的地段主要是第四系与白垩系

交界处，冲积层厚度薄颗粒细的地方；比较丰富的地段分布于近代河道、古河道和部份洪积扇顶部位。白沙河古河道分布于金塘至文冲口一带，宽度 500~2000m左右，第

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四系冲积层厚度小于 30m。含水层以砂卵砾石为主，平均厚度 8.64m，水位埋深1.09~4.46m，中部水量丰富，两侧中等。

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图 6.3-12 茂名地区浅层地下水富水性分区图

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6.3.4 评价区水文地质条件6.3.4.1包气带岩性特征

依据厂址及周边地区水文和工程地质钻探结果，包气带岩性主要为杂填土，局部为耕植土，部分钻孔下部见褐红色残积粉质粘土。填土层主要分三类：油页岩矿渣、建筑垃圾和素填土，其分布无明显规律。浅层地下水水位埋深在0.50〜3.26m之间，包气带厚度较薄，这与南方地区降雨量较大有直接关系。包气带厚度总体情况见图 6.3-13。

图 6.3-13 包气带厚度等值线图208


6.3.4.2包气带渗透性能根据《中石化茂名分公司油品质量升级改造工程环境影响报告书地下水专

题报告》可知，厂址区地表多由建筑垃圾和油页岩矿渣填筑形成，包气带地区渗透性能强，类似于中、粗砂的渗透性能，渗透系数在 16.12-27.94m/d之间。

6.3.4.3包气带防渗性能《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）包气带防渗性能分

类见表 6.3-2。表 6.3-2 包气带防污性能分类表

分类包气带岩土的渗透性能强岩（土）层单层厚度 Mb≥1.0m，渗透系数K≤10-6cm/s，且分布连续、稳定。

中岩（土）层单层厚度 0.5≤Mb＜1.0m，渗透系数K≤10-6cm/s，且分布连续、稳

定；岩（土）层单层厚度 Mb≥1.0m，渗透系数 10-4cm/s≤K＜10-6cm/s，且分布连续、

稳定弱岩（土）层不满足上述“强”和“中”条件参照表 6.3-2 分类标准，厂址区包气带没有连续的粘性土层分布，各类填土

的渗透系数均大于 10-4cm/s。所以，包气带天然防渗性能弱。6.3.4.4浅层地下水饱水带特征

(1)饱水带厚度特征厂址区东侧和南侧为河流一级堆积阶地，西侧为河流二级堆积阶地，因此

两侧饱水带厚度较大。东侧饱水带厚度 7.0m左右，南侧饱水带厚度 9.0m左右；西侧受白沙河古河道影响，饱水带厚度在调查区内最大，且从厂区向古河道方向厚度呈不断增大的趋势，一般在 9~20m之间。

厂址区中南部为河流二级基座阶地，因此饱水带厚度相对较薄，一般在8.0m左右。厂址区中北部为河流三级侵蚀阶地，建厂前地表岩性主要为褐红色

209


残积粉质粘土，局部低洼带为第四系粘性土或砂土；建厂后表层主要被油页岩矿渣、建筑垃圾和素填土等人工填筑层覆盖，在原低洼处人工填筑层厚度较大总饱水带厚度一般在 3.0~9.0m之间，此范围也是评价区饱水带平均厚度最小的区域。

(2)饱水带岩性特征受原地形地貌控制和后期人为活动的影响，评价区饱水带岩性亦呈明显的

分块或分带性。厂址区受后期人为活动影响最为明显，通过钻探揭露，饱水带岩性上部

1.0~3.0m为人工填筑层，下部 2.5~7.0m一般为粉质粘土，原始低洼处见粘质粉土夹薄砂层。评价区白沙河古河道呈南南东向展布，宽度约 0.8~1.2km，长约4.0km，中心条带岩性主要为砂砾石层，向两侧逐渐过渡为砂土和粉土，含水层分布不均，平均厚度 6-10m，古河床地表有约 2~5m厚的粘性土分布。厂址与白沙河古河道之间及厂址向东至小东江西岸，饱水带岩性主要为粘质粉土和粉质粘土，局部冲沟处有条带状砂性土分布，厚度一般 5.0~9.0m；厂址与小东江之间为南北向分布的居民区，表层一般分布有 1.0~2.0m 的人工填筑层，但一般为包气带。

6.3.4.5浅层地下水补径排特征厂址区原名为北山，是一片丘陵高地，整体地形中间高，向四周逐渐降低；

厂址区地貌单元为河流三级侵蚀阶地，其北侧和东侧为河流一级堆积阶地，西侧为河流二级堆积阶地，南侧由河流二级基座阶地过度为河流一级堆积阶地。因此，浅层地下水的补径排特征明显受控于评价区的地形地貌特征。

评价区面积虽然只有 31.9km2，但其浅层地下水却是一个完整的局部水文地质单元。浅层地下水补给来源主要为大气降水，由厂址区向四周辐射型径流。浅层地下水排泄去向主要为潜水面蒸发，在东侧有少量出露地表排入小东江，西南侧以潜流方式沿白沙河古河道向下径流；厂址周边居民区有零星浅井分布

210


取少量浅层地下水用作洗衣、洗菜等家庭生活用水和家禽饮水、菜园浇水等小范围农牧业用水。评价区浅层地下水流场情况见图 6.3-14。

图 6.3-14 评价区浅层地下水等水位线图

6.3.4.6岩（土）层渗透系数根据《中石化茂名分公司油品质量升级改造工程环境影响报告书地下水专

题报告》可知，评价区范围内浅层地下水含水层渗透系数相差较大。厂址区第四系含水层主要为残积土，渗透性能差，因此渗透系数在 0.0399~0.286m/d之间。厂址南侧原有短小冲沟在此穿过，第四系含水层见粉细砂，渗透系数为4.21m/d。白沙河古河道上含水介质以粗砂为主，渗透系数达到 17.54m/d。

211


6.3.5 地下水环境影响预测与评价根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ 610-2016），二级评价中

水文地质条件复杂时采用数值法，水文地质条件简单时可采用解析法。本工程评价范围内水文地质条件都相对简单，因此采用解析法对地下水环境影响进行预测。

建设单位拟在厂区新建地块容易出现地下水污染威胁的装置、罐区及过水设备装置区等区域设防渗结构，同时地面进行水泥硬化。做好各个细节的防渗堵漏措施和地下水污染事故应急设施，每日派专人多次巡查，做好设备运行记录和防渗检查记录。因此，正常情况下，本项目对地下水的环境污染影响较小但是在非正常工况下，厂区防渗结构出现破损而导致渗漏时，则会对厂址区域的地下水形成较大的污染威胁。

因此本节针对厂区地下水二级评价采用解析解方法预测污染源在非正常工况下，防渗结构出现破损时对地下水环境的影响。

6.3.5.1 污染源及污染因子识别（1）污染源识别根据工程使用原辅材料性质及其贮存特点、主体工程设备的安放情况、输

水管道的布设情况，结合建设单位对各工程的拟采取的防渗情况，识别出本项目新鲜解吸剂储罐可能为对厂区及附近区域地下水影响的主要污染源。

（2）污染因子识别根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）第 5.3 节识别

出新鲜解吸剂储罐正壬烷（石油类）为本项目的污染因子。

212


6.3.5.2 预测模型概化及参数选取（1）预测模型选取及模型概化根据建设单位提供资料，厂区水泥地面硬化并设防渗结构，正常工况下不

会对区内地下水造成影响。非正常工况为新鲜解吸剂储罐出现破损泄露后，储罐围堰区硬底化及底部防渗结构也破损（未被及时发现）的情况，正壬烷会顺着破损裂缝进入到包气带岩层中，进入到含水层中污染地下水。

本次环评即考虑在非正常工况下，储罐防渗结构出现破损情况下污染地下水的情景。

厂区地下水流向整体上呈一维流动，地下水位动态稳定，因此污染物在浅层含水层中的迁移，可概化为瞬时注入示踪剂（平面瞬时点源）的一维稳定流动二维水流动力弥散问题，该区域地下水流向整体由北往南流，取平行地下水流动的方向为 x轴正方向时，则污染物浓度分布模型如下：

C ( x, y ,t )=mM /M

4 πn√DL DT te−[ ( x−ut )2

4 D L t +y2

4 DT t ] （式 6.3-1）式中：x，y——计算点处的位置坐标；

t——时间，d；C(x，y，t)——t时刻点 x，y 处的示踪剂浓度，g/L；M——含水层的厚度，m；mM——瞬时注入的示踪剂质量，kg；u——水流速度，m/d；n——有效孔隙度，无量纲；DL——纵向 x 方向的弥散系数，m2/d；DT——横向 y 方向的弥散系数，m2/d；π——圆周率。

为便于模型计算，将地下水动力学模式中预测各污染物在含水层中的扩散作以下假定：

213


①污染物进入地下水中对渗流场没有明显的影响；②预测区内的地下水是稳定流；③污染物在地下水中的运移按“活塞推挤”方式进行；④预测区内含水层的基本参数（如渗透系数、厚度、有效孔隙度等）不变。在上述概化条件下，结合水文地质条件和地下水动力特征，非正常工况情

景下，废水中污染物的扩散速度进行预测。这样假定的理由是：① 有机污染物在地下水中的运移非常复杂，影响因素除对流、弥散作用以

外，还存在物理、化学、微生物等作用，这些作用常常会使污染浓度衰减。目前国际上对这些作用参数的准确获取还存在着困难；

②从保守性角度考虑，假设污染质在运移中不与含水层介质发生反应，可以被认为是保守型污染质，只按保守型污染质来计算，即只考虑运移过程中的对流、弥散作用。在国际上有很多用保守型污染质作为模拟因子的环境质量评价的成功实例；

③ 保守型考虑符合工程设计的思想。（2）模型参数选取利用所选取的污染物迁移模型，能否达到对污染物迁移过程的合理预测，

关键就在于模型参数的选取和确定是否正确合理。本次预测所用模型需要的参数有：含水层厚度 M；外泄污染物质量 mM；岩

层的有效孔隙度 n；水流速度 u；污染物纵向弥散系数 DL；污染物横向弥散系数DT，这些参数由本次工程地质勘察及类比区域勘察成果资料来确定。①含水层的厚度 M

本次评价主要考虑评价区浅层含水层，该层含水层厚度 3〜9m左右，取平均 6m。②瞬时注入的示踪剂质量 mM

本项目最大解吸剂储罐体尺寸为 Φ13×13.5m，储罐渗漏量采用流体力学伯214


努利方程计算：gh

PPACQ d 2

)(2 00

式中：Q0—液体泄漏速度，kg/s；Cd—液体泄漏系数，取 0.63；A—裂口面积，m2；根据国内典型油罐区泄漏事故，泄漏孔径取

5cm。ρ—泄漏液体密度，kg/m3；P—容器内介质压力，Pa；本项目储罐设氮封阀，储罐为微正压。P0—环境压力，Pa；g—重力加速度，9.8m/s2；h—裂口之上液位高度，m。

储罐渗漏速度取值见表 6.3-3。

表 6.3-3 解吸剂储罐渗漏源强取值参数 Cd A ρ P P0 g h Q

单位无量纲 m2 kg/m3 Pa KPa m/s2 m kg/s

取值 0.63 0.00785 720 101.5 101.0 9.8 3.6 29.9

由于该储罐设置于地表，一般情况下，该罐体在泄露半小时内就能被发现并对泄漏储罐液体进行转移，则在此时间段内泄露物料为 53839.2kg。渗漏的物料通常在 0.5h内即可收集完毕，保守考虑，90%的渗漏量在 0.5h内即可被回收。假定由于腐蚀或地质作用，储罐底部地面防渗结构发生破损，破裂面积为

地面面积的 5%，污染物通过此裂缝进入包气带，考虑到污染物特性和包气带的截留作用，认为最终进入含水层的污染物总量为进入包气带的 10%，则进入含水层的石油类污染物源强为：

53839.2×10%×5%×10%=26.9kg。③含水层的平均有效孔隙度 ne

215


评价区孔隙潜水含水层岩性以含砾石、砂、粘性土为主，ne取经验值 0.4。④水流速度 u

浅层水含水层渗透系数 0.0399-0.286m/d，取平均值 0.163m/d，地下水水力坡度根据图 6.3-14 可知 I=0.01，则地下水的实际渗透速度：

V=KI/ne=0.163×0.01/0.4=0.0041m/d。⑤纵向 x 方向的弥散系数DL

参考 Gelhar 等人关于纵向弥散度与观测尺度关系的理论，根据本次场地的研究尺度，模型计算中纵向弥散度选用 6m。由此估算评估区含水层中的纵向弥散系数：DL=αL×u=6m×0.0041m/d=0.0025m2/d。⑥横向 y 方向的弥散系数DT

根据经验一般DT/DL=0.1，因此DT取为 0.00025m2/d。各模型中参数取值见表 6.3-4。

表 6.3-4 预测参数取值一览表项目

渗透系数k（m/d）

水力坡度 I

有效孔隙度 ne

地下水流速u（m/d）

纵向弥散系数（m2/d）

横向弥散系数（m2/d）

取值 0.163 0.01 0.4 0.0041 0.0025 0.00025

6.3.5.2 预测内容及评价标准本次模拟预测，根据污染风险分析的情景设计，在选定优先控制污染物的

基础上，分别对地下水污染物在不同时段的运移距离、超标范围进行模拟预测并预测下游最近敏感点污染物的贡献值影响程度。

项目建设期及服务期满后用水量及排水量都很小，对地下水流场及水质影响极弱，因此报告仅对生产运行期可能对地下水环境造成影响进行预测。

本次预测标准采用《地下水环境质量标准》（GB/T14848-2017）III 类标准为石油类 0.05mg/L，即石油类超过 0.05mg/L 的范围定为超标范围。

216


6.3.5.3模型预测结果在未采取防渗措施、不考虑包气带对污染物的截留且考虑最大污染源泄露

的情况下，根据模拟情景进行预测，将确定的参数代入式 6.3-1，便可以求出含水层不同位置，任何时刻的污染物浓度分布情况，预测结果如下。泄露事故发生 100d 后，石油类在含水层的最大下游超标距离为 4.41m，超

标范围为 13m2；1000d 后石油类的最大下游超标距离为 15.1m，超标范围100m2；20 年（7300d）后，石油类的最大下游超标距离为 54.93m，超标范围550m2；具体预测结果见表 6.3-5、图 6.3-15至 6.3-17。

表 6.3-5 事故发生后污染物在地下水环境中超标范围预测表预测因子质量标准

（mg/L）预测时间（d）下游超标距离（m）超标面积（m2）

石油类 0.05

100 4.41 13

1000 15.1 100

7300 54.93 550

图 6.3-15 事故发生 100d后石油类的超标范围（浓度单位 mg/L，坐标单位 m）

217


图 6.3-16 事故发生 1000d后石油类的超标范围（单位：m）

图 6.3-17 事故发生 7300d后石油类的超标范围（单位：m）

项目最近敏感点为东面黄竹塘村，位于地下水流向上游。地下水流向下游最近敏感点为石山脚村，距离本项目装置区约 2342m。根据以上分析，由于含水层迁移扩散能力慢，在项目预计服务期限 20 年内，

由于储罐泄露后，污染物还未能扩散至在下游 2342m外的石山脚村，因此判断本项目对下游敏感点的地下水水质影响较小。

218


6.3.6 小结本项目在厂区新建地块容易出现地下水污染威胁的装置、罐区及过水设备

装置区等区域设防渗结构，同时地面进行水泥硬化。做好各个细节的防渗堵漏措施和地下水污染事故应急设施，每日派专人多次巡查，做好设备运行记录和防渗检查记录。因此，正常情况下，本项目对地下水的环境污染影响较小。

在发生渗漏事故的前提下，根据预测结果显示，会造成场区内一定范围的地下水中石油类超标。按本次假设事故源强进行计算，事故发生 20 年后污染物的最大运移距离小于到下游敏感点的最近距离，因此不会造成下游石山脚村的地下水水质超标。如果事故发现较早，处理方法得当，处理及时，泄漏到外环境中的污染物质量会减小，对地下水水质影响也将大大减小。因此，在做好污染防治措施和监控措施的前提下，可有效地降低甚至是杜绝对项目对区内地下水环境造成的影响，项目的实施对地下水环境影响不大。6.4 噪声环境影响分析

6.4.1 噪声源的确定本项目噪声评价等级为三级。噪声主要来自机泵及空冷器机械噪声。详见

表 6.4-1。表 6.4-1 本项目噪声排放表

序号设备名称数量噪声类型减噪情况治理后声压级 dB(A)1 泵 29台机械性噪声低噪音电机 ≤90

2 空冷器 9台空气动力性噪声机械性噪声低噪音电机 ≤90

6.4.2 预测内容及预测模式的选用本预测计算采用《环境影响评价技术导则- 声环境》(HJ2.4-2009)中推荐的

工业噪声预测模式, 计算公式如下：

219


6.4.2.1室外声源传播衰减利用 A 声级计算噪声户外传播衰减，计算公式如下：

)()()( 0 excatmbardivrefAA AAAArLrL

式中： )(rLA ：距声源 r 处的 A 声级；)( 0rL refA ：参考位置 r0 处的 A 声级；

divA ：声波几何发散引起的 A 声级衰减量，本项目的声源按点源考虑；

)/lg(20 0rrAdiv ；barA ：遮挡物引起的 A 声级衰减量；atmA ：空气吸收引起的 A 声级衰减量；excA ：附加A 声级衰减量；

r ：预测点距声源的距离，m；0r ：参考位置距声源的距离，m。

6.4.2.2 总声压级

设第 i个室外声源在预测点产生的 A 声级为 iAinL , ，在T时间内该声源工作时间为 iint , ；第 j个等效室外声源在预测点产生的 A 声级为 jAoutL , ，在T时间内该声源工作时间为 joutt , ，则预测点的总等效声级为：

N

i

M

j

Ljout

Liin

jAoutiAin ttT

TLeq1 1

1.0,

1.0,

,, 1010)1lg(10)(

式中：T ：计算等效声级的时间；N ：室外声源个数；

220


M ：等效室外声源个数。6.4.3 评价点的确定

选择距离项目最近敏感点黄竹塘村作为噪声预测点。6.4.4 噪声环境影响预测与评价根据本装置噪声特点，利用上述公式计算贡献值。噪声预测结果列于表

6.4-2。表 6.4-2 噪声源对预测点的预测值单位：dB(A)

点位距声源最近敏感点黄竹塘村（东南面约 235m 处）

本项目贡献值 42.6

背景值昼间夜间59.1 47.6

预测值（叠加背景及本项目贡献值） 59.2 48.8

(GB12348-2008)中的 3 类标准 / /

（GB3096-2008）中的 2 类标准 60 50

从表 6.4-2 的计算结果可以看出，对装置最近敏感点黄竹塘村进行噪声预测结果显示，项目噪声对黄竹塘村贡献值为 42.6dB(A)，叠加背景后预测值昼间和夜间均满足相应的《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 2 类标准要求，对居民生活不会有较大的影响。

6.5 固体废物产生状况及分析本项目员工由茂名石化公司内部调剂解决，不新增定员，因此不新增员工

生活垃圾。本项目产生的固体废物主为废分子筛、油气回收设施产生的废活性炭，均

为危险废物。各固体废物类型产生量及处置情况见下表 6.5-1所示。表 6.5-1 全厂固体废物产生及处置情况一览表

序号

固废类型废物代码固废名称产生量处置方式

1 危险 HW06 废分子筛 612t/5a 交由有资质的单位处221


废物理

HW06 废活性炭 2.5t/10a 交有相应危险废物资质单位处置

本项目依托炼油厂已有危险废物贮存设施暂存，本项目产生的固体废物有

RAN-520 型废分子筛（危险废物，编号 HW06）交有相应危险废物资质单位处

置；油气回收设施产生的废活性炭（危险废物，编号 HW06）交有相应危险废

物资质单位处置。不会对周边环境及人群产生明显不利的影响。

6.6 生态环境影响分析1、对厂区地表植被的影响本项目建成营运后，装置的建设使厂址的土地利用格局发生改变，小部分

林地被装置、道路代替，生物量总体略有减小。可通过加强厂区绿化尽量弥补项目建设对生物量的影响，尽量改善厂址生态环境质量。

2、项目建设对野生动物生存环境的影响分析评价范围内的动物类型为茂名石化炼油厂区，没有珍稀濒危动物，没有国

家和地方性保护野生动物。项目的建设不会破坏厂区野生动物的栖息环境。因此对项目附近范围的野生动物不会产生很大的影响。

3、景观生态学及景观建筑影响分析由于评价区在生态尺度上的范围较小，仅作定性分析。项目建设前，拟建

场址所在地景观格局简单，原始生态环境已不复存在，项目建成后，建筑物、道路及绿地三种拼块取代，异质性提高。同时，景观的抗干扰能力增强。项目建设与绿化方案的实施同时也提高了景观美学。6.7 土壤环境影响分析炼油厂区周围土地贫瘠，属平缓丘陵地带，地形平坦开阔，地势北高南低，

222


坡向由东北向西南倾斜，自然面标高为 13—25 米。地表为第四纪坡积层，呈褐黄或红色的砂土，平均厚度 4 米左右。基岩主要由砂砾岩组成，部分为花岗岩和变质岩。

（1）空气污染的影响运营期内，在正常状况下，空气污染对土壤造成的影响仅局限于部分区域

及 2m 左右的表层土壤，这说明较短时期内，空气污染对土壤的影响较为有限。然而，烟尘中可能携带的重金属在土壤中易于聚集积累，对土壤的理化性质将产生较为深远的影响，并进一步影响作物的产量和质量。

（2）土壤侵蚀水土流失或土壤风蚀现象在营运期内同样应引起足够重视。项目建成后，

工程区内以建筑用地为主，改变了原有的以人工植被为主的景观格局，植被生产力和生态恢复能力大大下降，促使工程区及其周边区域土壤侵蚀作用的加剧。

（3）固体废物的影响施工建设过程中，工程材料、建筑材料的固体废弃物质散落于土壤，这些

难于分解的物质也将长期影响土壤的理化性质。建筑垃圾主要包括平整场地或开挖地基的多余泥土，施工过程中残余泄漏的混凝土，断砖破瓦，破残的瓷片玻璃、钢筋头、金属碎片、塑料碎片、抛弃在现场的破损工具、零件、容器甚至报废的机械等。这些废弃物多为无机物，大部分对水、大气及生态环境的直接影响不大，但散落于土壤中难以清除，且自然分解时间较长，因此，将在一定程度上影响土壤质量，损坏土壤生产、恢复能力。

223


7 环境风险评价7.1 总则根据国家环保总局 90(057)号文《关于对重大环境污染事故隐患进行风险评

价的通知》的精神，要求对重大环境污染事故隐患进行环境风险评价。环境保护总局环发[2005]152号《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》提出了对化工石化类建设项目必需根据《建设项目风险评价导则》等相关要求进行环境风险评价，具体要求是：

(1)新建化工石化类建设项目及其它存在有毒有害物质的建设项目，必须根据《建设项目环境风险评价导则》进行环境风险评价。

(2)对改扩建及技改项目，应补充对原有工程的环境风险评价，针对存在的环境风险，提出“以新带老”、整改、搬迁及关闭等改进完善措施。

(3)环境风险评价结论要作为建设项目环境影响评价文件审批的主要依据之一。无环境风险评价专章的建设项目环境影响评价文件不予受理；经论证，建设项目环境风险评价内容不完善或存在重大环境风险隐患的，其环境影响评价文件不予审批。

(4)环境风险应急预案和事故防范措施不落实的，不得进行建设项目“三同时”验收。根据上述要求，综合《关于检查化工石化等新建项目环境风险的通知》(国

家环保总局环办[2006]4号文)以及《建设项目环境风险评价技术导则(HJ/T169-

2004)》，对本项目进行环境风险评价。7.2 评价目的

环境风险评价的目的是分析和预测建设项目存在的潜在危险、有害因素，分析建设项目建设期和运营期可能发生的突发性事件，引起有毒有害易燃易爆物质的泄漏所造成的人身安全、环境影响及其损害程度。提出合理可行的防范应急和减缓措施，以使建设项目事故率、损失和环境影响达到可接受的水平。

224

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置本项目涉及到的物料及产品多数为具有易燃易爆、有毒有害特性的危险化

学品，一旦发生火灾爆炸或泄漏事故，会对环境和人体健康造成危害。遵照国家环保总局（90）环管字 057号《关于对重大环境污染事故隐患进行风险评价的通知》的精神，以《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）为指导，本次环境风险评价按照上述文件及风险评价导则的相关要求，采用对项目风险识别、风险分析和后果计算等方法进行环境风险评价，提出减少风险事故应急措施及应急预案，为工程设计和环境管理提供资料和依据，以达到降低危险，减少公害的目的。7.3 评价内容根据国家环境保护总局文件《关于防范环境风险加强环境影响评价管理的

通知》环发[2005]152号，本项目为新建项目，环境风险评价包括以下内容：(1)满足《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)的相关要求；(2)分析建设项目产品、中间产品和原辅材料的规模及物理化学性质、毒理

指标和危险性等；(3)针对项目运行期间发生事故可能引起的易燃易爆、有毒有害物质的泄漏，

或事故产生的新的有毒有害物质，从水、气、环境安全防护等方面考虑并预测环境风险事故影响范围，评估事故对人身安全及环境的影响和损害；

(4)提出环境风险应急预案和事故防范、减缓措施，特别要针对特征污染物提出有效的防止二次污染的应急措施。

本评价主要对本项目装置、储罐进行风险评价。7.4 风险识别

7.4.1 物质危险性识别1、识别范围及对象物质风险识别范围包括主要原辅材料、中间产物、产品、燃料、生产过程

排放的“三废”污染物以及风险事故中的伴生污染物。2、危险物质及其特性

225

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置本项目涉及到易燃易爆物质，且部分物料及产品还有一定毒性，涉及的主

要原料及产品有轻石脑油、解吸剂（正壬烷）、异构烷烃、正构烷烃、非正常工况下排空的燃料气以及可能发生火灾伴生的一氧化碳等。本项目主要物料及产品性质见表 7.4-1。各种物质的特性见表 7.4-2〜表 7.4-9，其中正构烷烃参考正己烷、正戊烷，异构烷烃参考异己烷及异戊烷。

226


表 7.4-1 物料、产品及可能涉及的物质危险特性一览表序号物质名称相态沸点℃ 闪点℃ 爆炸极限%(v) 危险性类别

燃烧爆炸危险

度火灾危险性分

类毒性毒物

分级LD50

mg/kgLC50

mg/m3下限上限1 轻石脑油液 20~16

0 -43~-26 1.2 7.8 易燃液体（Ⅱ） 6.91 甲 B / 16000 IV

2正壬烷

（解吸剂）液 150.8 31 0.7 5.6 易燃液体（Ⅲ） / 乙A 218 / IV

3 异构烷烃液 40~200 ＜-50 1.3 6.0 易燃液体（Ⅱ） 3.62 甲 B

5067000

103000 IV

4 正构烷烃液 40~200 ＜-50 1.3 6.0 易燃液体（Ⅱ） 3.62 甲 B

5067000

103000 IV

5 燃料气气 / -188 3.0 13.0 第 2.1 类易燃气体 3.33 甲 / / /

6 一氧化碳气 / ＜-50 12.5 74.2 第 2.1 类易燃气体 4.9 乙 / 2069 II

表中资料来自：①《危险化学品安全技术全书》，化学工业出版社；②《石化安全环保网》危险化学品数据库；③危险性类别依据《危险货物分类和品名编号》（BG6944-2012）；④毒物分级根据《职业性接触毒物危害程度分级》GBZ230-2010；⑤《石油化工企业设计防火规范》GB50160-2008。

227

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 7.4-2 物质特性一览表

01 轻石脑油英文名称：Grude oil；CAS 号： 8030-30-6 危险性类别：3.2 类中闪点易燃液体；主要成份：C4〜C8烷烃。相对分子质量：120

物化性质：无色或淡黄色液体。沸点：20〜160℃；相对密度(水=1)0.78〜0.97；不溶于水，溶于多数有机溶剂。爆炸特性：爆炸极限 1.2%〜6.0%；闪点：-20℃；引燃点：415℃。危险特性：其蒸气与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氧化剂发生强烈的反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。灭火方法：喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。处在火场中的容器若已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。灭火剂：干粉、泡沫、二氧化碳、砂土。用水灭火无效。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂。燃烧分解产物：CO、CO2。健康危害：侵入途径：吸入、食入；石脑油蒸气可引起眼及上呼吸道刺激症状，如浓度过高，几分钟即可引起呼吸困难，紫绀等缺氧症状。急救措施：皮肤接触：立即脱去被污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。就医。眼睛接触：立即用大量流动水冲洗，就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧，呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入：给饮牛奶或蛋清。就医。毒性理学资料： LC50 16000mg/m3(4小时，大鼠吸入)。泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。尽可能切断泄漏源，防止进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏用砂土、蛭石或其它惰性材料吸收。大量泄漏时，构筑围堤或挖坑收容；用泡沫覆盖，降低蒸汽危害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器加收。储运注意事项：远离火种、热源。储时应有防火防爆技术措施。灌装时注意流速并

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置设有接地装置。轻装轻卸。废弃：参阅国家地方有关法规。或用控制焚烧法处置。

环境资料：该物质对环境有危害，应特别注意对地表水、土壤、大气的污染。

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02 正壬烷英文名称：n-Nonane；CAS 号： 111-84-2 危险性类别：3.3 类高闪点易燃液体；主要成份：C9H20，相对分子质量：128.26

物化性质：无色透明液体。沸点：150.8℃；相对密度(水=1)0.72。不溶于水，溶于乙醇、乙醚，可混溶于苯、丙酮、氯仿。爆炸特性：爆炸极限 0.7%〜5.6%；闪点：31℃；引燃点：205℃。危险特性：易燃，其蒸气与空气可形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氧化剂能发生强烈反应。在火场中，受热的容器有爆炸危险。灭火方法：喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。处在火场中的容器若已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。灭火剂：干粉、泡沫、二氧化碳、砂土。用水灭火无效。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂。燃烧分解产物：CO、CO2。健康危害：吸入或摄入对身体有害，其蒸气或烟雾对眼睛、皮肤、粘膜和呼吸道有刺激作用。吸入可引起化学性肺炎、肺水肿及出血。急救措施：皮肤接触：脱去污染的衣着，用流动清水冲洗。眼睛接触：立即提起眼睑，用流动清水冲洗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。呼吸困难时给输氧。呼吸及心跳停止者立即进行人工呼吸和心脏按压术。就医。食入：误服者给充分漱口、饮水，就医。毒性理学资料： LC50 17000mg/m3(4小时，大鼠吸入)。泄漏应急处理：疏散泄漏污染区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，切断火源。建议应急处理人员戴好防毒面具，穿一般消防防护服。在确保安全情况下堵漏。喷水雾会减少蒸发，但不能降低泄漏物在受限制空间内的易燃性。用活性炭或其它惰性材料吸收，然后收集运至废物处理场所处置。如大量泄漏，利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害处理后废弃。储运注意事项：储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过 37℃，保持容器密封。应与氧化剂分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。禁

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备和合适的收容材料。废弃：参阅国家地方有关法规。或用控制焚烧法处置。

环境资料：该物质对环境有危害，应特别注意对地表水、土壤、大气的污染。表 7.4-4 物质特性一览表

03 正己烷英文名称：n-Hexane； CAS 号： 110-54-3 危险性类别：3.1 类低闪点易燃液体；主要成份：C6H14。相对分子质量：86.18

物化性质：有微弱的特殊气味的无色液体。沸点：69℃；相对密度(水=1)0.692；不溶于水，可与乙醚、氯仿混溶，溶于丙酮。爆炸特性：爆炸极限 1.9%〜8.4%；闪点：60℃；引燃点：287℃。危险特性：其蒸气与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氧化剂发生强烈的反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。灭火方法：喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。处在火场中的容器若已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。灭火剂：泡沫、干粉、二氧化碳、砂土。用水灭火无效。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂。燃烧分解产物：CO、CO2。健康危害：侵入途径：吸入、食入、经皮吸收；本品有麻醉和刺激作用。长期接触可致周围神经炎。长期接触出现头痛、头晕、乏力、胃纳减退；其后四肢远端逐渐发展成感觉异常，麻木，触、痛、震动和位置等感觉减退，尤以下肢为甚，上肢较少受累。进一步发展为下肢无力，肌肉疼痛，肌肉萎缩及运动障碍。神经-肌电图检查示感神经及运动神经传导速度减慢。急救措施：皮肤接触：脱去被污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。眼睛接触：提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入：饮足量温水，催吐，就医。毒性理学资料： LC50 28710mg/m3(大鼠经口)。泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。防止进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏：用砂土或其它不燃材料

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置吸附或吸收。也可以用不燃性分散剂制成的乳液刷洗，洗液稀释后放入废水系统。大量泄漏：构筑围堤或挖坑收容；用泡沫覆盖，降低蒸气灾害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。储运注意事项：储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。保持容器密封。应与氧化剂分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备和合适的收容材料。

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05 正戊烷英文名称：n-Pentane；CAS 号： 109-66-0 危险性类别：3.1 类低闪点易燃液体；主要成份：C5H12。相对分子质量：72.1

物化性质：无色液体，有微弱的薄荷香味。沸点：20〜160℃；相对密度(水=1)0.78

〜0.97；不溶于水，溶于多数有机溶剂。爆炸特性：爆炸极限 1.7%〜9.8%；闪点：-40℃；引燃点：260℃。危险特性：极易燃，其蒸气与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、高热极易燃烧爆炸。与氧化剂能发生强烈反应，甚至引起燃烧。液体比水轻，不溶于水，可随水漂流扩散到远处，遇明火即引起燃烧。在火场中，受热的容器有爆炸危险。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。灭火方法：喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。处在火场中的容器若已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂。燃烧分解产物：CO、CO2。健康危害：高浓度可引起眼与呼吸道粘膜轻度刺激症状和麻醉状态，甚至意识丧失。慢性作用为眼和呼吸道的轻度刺激。可引起轻度皮炎。急救措施：皮肤接触：脱去被污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。眼睛接触：提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入：饮足量温水，催吐，就医。毒性理学资料：急性毒性：LD50 446mg/kg（小鼠静脉）刺激性：人经眼：140ppm(8

小时），轻度刺激。泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。防止进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏：用活性炭或其它惰性材料吸收。大量泄漏：构筑围堤或挖坑收容；用泡沫覆盖，降低蒸气灾害。用防爆泵

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。储运注意事项：库房通风低温干燥; 与氧化剂、酸类分开存放。废弃：参阅国家地方有关法规。或用控制焚烧法处置。

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04 异己烷英文名称：2-Methylpentane；CAS 号： 107-83-5 危险性类别：3.1 类低闪点易燃液体；主要成份：C6H14。相对分子质量：86.18

物化性质：无色液体。沸点：60℃；相对密度(水=1)0.653；不溶于水，溶于乙醇、乙醚、苯等多数有机溶剂。爆炸特性：爆炸极限 1.4%〜7.8%；闪点：-82.8℃；引燃点：460℃。危险特性：其蒸气与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氧化剂发生强烈的反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。灭火方法：喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。处在火场中的容器若已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。灭火剂：干粉、泡沫、二氧化碳、砂土。用水灭火无效。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂。燃烧分解产物：CO、CO2。健康危害：侵入途径：吸入、食入；石脑油蒸气可引起眼及上呼吸道刺激症状，如浓度过高，几分钟即可引起呼吸困难，紫绀等缺氧症状。急救措施：皮肤接触：立即脱去被污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。就医。眼睛接触：立即用大量流动水冲洗，就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧，呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入：就医、勿催吐。毒性理学资料：无资料泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。防止进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏：用砂土或其它不燃材料吸附或吸收。也可以用不燃性分散剂制成的乳液刷洗，洗液稀释后放入废水系统。大量泄漏：构筑围堤或挖坑收容；用泡沫覆盖，降低蒸气灾害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置储运注意事项：储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。保持容器密封。应与氧化剂分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备和合适的收容材料。

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06 异戊烷英文名称：2-Methylbutane；CAS 号： 78-78-4 危险性类别：3.1 类低闪点易燃液体；主要成份：C5H12。相对分子质量：72.1

物化性质：无色透明液体。熔点为-160℃，沸点 27.85℃（30-30.2℃），相对密度0.6201，折光率 1.3537，闪点-56℃。能与乙醇、乙醚混溶，不溶于水。爆炸特性：爆炸极限 1.3-7.6%(V)；闪点：-51℃；引燃点：420℃。危险特性：。极易燃，其蒸气与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、高热极易燃烧爆炸。与氧化剂能发生强烈反应，甚至引起燃烧。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。灭火方法：喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。处在火场中的容器若已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂。燃烧分解产物：CO、CO2。健康危害：主要有麻醉及轻度刺激作用。可引起眼和呼吸道的刺激症状，重者有麻醉症状，甚至意识丧失。急救措施：皮肤接触：脱去被污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。眼睛接触：提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入：饮足量温水，催吐，就医。毒性理学资料：LC501000mg/m3(小鼠吸入)

泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。防止进入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏：用活性炭或其它惰性材料吸收。也可以用不燃性分散剂制成的乳液刷洗，洗液稀释后放入废水系统。大量泄漏：构筑围堤或挖坑收容；用泡沫覆盖，降低蒸气灾害。用防爆泵转移至槽车或

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。储运注意事项：库房通风低温干燥; 与氧化剂、酸类分开存放。废弃：参阅国家地方有关法规。或用控制焚烧法处置。

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07 燃料气（主要成分为甲烷）英文名称：methane；Marsh gas；CAS 号： 74-82-8 危险性类别：第 2.1 类易燃气体；主要成份：CH4，烷烃。相对分子质量：16

物化性质：色无臭气体。熔点：-182.5℃；沸点：-161.5℃；相对密度：空气=1：0.55；水=1：0.42。微溶于水，溶于醇、乙醚等；饱和蒸汽压：53.32kPa/-168.8℃。爆炸特性：爆炸极限 3%〜13%；闪点：-188℃；引燃点：650℃。危险特性：易燃，与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、热源有燃烧爆炸的危险。灭火方法：切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：干粉、泡沫、CO2、雾状水。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂。燃烧分解产物：CO、CO2。健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达 25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。急救措施：吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧，呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。毒性理学资料：低毒。泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。储运注意事项：远离火种、热源。防止阳光直射。罐储时应有防火防爆技术措施。运输时要轻装轻卸。

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置废弃：允许气体安全扩散到大气中或作燃料使用。

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08 一氧化碳 CO

英文名称：Carbon monoxide；CAS 号： 630-08-0 危险性类别：2.1 类易燃气体；化学类别：非金属氧化物。相对分子质量：28.01。物化性质：无色无臭气体。熔点：-199.1℃；沸点：-191.4℃；相对密度：空气=1：0.97；水=1：0.79。微溶于水，溶于乙醇、苯等多数有机溶剂；饱和蒸汽压：无资料。爆炸特性：爆炸极限 12.5%〜74.2%；闪点：<-50℃；引燃点：610℃。危险特性：是一种易燃易爆气体，与空气混合可形成爆炸性混合物。遇明火、高热能燃烧爆炸。灭火方法：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：干粉、泡沫、CO2、雾状水。稳定性：稳定；聚合危害：不聚合。禁忌物：强氧化剂、碱类。燃烧分解产物：CO2。健康危害：侵入途径：吸入；一氧化碳在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。急救措施：吸入: 迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。呼吸心跳停止时，立即进行人工呼吸和胸外心脏按压术。就医。毒性理学资料：LC50 2069mg/m3，4小时，大鼠吸入。泄漏应急处理：迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并立即隔离 150m，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以用管路导至炉中、凹地焚之。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。储运注意事项：储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过 30℃。应与氧化剂、碱类、食用化学品分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。严禁与氧化剂、碱类、食用化学品等混装混运。夏季应早晚运输，防止日光曝晒。中途停留时应远离火种、热源。公路运输时要按规定路线行驶，禁止在居民区和人口稠

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置密区停留。铁路运输时要禁止溜放。废弃：允许气体安全扩散到大气中。用控制焚烧法处置。

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根据对危险物质火灾爆炸危险性和毒性进行分析识别，本项目的主要环境风险物质确定为轻石脑油、正壬烷、异构烷烃、正构烷烃及燃烧伴生污染物一氧化碳。

7.4.2 生产设施风险识别根据建设项目的生产特征，结合物质危险性识别，对项目功能系统划分功

能单元，确定潜在的危险单元及重大危险源。识别范围包括主要生产装置、贮运系统、公用工程系统、工程环保设施及辅助生产设施等。

1、重大危险源辨识方法经过危险物质识别和生产过程分析，根据《建设项目环境风险评价技术导

则》（HJ/T169-2004）以及《危险化学品重大危险源识别》（GB18218-2009）有关危险物质的定义和储存的临界量来判断。长期或临时生产、加工、搬运、使用或储存危险物质，且危险物质的数量

等于或超过临界量的单元均为重大危险源。单元内存在的危险物质的数量等于或超过危险物质规定的临界量，即被定

为重大危险源。单元内存在的危险物质的数量根据处理物质种类的多少区分为以下两种情况：

（1）单元内存在的危险物质为单一品种，则该物质的数量即为单元内危险物质的总量，若等于或超过相应的临界量，则定为重大危险源。

（2）单元内存在的危险物质为多品种时，则按下式计算，若满足下面公式则定为重大危险源：

式中：q1、q2‥‥‥‥qn—每种危险物质实际存在量，t。Q1、Q2‥‥‥‥Qn—与各危险物质的临界量，t。

2、生产设施功能单元划分本项目原料、产品的运输方式主要为管道运输，均依托现有设施。

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根据项目特征，本项目生产装置区与新鲜解吸剂储罐区相距 130米，故将本项目生产装置区及新鲜解吸剂储罐区划分为一个整体单元。

3、识别结果本项目单元危险物质的量见表 7.4-10。

表 7.4-10 本单元危险物质量序号单元各单元危险物质量(t)

轻石脑油正构烷烃异构烷烃正壬烷1 本项目贮存量 119 1277.5

2重大危险源临界储存量 1000 1000 1000 5000

重大危险源识别结果见下表 7.4-11，本项目没有重大危险源。表 7.4-11 重大危险源识别结果

序号单元

n

n

Qq

Qq

Qq

2

2

1

1 辨识结果1 生产装置及储罐区 0.119+0.2555=0.3745＜1 否

7.5 评价等级和评价范围根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（生态环境部第 1号令，

2018 年 4月 28日起施行）；本项目所在区域不属于环境敏感区。结合本项目的物质危险性和功能单元重大危险源判定结果，以及环境敏感程度按表 7.5-1判定，环境风险评价工作级别为二级。

表 7.5-1 评价工作级别剧毒危险性

物质一般毒性危险物

质可燃易燃危险性物

质爆炸危险性物

质重大危险源一二一一

非重大危险源二二二二环境敏感地区一一一一

7.5.1 评价范围评价范围为以项目区为源点、半径 3km 的区域。具体见总论中的风险评价

范围。

244


7.5.2 环境敏感点排查根据环办[2006]4号文的要求，结合建设项目所在区域特征，本项目风险保

护目标为评价范围内人口集中居住区和学校、医疗机构等社会关注区。排查出工程环境风险评价范围内有居民点 29个，学校及办公场所 21个，医疗机构 5

个，详见表 2.7-1~表 2.7-3 和图 2.7-1所示。7.6 源项分析

7.6.1同类项目事故统计资料风险评价以概率论为理论基础，将受体特征（如水体、大气环境特征或生

物群种特征）和影响物特征（数量、持续时间、转归途径及形式等）视为在一定范围内随机变动的变量，即随机变量，从而进行环境风险评价。因此工业系统及其各个行业系统，历史的事故统计及其概率是预测本装置和工厂的重要依据。本评价对石油化工系统有关的事故资料进行归纳统计。

1、国外石油化工事故资料世界各国化学工业在发展过程中，曾产生 50、60 年代世界闻名的八大公害

事件。这些事件的沉痛教训使人们对由于工业排放引起的环境污染问题有了认识和重视，并从技术资金等方面进行投入，使环境风险有所减缓。

（1）化学品事故根据资料报导，到 1987 年的 20-25 年间，在 95个国家的登记的化学品事故

中，发生过突发性化学事件的常见化学品及其所占的比例、化学品物质形态比例、事故来源比例及事故原因分析比例列于表 7.6-1。

表 7.6-1 化学品事故分类情况类别名称百分数（%）类别名称百分数

（%）化学品类

别液化石油气 2.53

事故来源运输 34.2

汽油 18.0 工艺过程 33.0氨 16.1 贮存 23.1煤油 14.9 搬运 9.6氯 14.4 事故来源机械故障 34.2

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原油 11.2 碰撞事故 26.8

化学品的物质形态

液体 47.8 人为因素 22.8液化气 27.6 外部因素

（地震雷击） 16.2气体 18.8固体 8.2

（2）石油化工事故尽管石化工业的发展为世界创造了巨大的财富，但同时也存在着潜在事故

风险。据 1969-1987 年间国外发生的损失在 1000 万美元的特大型火灾爆炸事故统计分析（表 7.6-1）表明，罐区事故率最高，达 16.8%。

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表 7.6-2 100起特大事故按装置分布装置类别罐区聚乙烯等

塑料乙烯加工

天然气输送乙烯加氢催化

空分烷基化油船比率 (％) 16.8 9.5 8.7 8.4 7.3 7.3 7.3 6.3 6.3

装置类别焦化蒸馏溶剂脱沥青橡胶合成氨电厂

比率 (％) 4.2 3.16 3.16 1.1 1.1 1.1

按发生事故原因分类列于表 7.6-3。其中阀门管线泄漏占首位，达 35.1%,其次是泵设备故障和操作失误，分别达 18.2%和 15.6%。

表 7.6-3 事故原因分类分布序号事故原因分类分布比例 % 序号事故原因分类分布比例 %

1 阀门管线泄漏 35.1 4 仪表、电器失灵 12.42 泵设备故障 18.2 5 突沸、反应失控 10.43 操作失误 15.6 6 雷击、自然灾害 8.2

2、国内石油化工事故资料（1）石化系统事故统计1950〜1990 年 40 年间，国内石化行业发生的事故，经济损失在 10 万元以

上的有 204起，其中经济损失超过 100 万元的占 7起。204起事故原因分布如表7.6-4所示。

表 7.6-4 事故原因分布事故原因比例（%）

违章用火或用火不当 40错误操作 25

雷击、静电及电气引起火灾爆炸 15.1仪表失灵等 10.3

设备损害、腐蚀 9.2

（2）贮运系统事故统计及典型事故在石油储运系统的事故中，其后果及起因分布列于表 7.6-5。

表 7.6-5 石油储运系统事故后果及起因分布分类全国各系统（%）石油化工系统（%）

后果火灾爆炸事故 30.8 28.5

人身伤亡事故 20.8

设备损坏事故 9.8 24.0

跑、冒 59.4 15.7

其他 11

原因明火 49.2 66

电气及设备 34.6 13

247


静电 10.6 8

雷击 3.4 4

其他 2.2 9

贮罐系统典型事故是火灾爆炸，而且由于贮罐区中贮量大、油罐集中，一旦发生事故，往往易出现多米诺效应，扑救困难，不仅造成工厂损失，而且对环境造成风险。表 7.6-6列出了青岛黄岛油库等事故概况。

7.6.2最大可信事故及其源项分析1、最大可信事故的确定根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T-2004)的定义，最大可信事

故指在所有预测的概率不为零的事故中，对环境（或健康）危害最严重的重大事故。而重大事故是指导致有毒有害物泄漏的火灾、爆炸和有毒有害物泄漏事故，给公众带来严重危害，对环境造成严重污染。

（1）石油化工厂由于原料、产品等均为易燃易爆物质，工艺复杂、设备庞大，多数是在高温高压下操作，一旦泄漏扩散，易发生事故，所以预防事故发生，保证安全生产极为重要。

（2）国外石化厂设备故障引发的事故占 23.5%，管道泄漏引发的事故占20.6%，阀门法兰泄漏引发的事故占 14.7%，共 58.8%；国内石化厂管道破裂泄漏占 4.1%，阀门法兰泄漏占 6.1%，设备故障、缺陷占 24.5%，共计 34.7%，明显少于国外。

国外事故统计中没有违章操作这一项，误操作占 17.6%，国内误操作、违章操作共占 46.9%，这么大的比例差别，除国内操作人员的责任心不强，违章操作确有发生外，国内外在事故统计方法上的差别也不能忽视。

（3）国内违章操作、误操作占 46.9%，既有人的责任心不强或操作失误的原因，也有发生事故的潜在原因。国内石油化工厂发生的许多事故都是由多种因素造成的，用系统安全工程方法去分析，就要从设计源头抓起，从建设的施工质量是否埋下了隐患、工艺是否成熟、工艺操作条件和操作规程制定的是否

248


合理、设备选型和制造有无缺陷、自保联锁和安全设施是否齐全好用，以及人的责任心和操作技能能否胜任等方面综合分析，找出原因，制定或完善整改措施，预防事故再次发生。如果不从事故链上找出各个环节可能存在的隐患和问题，只侧重于追查最后导致事故发生的责任，不利于从根本上杜绝事故的发生。根据上述风险识别分析和同类事故分析，本项目风险评价的最大可信事故

设定列于表 7.6-7。

249


表 7.6-6 国内四起典型的油罐区及输油管事故地点时间事故简况损失情况

类别原因伤亡（人）损失青岛黄岛

油库 1989.8.12

老罐区，五座油罐特大火灾爆炸，燃烧 104小时扑灭。雷击引起大火。 78

烧毁油罐五座。直接损失 3500 万元；600 吨原油流入大海，使近海域和岸

线受污染。南京炼油

厂 1993.10.21

1 万 m3外浮顶汽油罐汽油外溢，爆燃，火灾，燃烧 17

小时扑灭。误操作，造成汽油外溢，形成爆炸性气体，56m外马路拖拉机驶入，

引起大面积爆燃。2 直接经济损失 38.96 万元，两个装置

停车；大火烟气污染周围环境。

大连中石油储运有

限公司（大连市保税区）

2010.7.16

输油管爆裂引发火灾爆炸，继而引发 103号油罐爆裂，

大量原油外泄，形成6×104m2 的流淌火，燃烧 15

小时扑灭。

违规在原油库输油管道上进行加注“脱硫化氢剂”作业，并在油轮停止卸油的情况下继续加注，造成“脱硫化氢剂”在输油管道内局部富集，发生强氧化反应，导致输油管道发生爆炸，引发火灾和原油泄

漏

1直接财产损失为 22330.19 万元；事故设备管道损毁严重，部分原油流入附

近海域。

中石化输油储运公司潍坊分

公司2013.11.22

输油管线破裂，导致黄岛秦皇岛路附近，雨水涵道和输油管线抢修作业现场相继发

生爆燃管线油进入市政管网导致爆燃发生 62

斋堂岛约 1000 平方米路面被原油污染，部分原油沿着雨水管线进入胶州湾，海面过油面积约 3000 平方米，事故共造成 62 人遇难，医院共收治伤员

136 人。表 7.6-7 最大可信事故设定及其泄漏参数

序号设备、设施危险因子最大可信事故

泄漏参数温度℃ 压力

MPa泄漏孔径

mm时间（min）事故概率

250


1储运

区新鲜解吸剂储

罐正壬烷原料泄漏，遇火源引起火灾，不完全燃烧伴生 CO进入大气环境常温常压 10 30 8.7E-5a-1

251

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置2、最大可信事故概率事故概率可以通过事故树分析，确定上述事件后用概率计算法求得，也可以通

过同类装置事故调查给出概率统计值。最大可信事故中管线及容器事故概率参照表 7.6-8 中的概率。

表 7.6-8 用于重大危险源定量风险评价的泄漏概率表部件类型泄漏模式泄漏概率数据来源

容器泄漏孔径 1mm 5.00E-4a-1 DNV泄漏孔径 10mm 1.00E-5a-1 Crossthwaite et al泄漏孔径 50mm 5.00E-6a-1 Crossthwaite et al

整体破裂 1.00E-6a-1 Crossthwaite et al整体破裂(压力容器) 6.50E-5a-1 COVO Study

内径≤50mm 的管道泄漏孔径 1mm 5.70E-5(m•a-1) DNV全管径泄漏 8.80E-7(m•a-1) COVO Study

50mm<内径≤150mm 的管道

泄漏孔径 1mm 2.00E-5(m•a-1) DNV全管径泄漏 2.60E-7(m•a-1) COVO Study

内径〉150mm 的管道

泄漏孔径 1mm 1.10E-5(m•a-1) DNV全管径泄漏 8.80E-8(m•a-1) COVO Study

储罐的风险事故概率是在结合了历史统计情况和国内其它评价单位所作的环境风险评价报告中有关石化行业的风险事故概率情况而作出的。从国内外储罐事故统计资料看，根据 1998 年的调查材料统计，储罐着火几率

很低，年平均着火几率为 0.0448‰,即为 4.48×10－5次/年。据国外有关机构统计，浮顶罐发生整个罐内表面火灾事故的频率为 1.2×10－4/罐·年，原油罐的概率比其它罐的事故概率低。到目前为止还没有着火的浮顶油罐或内浮顶油罐引燃临近浮顶油罐或内浮顶油罐的案例。

中国环境科学研究院的《某公司 1000 万吨/年炼油系统改造及第三轮乙烯改扩建工程风险分析专题报告》、中国石油天然气华东勘察设计研究院的《某公司 550

万吨/年原油加工工程环境风险评价专篇》和大连理工大学的《30 万吨原油码头环境风险评价专题报告》等。这些报告中提出石油化工项目，特别是石化企业储运系统的环境风险事件概率为 1.0〜8.7×10－5之间。评价中环境风险事故概率取值一般为1.0〜8.7×10－5次/年。另外，参考了《建设项目环境风险评价技术导则》 (HJ/T169-

2004)中推荐的《环境风险评价实用技术与方法》一书，其中有关石化企业环境风险252

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置事故的概率为 1.0×10－5次/年。综合以上分析，保守考虑，本次评价确定储罐发生事故的概率为 8.7×10－5次/年。

由于以上概率数据均来源于大中型炼油系统风险分析专题报告或较为权威的环境风险评价书籍中的数据，故本项目参考并类比其数据是可取的，具有可比性。

3、最大可信事故源项最大可信事故源项是对所识别选出的危险物质，在最大可信事故情况下的释放

率和释放时间的设定。事故发生具有随机性，服从一定的概率分布，最大可信事故的设定是在大量统计资料基础上的一种合理假设。

（1）泄漏时间的确定发生事故的泄漏时间包括应急反应时间和事故持续时间两个部分。国内石化企业的事故应急反应时间一般在 10〜30min之间，最迟在 30min内都

能做出应急反应措施。包括切断通往事故源的物料管线、开启倒油管线，利用泵等进行事故源物料转移等。

在《建设项目风险评价技术导则》中推荐有关石化企业事故泄漏时间为 5〜30min。

国外石化企业的事故反应时间的规定：美国国家环保总署认为，石化企业事故反应时间一般要控制在 10min 以内，储罐内物料在参与风险事故特别是爆炸事故时物料的量要控制在总量的 10%以内。

考虑到事故发生时，公司应急反应时间要留有一定的余量，本次评价将物质泄漏时间设定的稍长一些，设定为 30min。

（2）泄漏量的计算模式依据《重大危险源辨别》和《建设项目环境风险评价技术导则》中规定的易燃

物质和有毒物质临界量，结合项目设施中驻留危险、有害物料主要工艺设备的工艺参数、危险、有害物料驻留量及其危险类型。采用《建设项目环境风险评价技术导则》推荐的有关方法确定有毒有害物质的排放源强。液体的泄漏速率采用柏努利方程计算：

253


ghpp

ACQ dL 2)(2 0

式中：QL——液体泄漏速率，kg/s；Cd——液体泄漏系数，此值常用 0.62〜0.64；A——裂口面积，m2； ρ——液体密度，kg/m3（本项目正壬烷密度为 720kg/m3）P——容器内介质压力，Pa；本项目为 0.10MPa

P0——环境压力，Pa；g——重力加速度；h——裂口之上液位高度，m。

②CO 产生速率Gco=2.33×q×C×Q

式中：Gco—燃烧产生的 CO 量，kg/h；q—原料油中碳不完全燃烧率(%)，取 5〜20%。本项目取均值 12.5%；C—原料油中碳的质量百分比含量(%)，取 85%；Q—参与燃烧的物质燃烧速率，kg/h。

根据上述公式估算本次评价的最大可信事故源项，数值列于下表。表 7.6-9 最大可信事故概率及源项

序号危险物质最大可信事故类别事故概率释放率（kg/s）

释放时间

(min）释放高

度(m）

1 正壬烷原料正壬烷泄漏遇火源引起火灾爆炸 8.7E-5(m•a-1) 0.048 30 5

2 CO

阀门破损，原料油泄漏，遇火源引起火灾，不完全燃烧伴生 CO进入大气环

境5.00E-6a-1 0.012 30 7

7.7后果计算

254


7.7.1火灾爆炸危害7.7.1.1 预测模式

1、新鲜解吸剂正壬烷泄漏后火灾爆炸事故估算由前面的分析可知，最大严重发生的事故就是新鲜解吸剂泄漏时并发生火灾爆

炸，形成一个巨大的火球。火球放出辐射热影响周围环境，如果辐射热的能量足够大，就会引起其它可燃物的燃烧。参照《环境风险评价实用技术和方法（胡二邦主编，2000 年 6月）》中推荐的

计算公式。火球和气爆的损害计算采用穆尔哈斯等人的经验公式，计算距火球中心某一距离的辐射通量、火球最大半径和持续时间。火球半径为：

Rf=2.66M0.327

式中：Rf——火球的最大半径（m）；M——可燃物质释放的质量（kg）。

火球持续时间为：t=1.089M0.327

式中：t——火球持续时间，s。火球燃烧时释放出的辐射热通量为：

tMH c

Q

式中：Q——火球燃烧时辐射热通量，W；Hc——燃烧热，J/kg；η——效率因子，取决于容器内可燃物质的饱和蒸气压（Mpa），η=0.27p0.32

目标接受到的入射热辐射强度（W/m2）为：24 x

QTI c

式中：Tc——传导系数，保守取值为 1；255

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置x——目标距火球中心的水平距离，m。

参数取值见表 7.7-1。表 7.7-1 参数取值表

物质名称可燃物质释放的质量（kg）

燃烧热Hc（kJ/）饱和蒸气压 p(MPa) 分子量

正壬烷 86.4 48566 0.00042 128.26

泄漏事故均有可能发生火灾事故并伴随爆炸，因此爆炸造成伤亡和损害比火灾要大。爆炸是突发性的能量释放，造成大气中破坏性的冲击波，爆炸造成的损害半径

Rs按下式计算：3/1)( ess NECR

式中：Rs--损害半径Ee--为爆炸总能量，Ee=HcM(Hc为燃烧热，J/Kg；M为易燃物的排放量，

Kg；N--效率因子

N＝Ne×Nm

式中：Ne--燃料浓度，所造成损耗的比例，一般取 30%。Nm—燃料燃烧的机械能效率，限制性爆炸可取 33%，非限制性爆炸可取

18%。Cs—经验常数，单位 m/J3。

2、原料轻石脑油泄漏发生火灾伴生 CO 的扩散模式按最大可信事故源项设定，有毒有害物质在大气中的扩散采用《建设项目环境

风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）中多烟团模式，对设定事故状态下的各污染物在不同风向风速和稳定度下的浓度分布进行预测。

2

2

2/3 2exp

22,,

x

o

zyx

xxQoyxC

2

2

2

2

2exp

2exp

z

o

y

o zyy

式中：C oyx .. --下风向地面 yx, 坐标处的空气中污染物浓度（mg.m-3）；

256


ooo zyx ,, --烟团中心坐标； Q--事故期间烟团的排放量；σX、、σy、σz——为X、Y、Z 方向的扩散参数（m）。常取 σX =σy

对于瞬时或短时间事故，可采用下述变天条件下多烟团模式：

2 2 2

3/ 2 2 2 2, , ,, , ,

( ) ( )2, , , exp( )exp2 2 22

i ii e w ww w

x eff x eff y effx eff y eff z eff

H x x y yQC x y o t

式中： , , ,i

w wC x y o t ——第 i个烟团在 wt 时刻（即第 w时段）在点(x,y,0)产生的地面浓度；

Q——烟团排放量（mg）， QtQQ ; 为释放率（mg.s-1）， t 为时段长度（s）；

effx, 、 effy , 、 effz , ——烟团在 w 时段沿 x、y 和 z 方向的等效扩散参数（m），可由下式估算：

),,(1

2,

2, zyxj

w

kkjeffj

式中：2 2 2, , , 1( ) ( )j k j k k j k kt t

iwx 和 i

wy --第w时段结束时第 i烟团质心的 x 和 y坐标，由下述两式计算：)()( 1

1

1,1,

kk

w

kkxwwx

iw ttuttux

)()( 1

1

1,1,

kk

w

kkywwy

iw ttuttuy

各个烟团对某个关心点 t小时的浓度贡献，按下式计算：

1

( , ,0, ) ( , ,0, )n

ii

C x y t C x y t

式中 n为需要跟踪的烟团数，可由下式确定：

257


11

( , ,0, ) ( , ,0, )n

n ii

C x y t f C x y t

式中，f为小于 1 的系数，可根据计算要求确定。7.7.1.2 正壬烷泄漏发生火灾爆炸影响分析

1、正壬烷泄漏的火灾影响分析正壬烷燃烧热约为 48118.28kJ/kg。按泄漏 86.4kg计（按 30min计，下同），预

测结果见表 7.7-2。表 7.7-2 正壬烷泄漏火灾事故的影响预测表

距离（m）热辐射强度 I（kW/m2）6.5 37.5

8.0 25.0

11.3 12.5

20.0 4.0

31.6 1.6

表 7.7-3 热辐射的不同入射通量所造成的损失入射通量 KJ/m2 对设备的损害对人的损害损失等级

37.5 足以造成设备损坏 1%死亡/10s,100%死亡/1min Ⅰ

25.0无火焰直接加热，长时间

可使木材燃烧重大损伤/10s,10%死亡/1min Ⅱ

12.5有火焰直接加热，可使木材燃烧、塑料融化 1 度烧伤/10s,1%死亡/1min Ⅲ

4.0 20s内可引起疼痛 Ⅳ1.6 较长时间暴露，无不舒适感 Ⅴ

对照表 7.7-2 可知，在设定泄漏源的情况下，当正壬烷泄漏后发生燃烧事故，在距泄漏点 6.5m半径内的设施和人员将严重被破坏和烧伤。在距泄漏点 6.5〜8.0m

的较大范围内可以对建筑物和设备产生较大损害，在 8.0〜11.3m 范围人员会受到一定的损伤，在 11.3〜20.0m 范围人员会受到的损伤不大，在 20.0〜31.6m 范围人员会受到的损伤轻微，在半径 60.4m 以外的设施和人员几乎不受影响。

2、正壬烷泄漏爆炸冲击影响分析泄漏事故均有可能发生火灾事故并伴随爆炸，正壬烷爆炸冲击波危害级别对应

的损害半径见表 7.7-4。表 7.7-4 正壬烷爆炸冲击波危害对应距离

损害级别 C值（m·J-1/3） R爆炸伤害半径（m）258

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置A 0.03 18.3

B 0.06 36.5

C 0.15 91.4

D 0.4 243.7

爆炸冲击波危害级别划分及 Cs 和损害水平的关系见表 7.7-5。表 7.7-5 爆炸损害特性

损害等级 Cs (m/J3) 取值爆炸损害特性

对设备的损害对人的损害A C1 0.03 重创建筑物和设备

1%死亡肺部损害>50%耳膜损害

>50%被抛射物严重砸伤B C2 0.06 对建筑物造成外表性损伤或

可修复的破坏1%耳膜破裂

1%被抛射物严重砸伤C C3 0.15 玻璃大部分破碎被飞溅的玻璃划伤D C4 0.40 10%玻璃破碎由表 7.7-4 可知，在设定泄漏源的情况下，正壬烷泄漏后发生爆炸危害最大影

响范围为 243.7m。对照表 7.7-4 和表 7.7-5 可知，爆炸冲击波可能致爆炸点半径18.3m 范围内人员伤亡；在半径 18.3〜36.5m 的范围内可致人员耳膜破裂或被砸伤；在半径 36.5〜91.4m 的范围内可致人员被飞溅的玻璃划伤；在半径 91.4〜243.7m 的范围内可致 10%玻璃破碎，在 91.4m 范围外的基本不会对人员产生损害。由于项目位于炼油厂内部，正壬烷储罐区离最近最近敏感目标黄竹塘村距离

320m，故在上述假定事故源的情况下，泄漏的正壬烷油发生火灾或爆炸后对敏感目标环境影响不大。

7.7.1.3 正壬烷火灾伴生 CO 影响分析1、预测内容及气象条件本节的大气风险预测采用动态烟团扩散模式预测不利气象条件下的最大可信事

故时在评价区内各风险因子毒性影响时间内的平均最大浓度分布。一般情况下在 D 类、F 类稳定度、静小风气象条件下的有害物质对外环境的影

响最大,考虑最不利情况,本评价在预测时选取的气象条件为 D 类、F 类稳定度、静小风。

259

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置2、火灾伴生 CO 预测结果及分析预测时，选取风速为静小风、大气稳定度选择中性 D 和稳定 F 类两种情况。原

料油泄漏、遇明火发生火灾事故发生后对环境的影响预测结果见表 7.7-6。表 7.7-6 正壬烷燃烧伴生 CO 预测结果表

气象条件项目

D F0.5m/s 1.5m/s 0.5m/s 1.5m/s

最大浓度及距离

最大浓度(mg/m3) 33.8138 19.2462 17.5582 18.7507

下风向距离（m） 14.6 77.8 33.7 147.5

超 LC50(2069 mg/m3)最远距离(m) / / / /

超 IDLH(1700 mg/m3)最远距离(m) / / / /

由预测结果可知，在设定的正壬烷泄漏进入遇明火发生火灾、伴生 CO进入大气环境事故发生后，由于装置单元内物料较少，伴生的 CO 源强不大，在 D 类稳定度、0.5m/s 和 1.5m/s 风速条件下，下风向未出现超过 CO 的 LC50浓度限值和 IDLH

浓度限值；F 类稳定度、0.5m/s 和 1.5m/s 风速条件下风速条件下，下风向未出现超过 CO 的 LC50浓度限值和 IDLH浓度限值；由于项目位于炼油厂内部，距正壬烷储罐区最近敏感目标（黄竹塘村）在 320m开外，出现 LC50浓度限值范围与出现IDLH浓度限值范围内没有居民点和企业办公楼，则伴生 CO进入大气环境事故对敏感点的影响不大。

7.7.2 地表水环境风险事故分析项目可能泄漏的危险液态物料主要为轻石脑油、正壬烷。这些有害物质一旦通

过废水排放系统进入厂区周边的地表水水体中，都将会导致严重的次生的地表水水

体的严重污染事故，影响周边水域的水体功能。因此，项目实施中应针对事故情况

下的泄漏液体物料及火灾扑救中的消防废水等危险物质采取了控制、收集及储存措

施，切断了上述危险物质进入外部水体的途径，从根本上消除了事故情况下对周边

水域造成污染的可能。

茂名分公司炼油厂处理后的含油污水、生产废水及雨水的受纳水体为小东江。

小东江是流经茂名市城区的主要河流，发源于云开山脉最南端的高州市官庄岭

下，流经根子的高田、分界的南山、羊角的禄段、山阁的黄杰、至新坡的莲塘与泗

水河汇合，穿越茂名市城区至合水(红珠岭)，与白沙河汇合，过镇盛至鳌头衍水后

进入吴川市境内，于瓦窑村汇入袂花江，从吴川市的大山江流入南海。小东江全长

260

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置67km，河床宽 30～120m，集雨面积 1142km2，其中在茂名境内有 990km2。历史最

大洪峰 1510m3/s（茂名站 1976年 9月 21日），最小流量 0.08 m3/s，多年平均流量

17.6 m3/s。白沙河发源于高州市高摇岭东麓，全长 35.4Km，流域面积为

234.6Km2，河床宽 10～30m，水量约为小东江水量的三分之一。白沙河从城区的西

南公馆镇流过，在城区的南面红珠岭处与小东江汇合，小东江和白沙河的河水流量

枯、丰水期相差悬殊，且河水流量小，主要靠雨水补给。

小东江无饮用水功能，主要为灌溉和航运的功能。根据《广东省地表水环境功

能区划》(粤府函[2011]29号)：小东江在茂名分公司炼油厂排污口所在的钟鼓渡至

乌石闸河段执行《地表水环境质量标准》Ⅳ类水质标准。小东江于茂名分公司炼油厂排污口下游至南海入海口无饮用水取水口；评价范围内，排污口至下游 14km的

斜岭跨市水质控制断面范围内，设有 3个农业取水口，无渔业取水口。3个农业取

水口分别为荷榭水轮泵站、坡头水轮泵站和乌石水轮泵站。其中荷榭和坡头水轮泵

站位于炼油厂排污口下游约 1.3km处的两岸，乌石水轮泵站位于排污口下游约

9.5km处的乌石闸。荷榭水轮泵站的设计提水能力为 0.4m3/s，坡头水轮泵站的设计

提水能力为 0.3m3/s，乌石水轮泵站的设计提水能力为 0.24m3/s。小东江在上述三个

农业取水口处设有闸板，以控制小东江水位，便于取水。各农业取水口的取水用途

为农业灌溉，不涉及人畜饮用。

由于小东江和白沙河的河水流量枯、丰水期相差悬殊，且河水流量小，主要靠

雨水补给，发生事故一旦造成泄漏液体物料及火灾扑救中的消防废水等进入该水

体，将会造成灾难性后果。

茂名分公司炼油分部针对事故情况下的泄漏液体物料及火灾扑救中的消防废水

等危险物质采取了控制、收集及储存措施，切断了上述危险物质进入小东江的途

径。

在确保落实风险事故污水措施的情况下，本项目在发生风险事故时故污水不会

进入项目区域受纳地表水体，对项目周边地表水体影响较小。

7.7.3 项目对周边装置的影响分析1、火灾事故对厂内其他危险源的影响及防范措施项目新鲜解吸剂储罐拟布置在炼油厂东部，距东北面含油污水提升池 28.1米，

距南面供排水车间东循环水泵房 33.1米。距西面新建的新鲜解吸剂泵棚 55米，距北面重整装置 50米，距西南面 1000 万吨/年常减压装置 66.7米。通过上述火灾爆炸影响分析计算可知，在距泄漏点 6.5〜8.0m 的较大范围内可以对建筑物和设备产生

261

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置较大损害，在 8.0〜11.3m 范围人员会受到一定的损伤，在 11.3〜20.0m 范围人员会受到的损伤不大。因此，本项目发生火灾爆炸事故时，影响范围尚未波及到周边其他装置。

本项目发生火灾事故时，应采取以下防范措施：（1）应根据事故级别启动应急预案；（2）根据需要，尽可能倒空着火设施附近的物料储罐，防止发生连锁效应；（3）在救火的同时，采用水幕或喷淋的方法，防止引发继发事故；（4）根据事故级别疏散厂区内受影响范围内人群。2、正壬烷泄漏爆炸冲击的影响及防范措施通过上述火灾爆炸影响分析计算可知，爆炸冲击波可能致爆炸点半径 18.3m 范

围内重创建筑物和设备；在半径 18.3〜36.5m 的范围内对建筑物造成外表性损伤或可修复的破坏；在半径 36.5〜91.4m 的范围内玻璃大部分破碎。距储罐区最近的装置为北面 50米的连续重整装置。因此，本项目发生火灾爆炸事故时，周边其他装置不大。

本项目发生火灾事故时，应采取以下防范措施：（1）应根据事故级别启动应急预案；（2）根据需要，尽可能倒空着火设施附近的物料储罐，防止发生连锁效应；（3）在救火的同时，采用水幕或喷淋的方法，防止引发继发事故；（4）根据事故级别疏散厂区内受影响范围内人群。

7.8 风险计算和评价7.8.1 风险评价原则

风险值是风险评价表征量，包括事故的发生概率和事故的危害程度。

即：）C（）P（）R每次事故后果

单位时间事故数

时间后果

(

其中：R—风险值；262

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置P—最大可信事故概率；C—最大可信事故造成的危害。

本次风险评价按照石化行业可接受风险值来判断本项目的环境风险可接受性情况。

7.8.2 风险计算方法根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），任一毒物泄漏，

从吸入途径造成的效应包括：感官刺激或轻度伤害、确定性效应（急性致死）、随机性效应（致癌或非致癌等效致死率）。风险评价中只考虑急性危害。通过计算最大可信事故各种危害，火灾爆炸主要影响范围基本在本项目罐区或

厂界范围内，不会对周围敏感目标造成较大的影响；物料泄漏挥发影响预测表明，空气中污染物浓度出现超半致死浓度的范围内没有居民集中居住区。根据评价导则，对危害值的计算可采用简化分析法，以各种危害的死亡人数代

表危害值，对泄漏扩散的危害值，用 LC50浓度来求毒性影响。若事故发生后下风向某处，污染物的最大浓度值大于或等于其半致死浓度 LC50，则事故导致评价区内因发生污染物致死确定性效应而致死的人数 C由下式给出：

ln

lnln ,5.0 ji YXNCi

式中：N（Xiln，Yjln）表示浓度超过污染物半致死浓度区域中的人数。火灾爆炸的危害范围主要为厂区内，因此火灾爆炸的危害值以致死半径内的工

作人数计算。最大可信事故所有有毒有害物泄漏所致环境危害 C，为各种危害 Ci 总和：

C Cii

n

1

7.8.3 风险值风险值是风险评价表征量，包括事故的发生概率和事故的危害程度。

即：）C（）P（）R每次事故后果

单位时间事故数

时间后果

(

263

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置其中：R——风险值；

P——最大可信事故概率；C——最大可信事故造成的危害。

7.8.4 风险可接受水平风险可接受分析采用最大可信事故风险值 Rmax 与同行业可接受风险水平 RL

比较。目前化工行业的可接受风险水平为 8.33×10-5，通过上述预测结果可知，本项目

设定的最大可信事故发生后，有害物质原料油和次生有害物 CO超 LC50包络线范围内均无居民区等风险敏感目标，因此本项目最大可信事故中风险值小于 8.33×10-5。本项目在设定的最大可信事故状态下，风险事故对环境的影响是可以接受的。

264


7.9 风险管理7.9.1 大气风险减缓措施

（1）事故废气放空入火炬系统当某一单元出现风险事故造成停车或局部停车时，装置自动连锁系统可自

动切断进料系统，装置进行放空，事故停车造成的装置及连带上、下游装置无法回收的气体全部排入火炬系统，以保护人身和设备安全。火炬的设置在一定程度上可避免事故产生的烃类或有毒气体直排大气而产

生污染。（2）物料泄漏应急、救援及减缓措施当发生易燃易爆或有毒物料泄漏时，可根据物料性质，选择采取以下措施，

防止事态进一步发展：①根据事故级别启动应急预案；②根据装置各高点设置的风向标，将无关人员迅速疏散到上风向安全区，

对危险区域进行隔离，并严格控制出入，切断火源；根据需要疏散周围居住区人群。

③比空气重的易挥发易燃液体泄漏时，用工业覆盖层或吸附 /吸收剂盖住泄漏点附近的下水道等地方，防止气体进入。

④喷雾状水稀释，构筑临时围堤收容产生的大量废水。⑤如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方。也可以将漏气的容器移至

空旷处，注意通风。⑥小量液体泄漏：用砂土或其它不燃材料吸附或吸收。也可以用大量水冲

洗，稀释水排入废水系统。大量液体泄漏：构筑临时围堤收容。用泡沫覆盖，降低挥发蒸气灾害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。

⑦喷雾吸收或中和：对某些可通过物理、化学反应中和或吸收的气体发生265


泄漏，可喷相关雾状液进行中和或吸收。（3）火灾、爆炸应急、减缓措施当装置或储罐发生火灾或爆炸时：①根据事故级别启动应急预案；②根据需要，切断着火设施上、下游物料，尽可能倒空着火设施附近装置

或贮罐物料，防止发生连锁效应；③ 在救火的同时，采用水幕或喷淋的方法，防止引发继发事故；④根据事故级别疏散周围居住区人群。

7.9.2 水环境减缓措施1、地表水三级防控体系措施为防范和控制发生事故时或事故处理过程中产生的物料泄漏和污水对周边

水体环境的污染和危害，降低环境风险，茂名分公司炼油厂实施三级防控体系，从装置区及罐区、排水系统及污水场分三级把关，防止事故污水向环境转移。一级：源头控制分流：装置和罐区按规范设围堰及防火堤，防止泄漏物料

扩散；围堰及防火堤分设含油水、废水等排放系统及闸门，正常及事故情况下针对不同物质实施分流排放控制。二级：排水系统设置清污分流、污污分流和事故切换系统；边沟上设置闸

门，厂界内明沟和含油污水干管、生产废水干管可作为二级防控措施。三级：污水场事故水罐及其围堰和转输设施、污油罐等可作为三级防控措

施，对不达标废水及含物料浓度高的消防水等事故污水进行控制、储存及通过监护池及污水处理厂处理。

茂名分公司炼油厂三级防控体系示意图见图 7.9-1，实物图见图 7.9-2。

266


图 7.9-1 三级防控体系示意图

1号事故污水池应急提升泵（1500m3/h.台） 1号事故污水应急池（7500m3）

267


2号事故污水池应急提升泵（2000m3/h.台） 2号事故污水应急池（12500m3）

污水提升泵（300~400m3/h.台）万吨水罐（13500m3）、防火堤围堰（7000m3）

封堵闸板（1号闸）封堵闸板（3号闸）图 7.9-2 事故污水三级防控系统部分主要设施设备实物图

2、装置区及储罐区防范措施（1）装置区和罐区按规范设围堰及防火堤，对事故情况泄漏物料及消防废

水进行收集；（2）罐区均分别设置含油污水、清净废水排放的切换闸门，正常及事故情

况下针对不同物质实施分流排放控制。（3）主要炼油装置含油污水隔油池有停留、隔油的作用，以便回收污油；

装置设污油收集罐，便于对泄漏的物料进行收集。（4）各装置设围堰和雨水边沟，在围堰内设置地漏，通含油污水系统。雨

268


水边沟设有控制闸门，正常情况下，装置检修、维护、冲洗等产生的含油污水经收集后，排入含油污水系统。在装置发生液体物料泄漏的情况下，关闭雨水边沟排放阀门对泄漏物料进行收集。

（5）装置生产废水排放系统及明沟设有到含油污水系统的管道，其上设有闸板或阀门隔绝，平时干净的废水或雨水走生产废水或明沟，大修含油的污水通过阀门引流到含油污水管道。物料泄漏情况下，首先切断生产废水或明沟闸阀，对泄漏物料进行收集，必要时引流至含油污水系统。消防事故情况下，打开通含油污水系统阀门，关闭去明沟或废水道阀门，将装置生产废水及雨水边沟系统收集的消防废水，排入含油污水系统。

（6）罐区含油污水水封井、废水水封井的阀门处于常关状态，以使突发性泄漏的物料囤积在罐区内，不跑到外围。进行罐区脱水时打开含油污水水封井阀门排污，下雨时打开废水阀门，罐区地面雨水通过废水水封井阀门排入生产废水系统。消防事故情况下打开含油污水及废水阀门，通过含油污水、生产废水系统收集消防废水。

（7）装置物料泄漏情况下，用临时防爆泵将泄漏、冒跑的物料收集至装置污油罐或槽罐车及油桶。

（8）罐区物料泄漏情况下，如果泄漏位置在罐体上部，启用倒罐流程，将发生泄漏的油罐中的物料紧急倒至其它低位储存罐中。如果泄漏位置在罐体底部，必要时可采用注水将罐内油品托起，减少其泄漏量。

3、排水及水处理系统防范措施本项目产生废水主要为含油污水及生产废水。①含油污水系统主要各装置工艺过程中与油品接触的冷凝水、机泵端面密

封冷却水、装置检修时的管线吹扫水以及装置污染区初期雨水。② 生产废水主要来自罐区围堰内清净雨水、各生生产装置间接冷却水液体物料泄漏事故情况下，装置区及罐区产生的含油事故污水通过含油污

水系统进行收集输送。火灾事故情况下产生的大量消防废水主要经含油污水、

269


生产废水系统收集输送。茂名分公司炼油厂各排水系统上闸阀控制图见图 7.9-3。

生产装置区及罐区

监护池污水处理场

厂总排口

万吨污水罐

5

7 6

1 3

9 10

十四号路边沟水

六号路边沟水

十二号路边沟水

生产废水

含油污水

达标污水

图 7.9-3 茂名分公司炼油厂排水系统上闸阀控制图④ 设置万吨污水储罐，调节储存事故污水。茂名分公司炼油厂污水处理场现有 2个 1 万 m3含油污水调节罐(4号罐和 5

号罐)，充分保证事故污水的储存。⑤利用各明沟、废水道容积，进行消防废水的贮存。经防渗处理的各明沟主要用于排放雨水，正常情况下流量较小，水深较浅，

事故时可利用其容积进行消防废水的贮存。各明沟、废水道情况见表 7.9-1。

270


表 7.9-1 各明沟、废水道情况表名称流量(t/h) 长

(m)宽(m)

深(m)

水深(m) 总容积(m3)

正常可用容积(m3)正常暴雨正常暴雨

6#明沟 55 500 1112 3.8 1.4 0.005〜0.01

1.3 5916 5874

12#明沟 35 600 1065 1.35 1.2 0.005〜0.01

1.1 1725 1711

14#明沟 17 200 1386 2.35 1.1 0.005〜0.01

1.0 3583 3511

含油污水道干

管/ / 1500 1.8 1.4 0.2~0.42 1.4 3780 2646

废水道干管 / / 1500 2.2 1.8 0.15~0.54 1.7 5940 4158

4、污水储存能力核算事故排水储存设施包括事故池(含污水事故池)、初期雨水池、防火堤内或

围堰内区域等。各明沟储存能力：11096m3；事故污水罐储存能力：20000m3；污水处理场储存能力：5121m3；厂外污水渠储存能力：130000m3。

表 7.9-2 消防废水的收集处理措施及能力表序号项目储存能力(m3) 备注

1 明沟6号路 5874

12号路 1711

14号路 3511

2 事故水罐 10000×2

3 污水处理设施污水处理场 2767

监护池 2354

4 厂内小计 36217

5 厂外污水渠 130000

5、事故污水产生量核算事故排水流量包括物料泄漏流量、初期雨水(20min)流量及消防废水与事故

现场清理废水等。V 总= (V1+ V2- V3)max + V4+ V5

271


V1—收集系统范围内发生事故的储罐或装置的物料量；V2—发生事故的储罐或装置的消防水量，m3；V3—发生事故时可以转输到其他储存或处理设施的物料量，m3；V4—发生事故时仍必须进入该收集系统的生产废水量，m3；V5—发生事故时可能进入该收集系统的降雨量，m3；① 雨量根据工程分析，本项目污染区初期雨水量约为 46.9m3/次。②消防废水根据《石油库设计规范》(GB50074-2002)、《石油化工企业设计防火规

范》 (GB50160-92(1999 年修订版)，大型炼油装置消防用水量为 230〜300L/s。生产装置消防水按 3小时计算。

以最大消防水量算，大型炼油装置消防水产生量为 1080m3/h，事故时产生的污水量为 3240m3。

③事故现场清理废水事故现场清理废水主要来自设备冲洗水，废水量约为 500m3/次。④ 物料量本项目新增一座罐容为 1650m³ 和一座罐容为 500m³ 新鲜解吸剂内浮顶储罐，

依据 6.3.5 地下水环境影响预测与评价，解吸剂储罐泄漏事故情况下，0.5h内泄漏量 53.839t，即 74.8m³，因此储罐泄漏时外排物料量 74.8m³。

⑤ 生产废水量本项目生产废水产生量为 3t/h，生产废水量按 3h计，为 9m3。根据上述分析，计算出事故时废水总量为 3861.7m3，消防废水收集系统和

雨水收集系统合建，消防废水与初期雨水进入厂区事故池，事故纳污水送入污水处理站处理达标后排放；事故应急池平常应处于空置状态，以便风险事故状态下急用，以上措施能够满足本事故状态下各类废水收集，确保事故废水不出厂界。

272


7.9.3 风险投资茂名分公司制定了《环境监测应急预案》，炼油厂分别设有职防所和环保

监测站，配备了相应的管理人员、监测人员和监测设备、设施，本项目可利用原有的相关设施设备，不增加风险投资。

7.9.4 风险应急措施及应急预案7.9.4.1 风险事故的应急措施为防止出现灾害事故，减少风险，要求项目工程设计、施工和运行，要科

学规划，合理布置，严格按照防火安全设计规范设计，保证施工质量，严格安全生产制度，严格管理，提高操作人员素质和水平，以减少事故的发生。

风险事故发生后，应根据事故严重情况采取相应的应急措施，控制事态发展，减缓事故灾害。

本项目重大危险源在生产装置和贮罐区，根据国内同类企业的经验，将装置和贮罐的减少风险措施分别列于下表，供参考，建设单位应根据本企业的具体情况，针对每一套装置可能发生的各种事故状况，编制相应的应急方案。

表 7.9-3 储存系统事故预防措施事故类

别工程防治对策应急措施

溢油

溢油监测

1.油罐的结构，材料应与储存条件相适应，采取防腐措施，进行整体试验；

2.油罐设高液位报警器，高液位泵系统设施，设立检查制度；

3.设截止阀，流量检测和检漏设备；4.设仪器探头，同位素跟踪，及外观检查等监测溢油

手段。

1.紧急切断进油阀门；2.紧急关闭防火堤内排水等有可能漏油的阀门；

3.防火措施；

4.收集溢出的油品。

防止溢油扩散

1.设置防火堤，应有足够的容量和干弦，严格按设计规范设置排水阀和排水管道；

2.罐区地表铺设防油渗透扩散的材料；3.设专门含油废水处理系统,切水阀设自动安全措施。

火灾、爆炸

设备安全

1.根据规定对设备进行分级；2.按分级要求，确定检查频率，记录保存；

1.报告上级管理部门，

273


管理 3.建立完备的消防系统。

向消防系统报警；

2.采取紧急工程措施，防止火灾扩

大；3.消防救火；

4.紧急疏散、救护。

火源管理

1.防止机械(撞击、磨擦)着火源；2.控制高温物体着火源，电气着火源及化学着火源。

燃料管理

1.了解熟悉各种油品的性能，控制在安全条件下；2.采用通风等手段，去除油品蒸气，并加强检测，使

其控制在爆炸下限。…防爆 1.油罐顶设安全膜等防爆装置；

2.防爆检测和报警系统。

抗静电

1.添加抗静电剂，增加燃料的电传导性；2.油罐设备良好接地，设永久性接地装置；

3.装罐输送中防静电限制流速，禁止高速输送，禁止在静电时间进行检查作业，禁止用空气搅拌，采用惰

性气体搅拌；4.油罐内不安装金属性突出物；

5.作业人员穿戴抗静电工作服和具有导电性能的工作鞋。

安全自动管理

1.使用计算机进行油品储运的自动监测；2.使用计算机控制装卸等作业，使其自动化和程序

化。表 7.9-4 装置火灾爆炸事故预防应急措施举例

装置单元预防措施应急措施

泵房

1.防止易燃易爆物质泄漏，配置防火器材；

2.保证通风良好，防止爆炸气体滞留聚集；

3.重要部位要用防火材料保护，防烧毁；4.安全联锁装置，紧急放空系统，安全阀

按规范设计；5.精心操作，平稳操作，加强设备检查。

1.发现火灾，立即报警；2.火灾初期，及时扑灭，防止扩

大；3.停泵停电，切断进料；

4.当火灾较大时，及时请求外界支援。

炉区

1.选材优良，保证施工质量；2.坚持先吹扫后点火，先点火后开阀，保

证炉膛内负压；3.炉区进出口阀，燃料系统阀，紧急放空阀，防爆门设计规范，保证灵活好用；

4.配备消防器材，精心操作，加强设备检查。

1.发现火灾，立即报警；2.炉管破裂漏油，引起炉膛大火，立即向炉膛送蒸汽，紧急停工处理，炉子熄灭，降压，切断

进料、降温；3.炉内外大面积燃烧时，先组织灭火，再作炉内处理；

4.炉子燃烧气，燃烧油系统着火，立即切断燃料进料，紧急救

火。塔区 1.平稳操作，防止冲塔事故发生；

2.经常检查造成腐蚀的部位，防止泄漏；3.定期校验、检查塔顶安全阀，紧急放空

阀；

1.发现火灾，立即报警；2.发生火灾时，在控制扑救的同时，作紧急停工处理，装置降温降压，炉子熄灭，切断进料，打

274


4.配备消防器材。

开产品出装置阀门，打开紧急放空阀；

3.塔体或管线严重破坏，大面积火灾时，及时组织救火，作紧急降温降压液面处理，防止油品外

溢；4.启动紧急防火设施。

7.9.4.2应急监测系统设置根据“建设项目环境保护设计规定<87>国环字第 002号文，对环境有影响

的新建项目应设置必要的监测机构及配套的监测手段的要求，按《石油化工企业环境保护设计规范》(SH3024-1995)的要求设置监测站。本工程应急监测依托中石化茂名分公司的监测系统，负责日常监测及应急监测的实施。7.9.5应急预案

茂名分公司为应对火灾、爆炸、中毒、物料泄漏、台风、雷雨及其导致大面积停电或雷击着火等突发性事故，已经制定了多项公司级应急预案，并于2016 年正式出版了《中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油厂区突发环境事件应急预案》。该应急预案体系包括下列专项预案：

茂名分公司火灾爆炸应急预案茂名分公司海难应急预案茂名分公司海上溢油应急预案茂名分公司水体污染应急预案茂名分公司危险化学品(含剧毒品)应急预案茂名分公司硫化氢泄漏应急预案茂名分公司油气管线泄漏应急预案茂名分公司放射性事件应急预案茂名分公司公共卫生应急预案茂名分公司地震应急预案

275


茂名分公司洪汛灾害应急预案茂名分公司防台风应急预案茂名分公司群体性事件应急预案茂名分公司恐怖袭击事件应急预案根据《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（环发

[2012]77 号）和《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》（环境保护部，环发【2012】98 号）通过对污染事故的风险评价，各有关企业单位应制定防止重大环境污染事故发生的工作计划，消除事故隐患的实施及突发性事故应急处理办法等。茂名分公司按照上述文件的要求，进一步梳理和完善茂名分公司现有环境风险应急预案，以保持应急系统的有效性，尽可能减轻事故的影响程度。本装置环境风险应急预案要点见下表。突发事故后周边居民疏散路线及安置位置图见图 7.9-4。

276


表 7.9-5 突发事故应急预案要点序号项目内容及要求1 总则2 危险源概况详述危险源类型、数量及其分布3 应急计划区装置区、贮罐区、邻区

4 应急组织工厂：厂指挥部负责现场全面指挥

专业救援队伍负责事故控制、救援、善后处理地区：地区指挥部负责工厂附近地区全面指挥、救援、管

制、疏散专业救援队伍负责对厂专业救援队伍的支援

5 应急状态分类及应急响应程序规定事故的级别及相应的应急分类响应程序

6 应急设施、设备与材料

⑴ 防火灾、爆炸事故应急设施、设备与材料，主要为消防器材。

⑵ 防有毒有害物质外溢、扩散，主要是水幕、喷淋设备等。7 应急通讯、通知

和交通规定应急状态下的通讯方式、通知方式和交通保障、管制。8 应急环境监测及

事故后评估由专业队伍负责对事故现场进行侦察监测，对事故性质，参数

与后果进行评估，为指挥部门提供决策依据。

9应急防护措施、清除泄漏措施方

法和器材

事故现场：控制事故、防止扩大、蔓延及链锁反应。清除现场泄漏物，降低危害，相应的设施器材配备。

邻近区域：控制防火区域，控制和清除污染措施及相应设备配备。

10

应急剂量控制、撤离组织计划、医疗救护与公众

健康

事故现场：事故处理人员对毒物的应急剂量控制制定，现场及邻近装置人员撤离组织计划及救护。

工厂邻近区：受事故影响的邻近区域人员及公众对毒物应急剂量控制规定，撤离组织计划及救护。

11 应急状态终止与恢复措施

规定应急状态终止程序事故现场善后处理，恢复措施

邻近区域解除事故警戒及善后恢复措施12 人员培训与演练应急计划制定后，平时安排人员培训与演练13 公众教育和信息对工厂邻近地区开展公众教育、培训和发布有关信息。14 记录和报告设置应急事故专门记录，建档案和专门报告制度，设专门部门

和负责管理。15 附件与应急事故有关的多种附件材料的准备和形成。

277


图 7.9-4 厂区周边居民疏散路线及安置位置图

278


7.10 风险评价结论本项目原料及产品涉及的风险物质有轻石脑油、解吸剂（正壬烷）、异构

烷烃（C5C6）、正构烷烃（C5C6）、非正常工况下排空的燃料气以及可能发生火灾伴生的一氧化碳等。依据《危险化学品重大危险源辩识》（ GB18218-

2009）本项目没有重大危险源。项目可能泄漏的危险液态物料主要为轻石脑油、异构烷烃、正构烷烃、正

壬烷。茂名分公司的炼油部分含油污水、生产废水及边沟水分别经污水处理场及监护池系统处理后，达到排放标准的废水均由厂总排放口外排至污水河，然后经污水河排放至小东江。污水场除对各股废水进行正常处理确保达标排放外还设置有万吨事故水罐、污油罐及转输设施等可作为三级防控措施，对不达标废水及含物料浓度高的消防水等事故污水进行控制、储存及通过监护池及污水处理厂处理。在确保落实风险事故污水措施的情况下，本项目在发生风险事故时故污水不会进入项目区域受纳地表水体，对项目周边地表水体影响较小。

项目新鲜解吸剂储罐拟布置在炼油厂东部，距东北面含油污水提升池 28.1

米，距南面供排水车间东循环水泵房 33.1米。距西面新建的新鲜解吸剂泵棚 55

米，距北面重整装置 50米，距西南面 1000 万吨/年常减压装置 66.7米。通过火灾爆炸影响分析计算可知，在距泄漏点 6.5〜8.0m 的较大范围内可以对建筑物和设备产生较大损害，在 8.0〜11.3m 范围人员会受到一定的损伤，在 11.3〜20.0m 范围人员会受到的损伤不大。因此，本项目发生火灾爆炸事故时，影响范围尚未波及到周边其他装置。

本项目从平面布置、防火、防爆、防毒、防雷、防静电等方面均采取了必要的风险防范措施。针对可能发生的风险事故，项目设置了事故废气放空系统物料泄漏应急、救援及减缓措施，火灾、爆炸应急、减缓措施，以及水环境减缓措施等，确保各种事故状态下能够采取有效的减缓措施。风险事故发生后，应根据事故严重情况应启动相应的应急预案，并采取适当的应急措施，控制事态发展，减缓事故灾害。

279


280


8 环境保护措施及其可行性论证8.1 大气污染防治措施

8.1.1 大气污染防治措施技术可行性分析1、有组织排放控制措施（1）本项目油品输送采用管道密闭输送，管道沿途放凝点设 8字盲板。（2）采取措施降低罐组内温度，以减少油气挥发损耗。（3）储罐储存过程及装卸车作业过程中挥发的油气，收集至新建一套

200m3 油气回收设施进行回收，油气回收设施选用冷凝+吸附的方案，采用两级冷凝处理工艺，将油气从常温逐级冷却至-75℃，大部分油气可直接液化被回收，剩余少量油气进入吸附罐进行吸附分离，进入活性炭吸附系统的是含量极低的低浓度油气，吸附系统由并联的两个吸附罐交替进行吸附──脱附，即一个吸附罐进行吸附处理，另一个吸附罐进行真空脱附，使活性炭吸附剂获得再生。油气回收设施工艺流程图见图 8.1-1。活性炭吸附剂的使用寿命在 10 年以上。产生的固废是更换的活性炭，交由相应危险废物资质单位处置,不会对周围环境造成影响。

新建一套油气回收设施处理量 200m3/h，依据油罐大呼吸量按液体最大进液量和最大出液量计算，大呼吸量 Q1=93m3/h；油罐小呼吸量是因大气最大温升导致罐内气体膨胀而呼出的气体 Q2=77m3/h，总呼吸量 Q=93+77=170m3/h，取安全系数 1.1倍，油气量最大不超过 187m3/h，因此新建一套 200m3 油气回收装置能满足两个储罐及装车挥发油气的要求。

281


图 8.1-1 油气回收设施工艺流程图（4）开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气

体，全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回收利用，回收不完则通过火炬燃烧处理。

全厂火炬系统由气柜、压缩机、瓦斯管网和火炬组成。其中气柜有10000m3 和 20000m3干式气柜各 1座；项目厂区内设置 4套火炬系统，分别为高压火炬系统（配烃类火炬 DN1200）、低压火炬系统（配烃类火炬 DN1400）、煤制氢火炬系统（配煤制氢专用火炬 DN1600）、酸性气火炬系统（配酸性气火炬 DN800）。4套火炬系统捆绑布置在同一座火炬塔架上。火炬筒体高度（包括火炬头高度）均为 150m。

本装置生产过程中，会出现个别塔或容器的压力超高，引起安全阀起跳排放出的少量烃类废气。这部分废气通过本项目火炬管网支管至全厂火炬管网主

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管收集后排至火炬燃烧。不会直接排放至大气环境。厂区现有火炬管网主管已接入至本装置界区。火炬气系统已经将本项目生产装置纳入处理范围内，因此本项目开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体经现有火炬燃烧后，能够实现达标排放，不会对环境现状造成不良影响。

2、无组织排放控制措施（1）项目生产过程中无组织排放的控制措施① 工艺管线含有烃类物质的工艺管线，除与阀门、仪表、设备等连接可采用法兰外，

螺纹连接管道均采用密封焊，其检漏井设置井盖封闭；所有输送含烃类物质的工艺管线和设备的排净口都用管帽或法兰盖或丝堵堵上。

② 设备接触烃类介质的设备法兰及接管法兰的密封面和垫片提高密封等级，必要

时宜采用焊接连接。所有设备的液面计及视镜加设保护设施。搅拌设备的轴封选择泄漏率低的密封形式。所有转动设备进行有效的设计，尽可能防止烃类物料泄漏。对输送烃类介

质的泵选用无密封泵（磁力泵、屏蔽泵等）。所有输送工艺物料的离心泵及回转泵应采用机械密封，对输送重组分介质的离心泵及回转泵，应提高密封等级（如增加停车密封，干气密封、串联密封等）。所有转动设备（包括润滑油系统）都提供一体化的集液盘或集液盆式底座，底座的集液盘或集液盆应当至少以 1：120 的斜度向被驱动端倾斜，底座应延伸至被驱动设备和驱动系统组合件之下，排液用的螺孔至少应是 2英寸（2NPS），并应能将集液全部收集并密闭集中输送。

③轻油采样：使用密闭的自动采样器。④停工检修阶段根据各停工检修装置特点，使用氮气吹扫放火炬，以及用蒸气吹扫或密闭

蒸罐，热空气吹扫等。吹扫蒸气进冷凝器冷凝，不凝气或热吹扫空气作进一步

283


处理。管道检修后进行气密性试验。⑤ 设备动静密封点泄漏治理措施茂名石化 2016 年底已全面开展 LDAR 技术应用工作。2015 年将炼油分部 4#催化裂化装置、5#常减压装置，化工分部 1#裂解装置、

苯乙烯装置共 4套装置作为试点装置，开展 LDAR 技术应用，并在 2016 年 3月通过了省环保厅组织的试点装置 LDAR 技术应用项目验收。

2016 年在试点装置 LDAR 技术应用的经验基础上，对炼油、化工、港口、铁运等二级单位全面开展 LDAR 技术应用工作。目前按照 LDAR 技术规范持续开展应用。

2017 年完成所有涉及 VOCs 装置密封点 LDAR 技术应用，制定茂名石化LDAR 管理制度，将 LDAR纳入日常设备管理。对装置密封点（泄漏点）和修复措施进行系统管理，实现查漏、修复、复测、数据评估闭环管理，最大限度消除漏点，改善现场作业安全环境。茂名石化将持续实施 LDAR 技术，对漏点进行修复，减少VOCs 排放。

本项目建成后纳入油厂分部 LDRA 系统管理。（2）装置全停密闭吹扫措施为确保本装置停工检修时无臭气扰民，实现绿色环保检修，必须彻底将装

置、系统所有设备、管线置换、吹扫干净，并达到密闭排放、减污、环保的要求，制定如下停工密闭吹扫措施。①集中退油、回收油气A、装置停工后，各管线设备内的油品尽可能集中退回进料缓冲罐内，油

气通过塔顶部冷却系统回收，塔内油品集中送出装置。B、装置内退料干净后，吹扫前对所有低点进行检查确保畅通，排放残余

物料到隔油池、集油池或人工回收，以减少吹扫时物料携带。②瓦斯、汽油管线处理对于瓦斯、液化气、汽油等阀门容易内漏的设备管线，吹扫必须分为三阶

284


段，预吹扫、加盲板和再吹扫。A、吹扫初期、中期，进行密闭排放，回收油气；B、吹扫后期，检测达到现场排放要求，再改现场放空。③换热器、冷却器、空冷器先密闭吹扫，并做好油汽回收工作，吹扫不见油气后再采用放空吹扫。3、油气回收设施技术可行性分析根据工程分析，本项目新建一套 200m3/h 油气回收设施，废气处理效率

97%，非甲烷总烃处理前后排放情况见下表。

285


8.1-6 本项目非甲烷总烃处理前后排放情况污染源污染

因子产生量

kg/a处理方式排放量

kg/h

排放浓度mg/m3

排放标准mg/m3

新鲜解吸剂罐（T-201）及吸附分离罐（T-

202）大小呼吸非甲烷总烃

237.96

新建一套200m3/h 油气回收装置，装卸车废气收集率 95%，废气处理效率 97%

0.00085

4.525 120

新鲜解吸剂汽车装卸作业 5.91 5.5×10-5

可见本项目新建一套 200m3/h 油气回收装置，废气处理效率 97%，可以达标排放。

本项目采用的废气环保治理措施工艺成熟可靠，在国内炼油企业运用广泛，废气经治理后全部达标排放，措施技术可行。

8.1.2 大气污染防治措施经济可行性论证本项目产生的废气大部分依托现有治理措施，新增大气污染治理措施投资

约 50 万元，占项目投资总额的 0.12%。因此项目大气治理措施经济上的支出在建设单位可承受范围内，此外采用上述治理措施后可有效防治大气污染，降低对周围大气环境质量的影响程度，产生较好的社会效益。因此本项目大气治理措施在经济上是可行的。8.2 废水污染防治措施

8.2.1 废水污染防治措施技术可行性分析根据工程分析，本项目拟采取的水环境保护措施主要依托低浓度污水处理

场处理,本项目的含油污水及初期雨水进入现有 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用于循环补水回用，不外排，从水质、水量及现在有设施运行状况来看，依托现有低浓度污水处理场处理本项目污水是可行的。见表 9.2-1。

286


1、污水管网本装置所在区域为炼油分部厂区内，厂区污水管线已铺设完善，建成后按

照“清污分流、污污分流、分类处理”的原则设置排水系统，各类污水按其性质及处理要求分别进行处理、回用或排放，因此本装置产生的污水接入厂区内低浓度污水处理场条件成熟。

2、水质符合性由工程分析可知，本装置产生的废水特征污染物主要为 COD 和石油类，浓

度分别在 350mg/L、200mg/L 以下，符合厂内污水处理场的接纳标准。见表 9.2-

1。3、水量符合性拟建项目含油污水量为 4705m3/a（0.56t/h），茂名分公司全厂进入低浓度

污水处理场的处理量为 427.6t/h，富余能力为 772.4t/h，有足够的能力处理本项目，拟建项目建成后装置的排水量为仅占富余处理能力的 0.07%，从水量接受能力来看，厂区内低浓度污水处理场完全有能力处理本项目污水。

4、废水回用于循环水场符合性根据《工业循环冷却水处理设计规范》(GB50050-2007)对再生水作为循环

水补水的水质作了一般规定，但不是强制执行的条款，该设计规范 6.1.3对再生水补水水质的要求是：“宜采用符合本规范规定或根据试验和类似工程的运行数据确定”。目前低浓度污水场污水回用到循环水场的实际运行效果良好。低浓度污水场处理后的出水也满足循环水场的回用水水质要求，见 8.2-1。

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表 8.2-1 改造后低浓度污水处理场设计进出水水质项目 PH 值 CODCr

(mg/l)温度(℃)

石油类(mg/l)

悬浮物(mg/l)

挥发酚(mg/l)

硫化物(mg/l)

氨氮(mg/l)

BOD5(mg/l)

进水 6〜9 ≤ 1000 ≤ 40 ≤ 500 ≤ 200 ≤ 40 ≤ 20 ≤ 50 ≤ 400出水 6〜9 ≤ 50 ≤ 40 ≤ 2 ≤ 30 ≤ 0.5 ≤ 0.1 ≤ 5 ≤ 5回用水 6〜9 ≤ 50 ≤ 40 ≤ 2 ≤ 30 ≤ 0.5 ≤ 0.1 ≤ 5 ≤ 5

综上所述，本项目装置建成后废水满足低浓度污水处理场的进水水质要求和处理能力，装置所在区域管网也已配套，废水进入厂区内低浓度污水处理场经处理后回用于循环场补水，不外排可行。

8.2.2 废水水治理措施经济可行性论证本项目地表水污染治理措施主要依托现有措施。新增的水治理措施主要为

配套废水管线，投资额为 30 万元，占总投资的 0.07%，因此项目废水治理措施经济上的支出在建设单位可承受范围内，此外废水经治理后可有效治理项目产生的废水，降低对周围地表水环境质量的影响程度，产生较好的社会效益。因此本项目地废水治理措施在经济上是可行的。8.3 地下水污染防治措施及可行性分析

8.3.1 地下水污染防控原则地下水保护与污染防控按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响

应”的原则，从污染物的产生、入渗、扩散、应急响应全阶段进行控制。工程生产运行过程中要建立健全地下水保护与污染防治的措施与方法；必须采取必要的监测制度，一旦发现地下水遭受污染，就应及时采取措施，防微杜渐；尽量减少污染物进入地下含水层的机会和数量。

源头控制：主要包括在工艺、管道、设备、污水产生及储存构筑物采取相应措施，防止和降低污染物跑、冒、滴、漏，将污染物泄漏的环境风险事故降到最低程度；

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分区防治：结合厂区生产设备、边沟、污染物储存等布局，实行重点污染防治区、一般污染防治区和非污染区防渗措施有区别的防渗原则。主要包括装置区地面和设备的防渗措施和泄漏、渗漏污染物收集措施；

污染监控体系：实施覆盖生产区的地下水污染监控系统，包括建立完善的监测制度、配备先进的检测仪器和设备、科学、合理设置地下水污染监控井，及时发现污染、及时控制；应急响应：包括一旦发现地下水污染事故，立即启动应急预案、采取应急

措施控制地下水污染，并使污染得到治理。8.3.2 地下水污染防控措施针对项目可能发生的地下水污染，地下水污染防治措施按照“源头控制、

分区设防、污染监控、应急响应”相结合的原则，从污染物的产生、入渗、扩散、应急响应全阶段进行控制。

1、源头控制(1)对主厂房区域、配套工程区采取相应的措施，防治和降低污染物跑、冒、

滴、漏，将污染物泄漏的环境风险事故降低到最低程度。(2)优化厂内雨污水管网的设计，废水管网采用地上架空或明沟套明管的方

式敷设，沟内进行防渗处理，沟顶加盖防雨，每隔一定间距设检查口，以便维护和及时查看管沟内是否有渗漏。

(3)工艺废水采用专管收集、输移，以便检查、维护，废液输送泵建议采用耐腐蚀泵，以防泄漏；地面集、汇水采用明沟(主要用于收集地面清洗水及可能存在的少量跑冒废水)；不同废水的收集管采用不同颜色标出，便于对废水管道有无破损等进行检查。从源头上减少污水产生，有助于地下水环境的防护。

2、分区设防前文已叙述，厂区包气带防污性能为弱。根据《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ 610-2016)的有关要求，对

289


各类装置区和生产生活区，从以下方面提出防渗要求，见表 8.3-1。根据厂区包气带防污性能及场区各装置区的污染控制难以程度，结合环境

影响评价技术导则地下水环境》(HJ 610-2016)表 7内容，制定本项目厂区防渗要求，见表 8.3-2。

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表 8.3-1 污染控制难易程度分级表主要装置区污染控

制难易说明

总平面布置

主体工程

区装置区易地面区域或无污水产生区

域，发生污染事故后易发现储运工程储罐区难

对地下水环境有污染的物料或污染物泄漏后，不能及时

发现和处理道路区等本次新建道路易无污水产生或地面雨水径流

表 8.3-2 本工程防渗分区一览表区域

污染控制难易

包气带防污性能

污染物类型防渗技术要求

总平面布置

主体工程

区装置区易

弱

持久性有机污

染物重点防渗区：

等效黏土防渗层Mb≥6m，K≤1×10-

7cm/s

储运工程储罐区难

持久性有机污

染物重点防渗区：

等效黏土防渗层Mb≥6m，K≤1×10-

7cm/s道路

区新建道路易其他简易防渗区：一般地面硬化

综上分析，在厂区范围内设置重点防渗区和简易防渗区，将装置区、储罐划为重点防渗区，将其他构建筑物及新建道路设为简易防渗区。同时，各废水输送管道及沟渠也应采取防渗、防压措施，如废水输送管应

采用具有防渗功能的 HDPE 管，管道接口处采用热熔焊接处理。此外，合理规划各类废、污水的集水管网，地下管线埋设区域应避开垃圾

收集等中大型车辆途径的道路，避免管道沉降破损引发泄漏污染。8.3.3 地下水治理措施经济可行性论证

本项目地下水污染治理措施投资约 10 万元，占项目投资总额的 0.02%，在建设单位可承受范围内，此外采用上述治理措施后可有效防治地下水污染，降低对周围地下水环境质量的污染的风险，产生较好的社会效益。因此本项目地

291


下水治理措施在经济上是可行的。8.4 噪声污染防治措施

8.4.1 噪声治理措施技术可行性论证本项目选用低噪声的设备，采用安装消音器、隔声罩、减振器的措施。以

减少噪声对周围环境的影响。并且通过优化平面布局实现统一管理，安装基座实现减震降噪，在源头上削减机械噪声的声强，经以上措施有效治理后，厂界噪声可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008) 4a 类和 3 类标准。

8.4.2 噪声治理措施经济可行性论证本项目噪声污染治理措施投资约 2.5 万元，占项目投资总额的 0.006%，在

建设单位可承受范围内，此外采用上述治理措施后可妥善处置本项目产生的固体废物，产生较好的社会效益。因此本项目固体废物治理措施在经济上是可行的。8.5 固体废物污染防治措施

8.5.1 固体废物污染防治措施技术可行性论证本项目产生的固体废物有 RAN-520 型废分子筛，废活性炭均属于危险废物，

编号 HW06。应执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18596－2001）及其修改单标准相关要求。

1、本项目危险废物依托炼油厂已有危险废物贮存设施暂存。2、RAN-520 型废分子筛交有相应危险废物资质单位处置；废活性炭交有

相应危险废物资质单位处置。目前，中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油厂内建设有一个厂区危

废暂存库，在 2017 年 3月已完成了环境保护竣工验收工作，目前正常使用中。

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危险废物暂存库占地面积为约为 6060m2，库区由一个甲类堆场和一个乙类仓库组成。甲类堆场长约 84米，宽约 10米，建筑面积约 840m2；乙类仓库，仓库长约 84米，宽约 10米，建筑面积约 840m2。危险废物暂存库设计甲类堆场年周转废催化剂 900 吨，乙类仓库年周转油泥 1200 吨、加氢催化剂 1000 吨、废环丁砜 3 吨、废白土滤纸滤布 20 吨、废电池和废灯管 5 吨。茂名石化与有资质的持危险废物经营许可证公司签订了危险废物转移、处置的合作协议，厂区现有危险废物暂存间，能够妥善暂存本项目产生的废分子筛、废活性炭。因此本项目固体废物污染防治措施技术可行。

8.5.2 固体废物污染防治措施经济可行性论证本项目依托现有的固体废物暂时收集措施，不新增固体废物污染防治环保

投资，因此固体废物污染防治措施经济可行。

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9 环境影响经济损益分析环境经济效益分析是指针对项目的性质和当地的具体情况，确定环境影响

因子，从而对项目环境影响范围内的环境影响总体作出经济评价。其目的是为了衡量项目投入的环保资金所能带来的环保效果，以及可能产生的环境、社会效益，从而合理安排环保投资。9.1 项目环保投资

本项目环境保护投资包括火炬气排放和尾气回收管线、废水管线及配套、排水沟、消声器、防渗等，本项目总投资 42398 万元，环保投资 152.5 万元，约占项目建设投资的 0.36%。环保投资相关情况见表 9.1-1。

表 9.1-1 项目的环保投资序号环保设施名称环保投资(万元)

1 火炬和尾气回收管线（含油气回收设施） 50

2 废水管线及配套 30

3 消声器 2.5

4 排水沟 20

5 防渗 10

6 绿化 /

7 环评 40

8 环保验收 /

合计 152.5

9.2 社会经济效益分析污染控制措施的经济效益包括两个方面的内容：一是直接经济效益；二是

间接经济效益。一、直接经济效益（R1）直接经济效益是指采取环保治理措施获取的直接经济效益，本项目总投资

42398 万元。采用中石化经济技术研究院 2017 年发布的布伦特原油 60美元价格体系进行测算，本项目投资财务内部收益率为 10.97%，投资回收期 8.94 年，项

294


目实施后企业年均新增税后利润 2945 万元，即直接经济效益取 2945 万元。二、间接经济效益（R2）间接经济效益包括控制控制污染后对环境、人体减少的损失及相应减少的

污染物排放量。本工程在污染治理过程中采取各项环保措施所创造的直接经济效益见表 9.3-1。

表 9.2-1 环保措施回收资源一览表序号项目回收物料名称回收量（t/a）价值（万元/

年）1 油气回收设施油品 0.236 0.236

注：按 10000元/t计总的环境经济效益为 R＝2945＋0.236＝2945.236 万元/年。

9.3 环境经济损失分析9.3.1 建设项目环境代价分析

环境代价是指将建设项目对周围环境污染和破坏所造成的环境损失折算成的经济价值。工程的建设将会给当地环境质量产生一定的影响，因此在发展经济的同时，必须解决好环境问题，做到发展经济与保护环境协调统一。本次拟建工程在采用先进的生产工艺和设备，提高资源与能源利用率的同时，投入一定量的资金进行污染治理和环境保护，取得了较好的治理效果，但仍不可避免将一定量的“三废”排入环境中。本拟建项目投产后产生的污染对环境的经济代价可以按照下式估算：

环境代价=A+B+C

式中：A——资源和能源的流失代价；B——对环境生产和生活资料造成的损失代价；C——对人群、动植物造成的损失代价。

一、资源和能源的流失代价（A）

295


式中：Qi——某种排放物年累计量Pi——排放物作为资源、能源的价格。

结合本项目特点，该部分主要估算排放废气的损失代价。本项目投产后外排废气中的非甲烷总烃排放量增加 2.201t/a，按 10000元/t计，估算损失为 2.201

万元。即本项目资源和能源流失代价 A为 2.201 万元/年。

二、生产生活资料损失代价（B）根据项目工程分析及总量控制指标建议，本项目排放非甲烷总烃 2.201t/a，

由于非甲烷总烃或 VOCs不在《中华人民共和国环境保护税法》中《环境保护税税目税额表》和《应税污染物和当量值表》中规定的大气污染物，不是环境保护税应税大气污染物。暂取 0元。三、人群、动植物损失（C）

结合当地自然、社会环境现状，实施本环评报告规定的环保措施后，本项目排放的污染物会得到有效的控制，可以全面实现达标排放，对人体、动植物的影响轻微，但对厂区职工有一定的影响，应加强职工的劳动保护，以减小其健康损失，劳保所需费用按 15 万元/年估算。因此人群、动植物损失代价为 15

万元/年。通过上述分析可知，本项目的环境代价为：2.201+0+15=17.201 万元/年。9.3.2 建设项目环境成本分析

环境成本是指环保工程运行管理费用 C。它包括折旧费和运行费用：C=C1+C2

一、折旧费 C1

本环保设备设计年限为 20 年，残值率按 5%计，按等值折旧计算，其折旧

296


费为：

式中：α——环保投资费用；取 152.5 万元；n——设备折旧年限；取 20 年；β——残值率。取 5%；

由上式计算出环保设备折旧费为 7.244 万元/年。二、运行费用 C2

包括设备维修费、材料消耗费、科研咨询费、管理费等。设备维修费、材料消耗等取环保投资的 5%，为 7.625 万元/年。科研咨询费、环境监测费及环保设施管理费取 10 万元/年。本项目的全部运行费用 C2为 17.625 万元/年。综上，本项目的环保工程运行管理费用为 C=C1+C2=24.869 万元/年。

9.4 环境经济损益综合评价环境经济净效益＝环境经济效益-环境经济损失本工程的环境经济净效益为：2945.236-17.201-24.869＝2903.17 万元/年。可见，本项目的建设可以带动当地经济发展，具有较好的社会效益；另一

方面，项目建设和运营会对周边环境产生一定影响，但采取相应的污染防治措施后，不会对环境产生较大的不利影响。综上所述，本项目具有较好的社会效益及经济效益，其收益明显大于环境

损失，从环境经济角度考虑，本项目是可行的。

297


10 环境管理与环境监测10.1 目的

环境管理和环境监测是污染防治的重要内容之一，是实现污染总量控制和治理措施达到预期治理的有效保证。拟建装置建成投产后，除了依据环评中所评述和建议的环境保护措施实施的同时，还需要加强环境管理和环境监测工作，以便及时发现装置运行过程中存在的问题，尽快采取处理措施，减少或避免污染和损失。同时通过加强管理和环境监测工作，为清洁生产工艺改造和污染处理技术进步提供具有实际指导意义的参考。拟建项目投产后，本着需要、可行、科学和经济的原则，根据工程的排污特点、

污染防治技术、中国石油化工总公司发布的《石油化工企业环境保护设计规范》(SH3024-95)的要求以及石化行业有关环保工作的规定，制定环境管理和监测计划。在确定机构设置和设备配置时，充分考虑项目建成投产后环境管理和环境监测的情况，统筹考虑项目的需要，安排监测项目。10.2 环境管理

10.2.1 环境管理机构设置本项目环境管理机构、人员及环境监测均依托茂名分公司现有管理机构和设施，

设兼职环保员一名，负责装置日常的环保工作。茂名分公司对环境实行分级管理。公司下设安全环保部，负责组织、落实、监

督全公司的环境保护工作，环境监测方面的工作由公司环保监测站负责完成。炼油分部属公司的二级单位，炼油分部机关设有安全环保处，全面负责炼油分部环保管理工作；各车间设有兼职环保员，负责本车间的环境保护工作。2012 年 7月成立的水务运行部属公司的二级单位，专门负责污水处理设施运行管理，进一步强化污水治理与管理。全公司从事环境保护工作的人员达 700多人，基本形成比较完善的环保管理、监测、设计与生产的环保网络。

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中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置10.2.2 环境管理机构职责

环保管理机构的主要职责有：(1)制定明确的适合企业特点的环境方针，承诺对自身污染问题的预防，并遵守

国家、地方的有关法律、法规等，将环保方针文件化，以便于公众获取。(2)根据制定的环保方针，确定工厂各部门、各岗位的环境保护目标和可以量化

的指标，使全体员工参与到环保工作中。(3)环保机构和专职人员负责全厂的环保工作，制定全厂环境保护的规章制度

(岗位责任制、操作规程、安全制度等)，并实施、落实环境监测制度。(4)贯彻落实拟建项目环保“三同时”制度，切实按照设计要求予以实施。(5)组织负责全厂污染防治设施的管理，督促污染防治设施的检修和维护，确保

设备正常并高效运行，严禁不达标的污染物外排。(6)组织和领导企业环境监测工作。(7)负责全厂环境保护的基础工作和统计工作，建立污染防治和污染源监测档案；

按当地环保主管部门的要求按时、准确填报与环境保护有关的各类报表。(8)搞好公司员工的环境保护宣传、教育和技术培训。(9)负责组织突发事故的应急处理和善后事宜，维护公众利益。(10)企业应每半年或一年进行一次内部评审(内部评审工作可以自己进行，也可

请有关部门帮助进行)，查漏补缺，提出整改意见，使管理水平不断提高。(11)按当地环保主管部门制定的污染物总量控制指标，严格控制全厂污染物排

放总量。(12)时机和条件具备时，应进行 ISO14000 的认证，使企业的环境管理工作得到

公认。10.2.3 环境管理制度为了不断发展完善管理制度，为公司强化环保管理，预防和减缓环境风险。除

了执行国家和地方颁布的有关环保管理的法律、法规、管理制度外，还应有以下环境管理制度：

299

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置(1)环境保护工作条例；(2)环保责任制；(3)突发性污染物排放管理规定；(4)装置开停要环保管理规定；(5)环境污染事故管理规定；(6)“三废”综合利用管理规定；(7)建设项目环境保护管理规定；(8)清洁生产管理规定；(9)环保设施管理规定；(10)固体废物管理规定；(11)污水分级控制管理规定；(12)环境监测工作条例；(13)监测仪器设备管理规定；(14)监测标准物质管理规定。

10.2.4 环境管理措施10.2.4.1 施工期环境管理措施针对拟建项目施工期的环境的影响，采取以下措施：1)选择环保业绩优秀的施工承包方，并在承包合同中明确规定有关环境保护条

款，如承包施工段的主要环境保护目标，应采取的水、气、声、生态保护及水土保持措施等，将环保工作的执行情况作为工程验收的标准之一等。

2)施工承包方应明确管理人员、职责等，并按照其承包施工段的环保要求，编制详细的“工程施工环境管理方案”，连同施工计划一起呈报业主环保管理部门以及相关的地方环保部门，批准后方可以开工。

3)在施工作业之前，对全体施工人员进行培训，包括环保知识、意识和能力的培训。在施工作业过程中，施工承包方应严格执行批准的工程施工环境管理方案，

300

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置并认真落实各项环境保护措施。

4)建议对该工程实施工程环境监督机制，并纳入到整体工程监理当中。环境监督工作方式以定期巡查为主，对存在重大环境问题隐患的施工区随时进行跟踪检查，做好记录，及时处理。监督环评报告书提出的环保措施得到落实，通过工程监理发出指令来控制施工中的环境问题。为确保各项环保措施的落实，最大限度地减轻施工作业对环境的影响，本项目

在施工期间要实施 HSE 管理。施工期 HSE 管理主要工作是施工现场环境监察。10.2.4.2 运营期环境管理措施

1)定期进行环保安全检查和召开有关会议；2)对领导和职工特别是兼职环保人员进行环保安全方面的培训；3)制订完备的岗位责任制，明确规定各类人员的职责，有关环保职责及安全、

事故预防措施应纳入岗位责任制中；4)制定各种可能发生事故的应急计划，定期进行演练；配备各种必要的维护、

抢修器材和设备，保证在发生事故时能及时到位；5)主管环保的人员应参加生产调度和管理工作会议，针对生产运行中存在的环

境污染问题，向主管领导和生产部门提出建议和技术处理措施。10.2.4.3 施工期环境监理及环境监测

施工期环境监理是为了减轻工程施工期的环境影响，防止重大环境污染事件发生，对现场进行监督检查，使环境问题（包括潜在问题）能及时发现（或防范），及时制止，并得到妥善处理，从而确保工程建设符合环境保护法和有关的环境质量标准，满足工程竣工环境保护验收的要求。建设单位委托环境监理单位，针对工程施工面临的环境敏感问题、对敏感点产生的主要环境影响，依照国家、地方相关法律法规，通过环境监测、现场巡查、旁站等手段，进行环境监理工作。使施工期的环保工作有序、有效进行，减少施工过程对周围环境造成的不利影响。

施工期环境监测是为了及时了解和掌握建设项目施工期主要污染物的排放情况，301

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置由建设单位或施工单位委托有资质的环境监测单位对施工期主要污染物排放进行监测。

（1）大气污染源监测① 监测点布设：厂界四周； ② 项目监测因子：TSP；③ 监测频率：施工期每月监测一次，一般采用连续 1小时采样计平均值；④ 监测方法：按《环境监测技术规范》、《空气和废气监测分析方法》（第

四版）进行；⑤ 监测期间同时进行地面风向、风速、气温、气压等气象要素观测。（2）噪声监测① 监测点位：厂界四周；② 监测因子： Leq(A)；③ 测量时间：施工期每月监测一期，分昼间与夜间两个时段进行，每期昼、

夜间各测点监测一次，每次连续监测 20 分钟，如夜间不进行施工，则不开

展夜间噪声监测；④ 监测方法：按《声环境质量标准》（GB3096-2008）以及国家环保局颁布

的《环境监测技术规范》中有关规定进行。10.3 环境监测

302

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置10.3.1 环境监测机构

10.3.1.1 环保监测机构设置及职责茂名分公司环保监测站成立于 1975 年，现拥有一栋 6层 2460m2 的监测大楼，

固定资产 600多万元，现有职工 29 人，下设 5个班组，其中高级工程师 2 人、工程师 15 人、助理工程师 7 人。该站主要担负全公司的环境监测工作，包括炼油化工废水、废气、废渣、环境大气和噪声等，重点是对炼油厂区和乙烯公司外排工业污水的日常监测，以及炼油厂区达标装置含油污水的采样分析；同时兼有在业务上指导二级单位环保监测工作任务。公司环保监测站仪器设备配置是根据国家及中石化集团公司环境监测的有关要求，按照《中国石化集团公司环境监测站仪器配置规定》中对炼油、化工行业类的要求进行配置的。

本评价根据厂区及周边地下水环境保护工作的需求，建议环保监测站设立地下水动态监测小组，专人负责监测。

10.3.1.2 环保监测站组成及仪器配备茂名分公司环保监测站设有分析天平、电热干燥箱、箱式电阻炉、电冰箱、气

相色谱仪、分光光度计、生化培养箱、PH 电位计、红外测油仪、烟尘测试仪、烟道气体分析仪、一氧化碳测定仪、林格曼度计、大气连续自动采样器、便携式大气采样器、溶解氧测定仪、COD 快速测定仪、声级计、离子色谱仪、原子吸收分光光度计、TVOC 测定仪等，能够满足环境监测任务。具体环境监测站现有仪器仪表见下表。

303

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 10.3-1 环保监测站现有仪器仪表配置情况

序号仪器名称要求配置(台)公司环保监测站

现有(台) 投用日期使用情况1 分析天平 2-3 4 1997.7 正常2 电热干燥箱 3 3 1997.7 正常3 箱式电阻炉 1 - - -

4 电冰箱 3 5 1998.6 正常5 气相色谱仪 2 3 1991.9 正常6 分光光度计 3-4 8 1996.11 正常7 生化培养箱 1-2 3 1996.11 正常8 PH 电位计 1-2 2 1996.11 正常9 红外测油仪 1-2 2 1999.12 一般10 烟尘测试仪 1-2 2 2000.12 正常11 烟道气体分析仪 1-2 3 2000.12 正常12 一氧化碳测定仪 1 1 2000.12 正常13 林格曼度计 l 1 1993.12 正常14 大气连续自动采样器 4 - - -

15 便携式大气采样器 8-10 12 2000.12 正常16 溶解氧测定仪 1 1 1998.12 一般17 COD 快速测定仪 1 2 2000.10 正常18 声级计 1 2 2001.11 正常19 离子色谱仪 1 2000.11 正常20 原子吸收分光光度计 1 正常21 TOC 测定仪 1 正常

10.3.2日常环境监测计划10.3.2.1 污染源监测

（1）废水污染源监测本项目产生的污水主要有含油污水（机泵冷却水、地面冲洗水、设备清洗水、

回流罐排放含油污水）及初期雨水，它们进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用，不外排。就本项目来说，一般情况下可利用茂名分公司在污水处理/回用装置和企业总排口的日常监测即可，但事故情况下需独立监测。

茂名分公司在污水处理/回用装置和企业总排口的日常监测计划详见表 10.3-2，监测项目及频次主要依据《排污单位自行监测技术指南石油化学工业》（HJ947-

2018）。采样及分析方法按《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)中规304

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置定的方法执行。

1)污水处理/回用装置：主要监测现有 1200t/h低浓度污水处理系统进水、出水。

2)企业总排口：茂名分公司废水总排口。表 10.3-2 废水污染源日常监测计划

种类监测点监测项目监测频次污水处理/回用装置

现有 1200t/h低浓度污水处理系统进水、出水

水量、pH、CODCr、BOD5、石油类、氨氮、硫化物、挥发酚

每季度1次

总排口企业污水总排口

pH、悬浮物、总氮、总磷、硫化物、挥发酚每周 1次

水量、pH、CODCr、石油类、氨氮在线监测（2）废气污染源监测本装置主要大气污染物为有组织及无组织排放的非甲烷总烃。本项目附近厂界的无组织排放监测点位和项目已纳入了全厂的监测计划内，无

须单独设置。结合实时风向等气象条件，在茂名分公司厂界设置无组织排放监测点；利用便携式 VOC泄漏检测仪对装置阀门、法兰、机泵等无组织排放点进行定期监测。监测计划详见表 10.3-3

305

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 10.3-3 废气污染源日常监测计划

种类监测点监测项目监测时间和频次

无组织排放

厂界非甲烷总烃每季度 1次泵、阀门、开口阀或开口管线、气体泄压设备、取样连

接系统挥发性有机物每季度 1次

法兰及其他连接件、其他密封设备挥发性有机物半年 1次

有组织排放油气回收设施排气筒进出口非甲烷总烃每月 1次

（3）厂界噪声监测厂界噪声监测沿厂界布设监测点，监测连续等效 A 声级。频次为每季度至少开

展一次昼夜监测。10.3.2.2 环境空气质量监测

目前，茂名市环境保护监测站在茂名分公司的主导风向下风向 1km 处的高岭新村，设置了一个大气地面自动站，进行大气环境质量的 24小时连续自动监测，监测项目为二氧化硫、二氧化氮、可吸入颗粒物、降尘、一氧化碳、臭氧等。

茂名分公司分别在炼油厂蜡油加氢装置旁、炼油厂西门岗、环保监测站位置设置了三个大气地面自动监测站，进行大气环境质量的 24小时连续自动监测，监测项目为二氧化硫、二氧化氮、一氧化碳、臭氧、PM10、TVOC、H2S 和苯系物等。

10.3.3应急监测10.3.3.1应急监测设备为满足风险事故状态下对环境质量的应急监测工作，本项目可依托茂名石化公

司的应急监测设备，包括：应急监测车、便携式气质联用仪、多功能气体检测仪、多功能水质检测仪、总挥发有机物测定仪（TVOC）、COD快速测定仪、油份浓度分析仪、便携式硫化氢检测仪、林格曼黑度仪及辅助设施等。具体应急监测仪器设备的配置情况见下表。

306

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 10.3-4 茂名石化公司应急监测仪器设备配置情况一览表

名称功能1 应急监测车可用于现场检查、监测2 便携式气质联用仪测定空气中挥发性半挥发有机物3 多功能气体检测仪现场检测氨气、一氧化碳、硫化氢、二氧化

氮、二氧化硫、环氧乙烷、甲醛 8种气体4 多功能水质检测仪可应急检测甲醛、氨氮、苯酚、硫化

物、TOC 和浊度5 总挥发有机物测定仪

（TVOC）测定空气中挥发性有机物6 COD快速测定仪快速测定 COD7 油份浓度分析仪快速测定水中石油类8 便携式硫化氢检测仪现场检测 H2S浓度9 林格曼黑度仪现场检测烟尘黑度10 其它辅助设施应急车中的其它配置

10.3.3.2应急监测计划为了解事故单元泄漏、燃烧或爆炸的影响范围和程度，及时采取有效的处置措

施，应急监测方案应根据具体事故内容及上级环保管理部门的要求进行制定。本次评价给出指导性要求。

(1)大气应急监测发生火灾爆炸或有毒有害物质泄漏事故时，在事故现场及下风向一定范围内设

置监测点，若为大型事故还应在下风向生活居住区增设监测点；按事故类型对相关地点进行紧急高频次监测，监测项目根据事故发生情况可能主要包括：非甲烷总烃、CO 等。

(2)水质应急监测当本项目发生泄漏或火灾事故后，随时监控污水的水量和 CODCr、氨氮、石油

类、硫化物等主要污染因子；在本项目装置及附近装置的雨排口增设人工监测进行监测点，及时掌握污染物的流向，采取必要措施，防止污染物排放至外环境。

(3)地下水及土壤应急监测如果物料或事故污水泄漏到周边地下水，则需要根据泄漏情况，在泄漏沿途两

侧及下游地区，设置选取地下水及土壤的监测点，监测项目根据事故泄漏的物料决定。监测周期需要从事故发生至其后的半年至一年的时间内，定期监测地下水及土

307

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置壤相关污染物含量，了解事故对地下水及土壤的污染情况。

10.3.4“三同时”验收监测本项目建成后，须按照《国务院关于修改<建设项目环境保护管理条例>的决

定》（国务院令第 682号，2017 年 10月 1日起施行）、《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》(国环规环评[2017]4号，环境保护部 2017 年 11月 20日)、《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，公告 2018 年第 9

号，2018 年 5月 16日）、《茂名市环境保护局关于印发<建设单位自主开展项目竣工环境保护验收工作指引（试行）>的通知》（茂环[2018]9号）及《建设项目竣工环境保护验收技术规范石油炼制》（HJ/T405—2007）的有关规定开展本项目的竣工环境保护验收工作。

项目调试期间，建设单位应当对环境保护设施运行情况和建设项目对环境的影响进行监测。验收监测应当在确保主体工程调试工况稳定、环境保护设施运行正常的情况下进行，并如实记录监测时的实际工况。按《建设项目竣工环境保护验收技术规范石油炼制》（HJ/T 405—2007），验收监测应在工况稳定、生产负荷达到设计生产能力 75%以上（含 75%）、环境保护设施运行正常的情况下进行。建设单位可以自行或委托有能力的技术机构编制验收监测报告。验收监测报告编制完成后，建设单位应当根据验收监测报告结论，逐一检查是否存在《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》第八条所列验收不合格的情形，提出验收意见。存在问题的，建设单位应当进行整改，整改完成后方可提出验收意见。

（1）验收内容为确保本项目环境保护治理设施/措施的落实，本报告列出本项目“三同时”

项目表，具体见下表。

308

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置表 10.3-5 拟建项目“三同时”环保措施一览表

配套环保设施

序号环保项目投资（万元）建设进度

1

火炬和尾气回收管线支管（接入现有火炬系统主管）

新建一套 200m3 油气回收设施，排气筒不低于 15米

50

与建设项目同时设计、同时施工、同时投入运

行。

2 废水管线及配套（送至低浓度污水处理场处理） 30

3 机泵减震、蒸气管网消声器 2.5

4排水沟

（雨水格栅、地埋雨水管及明渠） 20

5

防渗（分区防治，装置区、罐区等为重点防渗区，

其他构建筑物及新建道路为简易防渗区）10

小计 112.5

依托现有环保措施

1 1200t/h低浓度污水处理场依托 --

2 事故水监控及收集系统、事故水池依托 --3 火炬系统依托 --

4 危废暂存库依托 --

（2）验收监测项目建成投产后进行工程竣工环境保护验收时环保设施“三同时”验收监测方

案可参照下表中的监测内容进行，此外还应根据工程实际生产情况对验收监测方案进行调整，以便更好地完成本装置的竣工验收工作。

表 10.3-6 拟建项目“三同时”验收监测项目类别监测点设置监测项目监测频次验收标准

大气

无组织排放源

上风向 1个对照点、下风向厂界设 4个监

控点非甲烷总烃连续 2天，每

天 3次《石油炼制工业污染物排放标

准》（GB 31570-2015)表 5 企业边界大气污染物浓度限值

有组织排放源

油气回收设施排气筒进出口非甲烷总烃连续 2天，每

天 3次

油气回收设施排放浓度和处理效率执行《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)中表 4 大气污染物特别排放限

值噪声厂界 Leq(A) 连续 2天，每《工业企业厂界环境噪声排放

309

中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6正异构吸附分离装置天昼、夜间各

1次标准》(GB12348-2008)中的 4a

类和 3 类标准。

废水

现有 1200t/h污水处理系统进水、出水

水量、CODCr、石油类

连续 2天，每天 3次 --

企业污水总排口

水量、CODCr、石油类

连续 2天，每天 3次

《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570-2015)中表 1 水

污染物排放限值

310


10.4 总量控制指标根据中国石油化工股份有限公司茂名分公司（炼油部分）《排污许可证》

（编号 91440900722484553D001P）有效期为 2017 年 06月 23日~2020 年 6月 23

日， VOCs 控制指标 4763.723462t/a。该 VOCs 排放总量为茂名石化炼油板块、化工板块、存续板块三个板块合计排放总量。根据建设单位提供的《茂名石化 2017 年 VOCs 排放统计表》，见表 10.4-

1。茂名石化 2017 年炼油板块 VOCs 排放量为 2302.99t/a、化工板块 VOCs 排放量为 1968.84t/a、存续板块 VOCs 排放量为 331.96t/a，三个板块 VOCs 排放量合计 4603.79t/a。

表 10.4-1 茂名石化 2017 年 VOCs 排放统计表

序号排放环节VOC 排放量

炼油板块（炼油部分）

化工板块（化工部分）

存续板块（港口、铁运、热电部分）

汇总

1有机液体储存

调和 437.56 281.48 195.63 914.67

2有机液体装卸挥发损失 281.18 81.34 108.82 471.34

3废水集输、储存、处理处置

过程逸散108.46 133.88 11.61 253.95

4工艺有组织排

放 84.32 748.43 0 832.75

5 燃烧烟气排放 54.71 35.95 7.11 97.77

6冷却塔及循环水冷却系统释

放455.40 364.20 0 819.60

7工艺无组织排

放 432.67 0.00 0 432.67

8 火炬排放 4.36 9.71 0 14.07

9设备动静密封

点泄漏 438.34 254.70 8.79 701.83

10非正常工况排

放 5.99 59.15 0 65.14

11 事故排放

311


12 采样合计 2302.99 1968.84 331.96 4603.79

312


本项目 VOCs 排放量为 2.201t/a，满足VOCs 总量控制指标要求。见表 10.4-

2。表 10.4-2 本项目总量控制指标情况

项目

污染物名称

现有排污许可证总量控制指

标（t/a）现有工程*污染

物排放情况（t/a）

本项目污染物排放情况（t/a）

以新带老 50万吨/年正异

构分离装置削减量

是否满足总量控制指标要求

废气 VOCs 4763.723462 4603.79 2.201 0.353 满足废水废水经低浓度污水处理场处理后回用，不外排，不设总量

*注：现有工程指炼油板块、化工板块、存续板块三者合计10.5 小结拟建项目环保管理机构设置合理、制度完善；环境监测机构设置和仪器设

备配置比较完备，可以承担水、气、声等要素全面监测的任务，监测系统管理规范，按《ISO/IEC 17025检测和校准实验室通用能力》建立实验室质量管理体系，确保为公司的决策提供可靠环保监测数据。本项目建成后，应有针对性的更进一步完善现有监测体系。企业应按照《排污单位自行监测技术指南石油化学工业》（HJ947-2018）

实施日常环境监测计划，确保各类污染物达标排放，环境质量满足功能区划要求。

项目建成投产后，应按照《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，公告 2018 年第 9号）及《建设项目竣工环境保护验收技术规范石油炼制》（HJ/T405—2007）的有关规定开展本项目的竣工环境保护验收工作。

313


11 环境影响评价结论11.1 项目概况根据茂名石化发展规划，计划建设一套 100 万吨/年 C5、C6 正异构吸附分离

装置，本项目原料为重整装置产生的 100 万吨/年轻石脑油，产品方案为年产42.94 万吨正构烷烃作为蒸汽裂解制乙烯的原料；年产 57.06 万吨异构烷烃含有较高的辛烷值，作为优良的清洁汽油调合组分。

本项目位于茂名市河西工业区中国石油化工股份有限公司茂名分公司炼油厂区内，生产工艺为轻石脑油在固态吸附剂（RAN-520 型分子筛）的作用下，正构烷烃被吸附在吸附剂上，通过解吸剂解吸生成抽出液，抽出液通过冷凝分离出正构烷烃，经吸附后含异构烷烃的抽余液通过冷凝分离出异构烷烃。11.2 工程分析

1、废气本项目主要的大气污染物为非甲烷总烃NMHC。它来源于以下三方面。①储罐（T201 新鲜解吸剂罐、T202 吸附分离罐）储存过程中蒸发静置损

失（即小呼吸）和接收物料过程中产生的工作损失（即大呼吸），储罐采用氮封保护，储罐内排出的气体收集至油气回收设施进行回收处理；

② 新鲜解吸剂汽车装卸设施，装卸车作业过程中挥发的油气，收集至油气回收设施进行回收处理。

③ 生产装置管线、阀门和机泵等设施在运行中因跑、冒、滴、漏逸散到大气中的油气。

2、废水本项目产生的污水主要有含油污水（机泵冷却水、地面冲洗水、设备清洗

水、回流罐排放含油污水）及初期雨水，它们进入全厂 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用，不外排。

314


3、噪声本项目的噪声源主要为各类机泵、空冷器风机等设备工作产生的机械噪声，

通过选用低噪声设备，采取消声、隔声、减振措施进行降噪。4、固废本项目产生的固体废物有 RAN-520 型废分子筛（危险废物，编号HW06）

交有相应危险废物资质单位处置；油气回收设施产生的废活性炭（危险废物，编号HW06）交有相应危险废物资质单位处置。11.3 环境现状及影响评价

11.3.1 大气环境现状及影响评价评价区 SO2（1小时平均浓度和日均浓度）、NO2（1小时平均浓度和日均

浓度）TSP（日均浓度）、PM10（日均浓度）、非甲烷总烃（1小时平均浓度）均未出现超标现象，可见评价区 SO2、NO2、TSP、PM10、非甲烷总烃环境质量能够满足环境功能区划的要求。综上所述，本项目实施后，新增大气污染物为非甲烷总烃，在正常工况下

排放的污染物占标率不超过 10%，非甲烷总烃环境空气质量满足国家环境保护局科技标准司出版的《大气污染物综合排放标准详解》推荐值；本项目装置设50m 卫生防护包络线范围，不设大气防护距离。项目实施后对周边大气环境现状影响不大。

11.3.2 地表水环境现状及影响评价根据茂名市环境保护监测站在小东江茂名段设置的山阁、镇盛采样断面的

监测结果，监测时间为 2018 年 1月至 2018 年 10月，监测结果显示，油厂总排污口上游山阁断面 pH、CODCr、BOD5、DO、氨氮、总磷、石油类、挥发酚、硫化物满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类水质标准。

油厂总排污口下游镇盛断面监测因子中 pH、CODCr、BOD5、DO、总磷、

315


石油类、挥发酚、硫化物满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类水质标准。氨氮标准指数 0.75~1.33（超标率 80%），超过《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类水质标准。

本项目的含油污水及初期雨水进入现有 1200t/h低浓度污水处理场处理后回用于循环补水回用，不外排。本项目建成后产生的废水不外排，对周围地表水环境影响不大。

11.3.3 地下水环境现状与评价炼油厂区地下水水质受原生地质环境影响及次生环境污染影响，部分水质

因子不能满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中 III 类水质标准要求，但通过数据对比，近年来项目所在区域内地下水环境质量部分指标已有所好转。

本项目在厂区新建地块容易出现地下水污染威胁的生产装置、罐区及过水设备装置区等区域设防渗结构，同时地面进行水泥硬化。做好各个细节的防渗堵漏措施和地下水污染事故应急设施，每日派专人多次巡查，做好设备运行记录和防渗检查记录。因此，正常情况下，本项目对地下水的环境污染影响较小。

在发生渗漏事故的前提下，根据预测结果显示，会造成场区内一定范围的地下水中石油类超标。按本次假设事故源强进行计算，事故发生 20 年后污染物的最大运移距离小于到下游敏感点的最近距离，因此不会造成下游石山脚村的地下水水质超标。如果事故发现较早，处理方法得当，处理及时，泄漏到外环境中的污染物质量会减小，对地下水水质影响也将大大减小。因此，在做好污染防治措施和监控措施的前提下，可有效地降低甚至是杜绝对项目对区内地下水环境造成的影响，项目的实施对地下水环境影响不大。

11.3.4 声环境现状及影响评价本次监测结果表明：各监测点噪声均未出现超标现象，达到相应的《声环

境质量标准》（GB3096-2008）标准限值，评价区声环境质量能够满足当前环316


境质量管理的要求。本项目选用低噪声的设备，采用安装消音器、隔声罩、减振器的措施。以

减少噪声对周围环境的影响。并且通过优化平面布局实现统一管理，安装基座实现减震降噪，在源头上削减机械噪声的声强，厂界噪声可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008) 4a 类和 3 类标准。根据预测结果可知，对装置最近敏感点黄竹塘村进行噪声预测结果显示，

项目噪声对黄竹塘村贡献值为 42.6dB(A)，叠加背景后预测值昼间和夜间均满足相应的《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 2 类标准要求，对居民生活不会有较大的影响。

11.3.5 土壤环境现状及影响评价本次监测结果表明：各土壤监测点均未出现超标现象，均低于《土壤环境

质量建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）中的第二类用地筛选值，表明在特定土地利用方式下，对人体健康的风险可以忽略。

本项目建成后，通过连续性的生产工艺及密封进料，加强运输管理的要求，对地面进行硬化及防渗措施，减少项目对土壤的影响范围及影响程度，项目运营期间内不会土壤造成不良影响。

11.3.6 固体废物影响分析本项目依托炼油厂已有危险废物贮存设施暂存，RAN-520 型废分子筛交有

相应危险废物资质单位处置；废活性炭交有相应危险废物资质单位处置。不会对周边环境及人群产生明显不利的影响。

11.3.7 生态环境影响分析本项目建成营运后，不新增占用土地，通过加强绿化改善厂址生态环境质

量，生态评价范围内没有珍稀濒危动物，没有国家和地方性保护野生动物，对项目附近范围的野生动物不会产生很大的影响，因此项目营运期内对厂区内及

317


周边生态环境造成的影响不大。11.4 环境风险评价

本项目原料及产品涉及的风险物质有轻石脑油、解吸剂（正壬烷）、异构烷烃（C5C6）、正构烷烃（C5C6）、非正常工况下排空的燃料气以及可能发生火灾伴生的一氧化碳等。依据《危险化学品重大危险源辩识》（GB18218-

2009）本项目没有重大危险源。项目可能泄漏的危险液态物料主要为轻石脑油、异构烷烃、正构烷烃、正

壬烷。茂名分公司的炼油部分含油污水、生产废水及边沟水分别经污水处理场及监护池系统处理后，达到排放标准的废水均由厂总排放口外排至污水河，然后经污水河排放至小东江。污水场除对各股废水进行正常处理确保达标排放外，还设置有万吨事故水罐、污油罐及转输设施等可作为三级防控措施，对不达标废水及含物料浓度高的消防水等事故污水进行控制、储存及通过监护池及污水处理厂处理。在确保落实风险事故污水措施的情况下，本项目在发生风险事故时故污水不会进入项目区域受纳地表水体，对项目周边地表水体影响较小。

项目新鲜解吸剂储罐拟布置在炼油厂东部，距东北面含油污水提升池 28.1

米，距南面供排水车间东循环水泵房 33.1米。距西面新建的新鲜解吸剂泵棚 55

米，距北面重整装置 50米，距西南面 1000 万吨/年常减压装置 66.7米。通过火灾爆炸影响分析计算可知，在距泄漏点 6.5〜8.0m 的较大范围内可以对建筑物和设备产生较大损害，在 8.0〜11.3m 范围人员会受到一定的损伤，在 11.3〜20.0m 范围人员会受到的损伤不大。因此，本项目发生火灾爆炸事故时，影响范围尚未波及到周边其他装置。

本项目从平面布置、防火、防爆、防毒、防雷、防静电等方面均采取了必要的风险防范措施。针对可能发生的风险事故，项目设置了事故废气放空系统，物料泄漏应急、救援及减缓措施，火灾、爆炸应急、减缓措施，以及水环境减缓措施等，确保各种事故状态下能够采取有效的减缓措施。风险事故发生后，应根据事故严重情况应启动相应的应急预案，并采取适当的应急措施，控制事

318


态发展，减缓事故灾害。11.5 环境保护措施

11.5.1 大气治理措施1、本项目油品输送采用管道密闭输送，管道沿途放凝点设 8字盲板。2、采取措施降低罐组内温度，以减少油气挥发损耗。 3、储罐储存过程及装卸车作业过程中挥发的油气，收集至新建一套 200m3

油气回收设施进行回收，油气回收设施选用冷凝+吸附的方案，采用两级处理工艺：第一级采用冷凝工艺，将油气从常温逐级冷却至-75℃，大部分油气可直接液化被回收；剩余少量油气进入吸附罐进行吸附分离。油气经过循环冷凝+吸附分离，达到排放标准后由 15米高排气筒排放，吸附罐活性炭的使用寿命在 10

年以上，废活性炭交有相应危险废物资质单位处置。4、开停工或生产不正常时，从安全阀及放空系统紧急放空排放的含烃气体，

全部排入火炬管网，进入全厂火炬系统回收利用，回收不完则通过火炬燃烧处理。

11.5.2 废水治理措施本项目按清污分流，污污分治的原则设置排水系统，各类废水按其性质及

处理要求划分为初期雨水系统及含油污水系统。1）初期雨水系统用于收集装置围堰内的污染雨水，污染雨水沿地面流入围

堰内排水沟，经管道收集后排入装置初期雨水提升池（46m3）。雨水系统用于收集装置污染区内的后期雨水及非污染区内的清净雨水。当初期雨水提升池内的污染雨水达到高液位时，后期雨水通过溢流井溢流进雨水提升池，经雨水提升泵提升送入全厂雨水明沟系统。非污染区的清净雨水直接排入全厂明沟系统。发生大规模事故时，部分事故水通过装置内围堰和初期雨水池收集，水池收集满后，剩余的事故水溢流排入装置外雨水系统，通过全厂事故水监控及收集系

319


统进行相应处理。依托全厂现有事故水池 2座，储存能力共计 20000m³。2）含油污水系统，重力流含油污水系统用于收集装置内设备排放的含油污

水、开停工设备的冲洗污水等，含油污水经装置内管道收集后排入装置含油污水提升池（15m3）。压力流含油污水系统用于输送装置初期雨水提升池及含油污水提升池内的初期雨水和含油污水，进入全厂含油污水系统，经厂区现有1200t/h低浓度污水处理场处理后回用于循环补水、消防水补水、厕所用水、绿化用水及焦化、煤制氢等生产装置回用。

11.5.3 噪声治理措施对项目噪声源，采取选择低噪声设备；优化平面布置，使噪声源远离管理

区及厂外敏感区；对各类噪声源进行隔声、减震、消声措施。11.5.4 固废治理措施

本项目产生的固体废物有 RAN-520 型废分子筛、废活性炭，均属于危险废物，编号 HW06。应执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18596－2001）及其修改单标准相关要求。

1、本项目危险废物依托炼油厂已有危险废物贮存设施暂存。2、RAN-520 型废分子筛交有相应危险废物资质单位处置；废活性炭交有

相应危险废物资质单位处置。11.5.5 地下水防渗措施参照《环境影响评价技术导则-地下水环境》(HJ610-2016)的划分原则，工

程依据建设项目场地天然包气带防污性能、污染控制难易程度和污染物特性，结合地下水环境影响评价结果和拟建工程总平面布置情况，确定本项目厂区范围内设置重点防渗区和简易防渗区，将装置区、储罐划为重点防渗区，将其他构建筑物及新建道路设为简易防渗区。同时，各废水输送管道及沟渠也应采取防渗、防压措施，如废水输送管应采用具有防渗功能的 HDPE 管，管道接口处

320


采用热熔焊接处理。此外，合理规划各类废、污水的集水管网，地下管线埋设区域应避开垃圾收集等中大型车辆途径的道路，避免管道沉降破损引发泄漏污染。11.6 环境影响经济损益分析

本项目的建设可以带动当地经济发展，具有较好的社会效益；另一方面，项目建设和运营会对周边环境产生一定影响，但采取相应的污染防治措施后，不会对环境产生较大的不利影响。本项目具有较好的社会效益及经济效益，其收益明显大于环境损失，从环境经济角度考虑，本项目是可行的。11.7 环境管理与监测计划根据中国石油化工股份有限公司茂名分公司（炼油部分）《排污许可证》

（编号 91440900722484553D001P）有效期为 2017 年 06月 23日~2020 年 6月 23

日，VOCs 控制指标 4763.723462t/a。现有工程（炼油板块、化工板块、存续板块三者合计）VOCs 排放情况为 4603.79t/a，本项目 VOCs 排放量为 2.201t/a，满足VOCs 总量控制指标要求。企业应按照《排污单位自行监测技术指南石油化学工业》（HJ947-2018）

实施日常环境监测计划，确保各类污染物达标排放，环境质量满足功能区划要求。

项目建成投产后，应按照《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，公告 2018 年第 9号）及《建设项目竣工环境保护验收技术规范石油炼制》（HJ/T405—2007）的有关规定开展本项目的竣工环境保护验收工作。11.8 公众参与调查结论

本次公众意见调查回收 80 份个人调查表及 8 份团体调查表，调查结果显示项目所在地区民众具有较强的环境保护意识，但由于建设单位的宣传工作力度与广度不够，导致部分公众表示不知道本项目，绝大部分公众认为本项目建设

321


主要环境影响为污染空气，认为应加强废气治理，其次为水污染，认为应加强废水治理，再次为环境风险，认为应加强生态绿化等。建设单位承诺：项目建设将严格执行“三同时”制度，加强环境保护治理设施的运行管理，狠抓环境保护规章制度工作的落实，确保污染物达标排放。

调查结果表明，公示期间，建设单位和环评单位均未接收到相关意见和建议的来电、来函。根据公众参与调查表，100%被调查者赞成本项目的建设。在认真考虑公众意见后，建设单位承诺：严格落实环评报告书提出的各项环境保护措施及风险防范措施，确保环境保护设施正常运行，保证污染物达标排放。11.9 项目总结论

本项目属油品升级项目，符合《产业结构调整指导目录（2011 年本）》（2013 年修正）中第一类鼓励类的“十一、石化化工”。本项目的建设符合国家发展和改革委员会《产业结构调整指导目录 (2011 年本)(2013 年修正)》、《广东省主体功能区产业准入负面清单》（2018 年本）、《广东省环境保护规划纲要(2006－2020 年)》、《广东省环境保护“十三五”规划》、《粤西地区环境保护规划》（2011-2020）、《广东省主体功能区规划》、《茂名市城市总体规划（2008-2020）》、《茂名市环境保护规划（2006-2020）》、《茂名市河西石化工业区发展规划（控制性详细规划）》等相关要求。

公众参与调查结果表明：本项目的建设，得到了所在地受访群众的 100%的赞同和支持。

评价认为：在认真落实各项环保措施的前提下，本项目的建设和运营对外环境的影响很小，处于可接受范围；在加强环境风险防范、完备环境应急预案的情况下，本项目运营期的环境风险可得到有效控制。从环境保护角度考察，本项目是可行的。

322


填表人（签字）：

经度 110.895820 纬度 21.678180

起点经度起点纬度终点经度终点纬度工程长度（千米）

所占比例（%）

法人代表尹兆林单位名称证书编号

技术负责人冯瑞呈环评文件项目负责人联系电话

联系电话 0668-2242583 通讯地址

本工程（拟建或调整变更）

①实际排放量（吨/年）

②许可排放量（吨/年）

③预测排放量（吨/年）

④ “以新带老”削减量（吨/年）

⑤区域平衡替代本工程削减量4（吨/年）

⑥预测排放总量（吨/年）

⑦排放增减量（吨/年）

废水量(万吨/年) 410.105 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 不排放

COD 162.580 307.853 0.000 0.000 0.000 307.853 0.000 间接排放：市政管网

氨氮 4.090 41.047 0.000 0.000 0.000 41.047 0.000 集中式工业污水处理厂

总磷 0.000 0.000 直接排放：

总氮

废气量（万标立方米/年） 2564500.000 168.000 0.000 0.000 168.000 168.000二氧化硫 2169.904 2771.600 0.000 0.000 0.000 2771.600 0.000氮氧化物 2596.893 3567.100 0.000 0.000 0.000 3567.100 0.000颗粒物 704.115 783.900 0.000 0.000 0.000 783.900 0.000

挥发性有机物 4603.790 4763.723 2.201 0.353 0.000 4765.571 1.848

级别主要保护对象（目标）工程影响情况是否占用占用面积

（公顷）

/

/

/

建设项目环评审批基础信息表

C制造业第2511小类原油加工及石油制品制造

无

无

环境影响报告书

新建（迁建）

100 / C万吨年 5 C、 6正异构吸附分离装置

无

建设项目

项目经办人（签字）：

2019年4月

2019年12月

0.36%

环境影响评价文件类别

建设单位

污染物排放量

排放方式

//

____ _____________________受纳水体小东江

/

通讯地址

污染物

废气

中国石油化工股份有限公司茂名分公司

91440900722484553D

9茂名市双山四路号大院广东省茂名市茂南区厂前东路163号大院

单位名称

现有工程排污许可证编号（改、扩建项目）

饮用水水源保护区（地表）

总投资（万元）

统一社会信用代码（组织机构代码）

规划环评开展情况

规划环评审查机关

建设地点中心坐标3

（非线性工程）

建设地点坐标（线性工程）

废水

/

广东环科技术咨询有限公司

名称影响及主要措施生态保护目标

13922293284

现有工程（已建+在建）

总体工程（已建+在建+拟建或调整变更）

评价单位

/

152.50

乙 2809

饮用水水源保护区（地下）

项目涉及保护区与风景名胜区的

情况避让减缓补偿重建（多选）

避让减缓补偿重建（多选）


风景名胜区

自然保护区


生态防护措施

贝国雄

建设内容、规模（建设内容：年耗100万吨重整轻石脑油，年产42.94万吨正构烷烃；年产57.06万吨异构烷

烃规模：__100____ 计量单位：_万吨/年__）

无

91440900722484553D001P

42398.00

计划开工时间

国民经济行业类型2

预计投产时间

环保投资（万元）

33十四、石油加工、炼焦业第项原油加工、天然气加工、油母页岩等提炼原油、煤制油、生物制油及其他石油制品

茂名市油城三路炼油厂区内

不需开展

新申项目项目申请类别

规划环评文件名

规划环评审查意见文号

建设性质

9.0

填表单位（盖章）：中国石油化工股份有限公司茂名分公司（建设单位）

项目名称

项目代码1

建设地点

项目建设周期（月）

环境影响评价行业类别

注：1、同级经济部门审批核发的唯一项目代码；2、分类依据：国民经济行业分类（GB/T 4754-2017）；3、对多点项目仅提供主体工程的中心坐标；4、指该项目所在区域通过“区域平衡”专为本工程替代削减的量；5、⑦= - -③ ④ ⑤；⑥= - +② ④ ③，当②=0时，⑥= - +① ④ ③。

323


附件一、以新带老 50 万吨/年正异构分离装置环评报告书批复

324


325


附件二、中国石油化工股份有限公司茂名分公司（炼油部分）排污许可证（节选）

326


327


328

329


附件三、环境质量现状监测报告（涉及国家或商业机密，不宜公开，请联系建设单位索取）

330


附件四、中国石油化工股份有限公司茂名分公司 100 万吨/年 C5、C6 正异构吸附分离装置环境影响报告书专家评审意见

331


332


333


334


335


336


337


附件五、专家评审意见修改回应表序号专家评审意见修改内容页码

1建议详述解吸剂循环利用后的

最终去向吸剂（正壬烷）循环利用后，作为中间产品（命名为 C9重烃或再蒸馏塔底重烃），作为炼油厂柴油调合组分

P62

2

建议补充说明以新带老 50 万吨/年正异构分离装置建设的

基本情况，如建设情况，与新建项目的衔情况等

已补充 50 万吨/年正异构分离装置现阶段施工情况及施工进度计划，本项

目施工进度计划及两者衔接P73

3

工艺流程图补充产污节点，并对源强数据的确定依据进行补充，核实废水和固废的产生量

已修改工艺流程图，补充运营期产污环节一览表，对源强依据进行补充，

核实废水和固废产量

P63

P64

P67~P70

P174

4 补充引用数据的有效性说明。引用数据补充说明环境现状监测数据

三年内有效。更新地表水环境现状监测数据

P104

P114

P117

P95

5完善依托环保设施及新建油气回收装置的可行性分析

已补充完善依托火炬系统可行性分析；依托危废暂存库可行性分析；新

建油气回收装置的可行性分析

P226~

P227

P234~

P235

6细化“三同时”环保措施一览

表已细化表 10.3-5 拟建项目“三同时”

环保措施一览表 P249

7核实各单位危险物质的使用和

储存量已重新核算危险物质的使用和储存量 P35

8 对编制依据进行核实更新，规范图表及文本格式

对编制依据更新，规范图表及文本格式

P7~P8

图 2.3-2

图 2.3-5

338


图 2.3-6

图 2.5-1 等

339


附件六、环评报批稿核稿意见

340


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