中国石油化工股份有限公司西安石化分公司动力站烟气脱硝改造项目报告表

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1、建设项目环境影响报告表编制说明建设项目环境影响报告表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。1.项目名称指项目立项批复时的名称，应不超过30个字（两个英文字段作一个汉字）。2.建设地点指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止地点。3.行业类别按国标填写。4.总投资指项目投资总额。5.主要环境保护目标指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。6.结论与建议给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同

2、时提出减少环境影响的其它建议。7.预审意见由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项目，可不填。8.审批意见由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批复。建设项目基本情况项目名称中国石油化工股份有限公司西安石化分公司动力站烟气脱硝改造项目建设单位中国石油化工股份有限公司西安石化分公司法人代表李少平联系人陈发通讯地址陕西省西安市未央区六村堡工业园区联系电话13669270965传真邮政编码建设地点陕西省西安市未央区六村堡工业园区的原中国石化股份有限公司西安石化分公司现有厂区内立项审批部门批准文号建设性质新建改扩建技改行业类别及代码N7722大气污染治理占地面积(平方米)100绿化面积(平方米)本项目

3、的绿化由厂方统一考虑总投资(万元)2600其中：环保投资(万元)2600环保投资占总投资比例100%评价经费(万元)预期投产日期2015年3月工程内容及规模：1.项目由来中国石化股份公司西安石化分公司位于陕西省西安市六村堡工业园区，始建于1967年，建厂初期主要生产油田助剂，1998年12月加盟中国新星石油公司，2000年3月随新星石油公司并入中国石化集团公司，2004年进入中国石油化工股份有限公司。西安石化分公司作为中国石化沥青生产基地之一，沥青一直为其特色产品。西安石化分公司动力站配备2台75t/hCFB锅炉（循环流化床锅炉），为全厂提供高压蒸汽。目前烟气处理采用“炉内喷钙+布袋除尘”工艺

4、，进行除尘脱硫。未实施脱硝。目前氮氧化物污染日趋严重，有关资料表明2008年全国氮氧化物排放量达到2000万吨，成为世界第一氮氧化物排放国。若无控制，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来巨大的威胁。氮氧化物排放的快速增长加剧了区域酸雨的恶化趋势，部分抵消了我国在二氧化硫减排方面所付出的巨大努力。为此国家将于“十二五”期间加大对氮氧化物排放的控制力度。同时环境保护部颁布了火电厂氮氧化物防治技术政策，新修订的火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）要求，现有企业火力发电锅炉及燃气轮机组自2014年7月1日起烟气出口NOx浓度限值将执行100 mg/Nm3的标

5、准。2012年10月29日国务院批准了环境保护部、发展改革委、财政部三部委关于重点区域大气污染防治“十二五”规划，陕西关中城市群重点控制区为西安市，中石油西安石化分公司所处的地理位置位于重点区域大气污染防治“十二五”规划的重点控制区。根据企业资料，动力站275t/hCFB锅炉，正常运行时NOx排放300mg/Nm3左右，极端工况NOx排放达500mg/Nm3左右，远高于火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中100mg/Nm3的排放限值要求，为此，中国石油西安石化公司确定对动力站275t/h CFB锅炉进行烟气脱硝改造，以降低NOx污染，使企业走上一条可持续发展之路。陕西省西咸新

6、区沣东新城投资促进局以西沣东投促发【2014】44号文件对本项目备案，（见附件2）。根据中华人民共和国环境影响评价法、建设项目环境保护管理条例和建设项目环境影响评价分类管理名录等有关规定，该建设项目应编制环境影响报告表。为此，中国石油西安石化分公司委托陕西中圣环境科技发展有限公司对该项目进行环境影响评价工作（委托书见附件1），接受委托后，我公司随即组织工作人员进行了现场踏勘及资料收集工作，完成了本项目环境影响报告表。2 地理位置本工程建设地点位于中石化西安石化分公司厂内，西安石化分公司位于西安市六村堡工业园区，丰产路以南，尤西路以北，建章路以西的工业区内。公司西接延西化工厂，东临华联家具公司，

7、东北接长庆筑路集团公司。项目地理位置图见附图1。 本项目建设内容为：SCR还原剂制备区（液氨蒸发及氨气缓冲等）、SCR脱硝反应区2个区域。公用工程、控制室和变配电室均依托原有装置。图1 动力站3 处理规模及脱硝效率处理规模：烟气处理能力2107696Nm3/h的烟气脱硝系统。设计脱硝效率见表2，烟气经脱硝装置处理后，外排NOx可由861.56 吨/年减少到172.32吨/年； NOx 排放浓度由500mg/Nm3降低到100mg/Nm3。预计每年可减排NOx689.24吨。脱硝效率为80%。烟气经SCR工艺处理前后情况见表1和表2.表1 进入SRC系统烟气组成表序号项目单位设计工况1烟气量Nm

8、3/h21076962烟气温度1403烟气氮氧化物浓度mg/Nm35005烟气压力Pa4000表2 锅炉烟气净化后烟气主要参数：项目占地：100m2。年操作时数：8000小时（与CFB 锅炉同步）总投资：2600万元，环保投资2600万元，占总投资的100产品方案：年净化烟气17.23108 Nm3。（设计工况）废催化剂由供应厂商统一回收再利用。经过脱硝后的烟气后经布袋除尘后由120米烟囱高空排放。4 主要建设内容本项目主要建设内容包括脱硝系统、辅助工程、储运工程、公用工程等设施，项目组成表见表3。表3 项目组成表序号工程类型工程组成与原有工程依托关系1主体工程脱硝系统设置脱硝剂制备系统，主要

9、包括液氨蒸发器、氨气缓冲罐、氨气稀释罐等改造原有动力站CFB锅炉烟道主要包括反应器、催化剂、吹灰系统、相应的烟道改造等。3辅助工程物料输送及计量装置依托原有4储运工程运输车依托原有液氨储罐外购5公用工程给排水系统依托现有设施依托原有6供电系统依托现有设施依托原有7压缩风系统依托现有设施依托原有锅炉尾部竖井改造1#、2#炉SCR脱硝设施布置在锅炉尾部受热面和除尘器之间，将上级、中级省煤器上移，下级省煤器下移，使得中级省煤器和下级省煤器之间留出SCR烟道引出及返回的空间，该空间为3.5m。SCR引出烟道中布置喷氨格栅，其他SCR区设备就近布置在反应区。此方案需改造内容：（1）下级省煤器及中级省煤器

10、之间连接的高压管道进行改造；（2）引出及返回烟道通过原锅炉钢结构，烟道引出需更改斜撑的位置，在其他位置补充斜撑，进而保证本立面的刚度。（3）锅炉需要重新进行水压试验。采用这种方案，氨的喷入量可以精准的控制，且氨气与烟气的混合距离比较长，通过流场模拟整个系统烟气与氨气混合比较均匀，反应比较充分。系统的氨逃逸量很小。很难生成硫酸氢氨，减轻了对下游设备的影响。CFB锅炉参数额定蒸发量 75t/h额定蒸汽压力 3.82MPa额定蒸汽温度 450给水温度 104排烟处过热空气系数 1.4锅炉排烟温度 140排污率 2%空气预热器进风温度 13设计燃煤消耗量 12412.2kg/h锅炉设计热效率 90.0

11、1%5 辅助材料消耗辅助材料主要指液氨和催化剂等，消耗表见表3。表3 药剂及催化剂等其他消耗表序号名称单 位消耗量备注1液氨t/a320外购，400kg每罐，一用一备罐 2蜂窝催化剂m3/a65定期分层检验3电（380V）Kwh/a4720004压缩空气Nm3/a16000005仪表空气Nm3/a160000（1）还原剂的选择对于锅炉烟气脱硝技术，主要的吸收剂有液氨，氨水和尿素，吸收剂的选择也非常重要，直接影响装置运行的操作费用。尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到水解槽（或热解炉）中，通过热解炉或水解器将尿素分解为氨气；热解温度会对尿素分解率产生影响。尿素运输安全性高，

12、存储方便，存储设备安全要求低。氨水法，是将20的含氨水溶液通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽；20%氨水为有害液体，运输价格高，存储条件较苛刻，如将氨水蒸发需要消耗大量的能量。纯氨法是将液氨在蒸发器中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5的混合气体后送入烟气系统。纯液氨价格低廉，但是有毒有害，安全性差，需要高压存储，对存储设备要求高。三种脱硝剂中，使用尿素制氨的方法最安全，但是其投资、运行总费用最高；液氨的运行、投资费用最低，但是，液氨的存贮需要较高的压力，安全性要求较高；氨水介于两者之间。西安石化分公司考虑到对于动力站CFB锅炉脱硝效率、氨气纯度的要求、以及投资方面的因素

13、，拟采用液氨脱硝反应还原剂。西安石化分公司目前污水处理工艺中已采用液氨，对于液氨的运输和管理有成熟的环境风险管理体系，且本项目液氨的储量（0.8t）很小，与西石化分公司中汽油储罐（8960t）、柴油储罐（30888t）等重大危险源相比，危险性相对较低。故西安石化分公司拟采用液氨脱硝反应还原剂可行。液氨厂家为陕西中瑞化工有限公司，该公司危险化学品经营许可证及道路运输经营许可证见附件3。（2）催化剂的选择催化剂是SCR工艺的核心部件，其性能的优劣将直接影响到脱硝效率。催化剂的选取主要根据反应器的布置、入口烟温、烟气流速、NOx 浓度、烟尘含量与粒度分布、脱硝效率、允许的氨逃逸率、SO2/SO3 转

14、化率以及使用寿命等因素确定的。根据适用温度范围，催化剂可分为高温、中温和低温三类： 高温大于400，中温300-400，低温小于300。具体包括沸石催化剂（345-590）、氧化铁基催化剂（380-430）、氧化钛基催化剂（300-400）及活性碳/焦催化剂（100-150）。本工程的SCR入口烟气温度约为343，符合氧化钛基催化剂的工作温度要求，本项目可研建议采用氧化钛基催化剂。氧化钛基催化剂以含量约8090%的TiO2 材料作为载体，以含量仅有12%V2O5 作为主要的活性材料，并添加少量（37%）的其他化学成分（WO3 或MoO3），来改善催化剂的某些性能。V2O5 的含量较高时，催化剂

15、的活性增加，最佳使用温度降低，但会促进SO2向SO3的转化，增加低温条件下NH4HSO4的生成。因此，应适当控制V2O5的含量，且添加适量的WO3来抑制SO2/SO3转化率。6公用工程（1）供电本次新增用电设备电源均引接自动力站厂用低压配电室并对原有回路进行改造，更换回路柜内元器件。本次新增所有用电设备均为三级负荷。本次新增负荷较小，动力站厂用低压配电室供配电系统能满足本次供电要求。（2）供水脱硝系统用水均依托西安石化分公司动力站装置区现有设施。工程中主要用水点包括液氨及氨气稀释水、消防喷淋水。（3）排水生产排水本工艺脱硝系统没有废水排放，但在事故状态下发生氨泄漏时需要用水稀释，将产生液氨及氨

16、气稀释废水，设置氨气稀释槽，氨从底部进入稀释槽，水从上部喷入，将氨吸收。本项目氨气稀释废水按照最大量考虑为3 m3，先排入厂区现有4000m3的事故池，之后通过现有排水管网排入厂区含盐污水处理站。现有含盐污水处理装置设计处理能力为50m3/h，含盐污水处理站由预除油降温装置、调节罐、隔油池、气浮、A/O系统、曝气生物滤池六部分组成。可有效地去除有机物、NH3-N和N的总含量，深度处理采用曝气生物滤池、主要去除水中有机物、悬浮固体并硝化去除氨氮。本项目氨气稀释废水依托含盐污水处理站可行。经处理后的含盐污水经含油污水处理站、回用水处理站处理后，75%回用于循环水站，其余通过现有排放系统达标排入皂河

17、。根据中石化西安分公司油品质量升级技术改造项目验收监测报告西环监测验字(2013)0046号，2013年11月验收监测期间，总排口的pH、氨氮、苯系物、动植物油、化学需氧量、总氰化物、石油类、生化需氧量、悬浮物、阴离子表面活性剂、总磷、硫化物、铅、铜、镍、挥发酚的日均值均满足验收执行标准污水综合排放标准（GB8978-1996）中表4中的二级标准限值和渭河水系（陕西段）污水综合排放标准 （DB61/224-2006）中二级标准，同时均满足验收参照标准黄河流域（陕西段）污水综合排放标准（DB61/224-2011）中一级标准。雨水排水本系统收集装置区的雨水。整个区域的雨水经过收集后排入装置附近的

18、排水沟。最终进入厂区雨水管网。消防排水本项目消防喷淋水排水依托动力站消防排水管网，排入厂区现有4000m3的事故池，之后经厂区脱盐污水处理站处理。消防设计依托厂区现有设施。（4）电讯依托厂区现有设施。（5）供气本装置建成后，新增用 0.6Mpa压缩空气200 Nm3/h，为间断用量，从动力站装置区总管接入，依托现有动力站。（6）液氨运输路线本项目液氨运输路线为：兴平西宝高速三桥建章路西安石化分公司。见附图5。7主要生产设备本项目主要生产设备表见表4.序号设备台 数技术规格或型号（mm）1液氨储罐2400kg2液氨蒸发器26001200mm（立式）3氨气缓冲罐29001270mm（立式）4氨气稀

19、释槽13m35氨泄漏检测设备2专有设备6氨/空气混合器2专有设备7AIG喷氨格栅2专有设备8静态混合装置2专有设备9反应器（包括进出口烟道）2专有设备10烟气导流装置2专有设备11烟气均流装置2专有设备（1）SCR 反应器本工程对于西安石化两台75t/hCFB锅炉，采用每台炉配一台反应器。布置于烟气反应温度320400反应温度窗范围内。SCR反应器是由钢结构构成，截面成矩形，被固定在中心并向外膨胀，从而获得最小的水平位移。烟气水平进入反应器的顶部并且垂直地通过反应器，催化剂层由其支撑梁支撑。为防止催化剂层积灰，在每层催化剂上装有2台吹灰器。（2）催化剂本工程采用蜂窝式或平板式催化剂，根据锅炉飞

20、灰的特性合理选择催化剂层数、规格、材料，确保催化剂不堵灰，催化剂设计尽可能的降低压力损失。（3）还原剂贮存制备系统本工程每台机组脱硝的液氨消耗量约为20kg/h，拟设2个液氨蒸发器，氨蒸发器为螺旋管式，管内为液氨管外为温水浴，以热水通入水中保持水浴温度为40左右。热水流量受蒸发槽本身水浴温度控制调节，当水的温度高过80时则切断蒸汽来源，并在控制室DCS上报警显示。蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在0.17MPa，当出口压力达到0.30 MPa时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上也装有温度检测器，当温度低于10时切断液氨，使氨气至缓冲罐维持适当温度及压力，蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异

21、常过高。（4）氨气缓冲罐从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲罐，通过调节蒸发器前的液氨调节阀，使缓冲罐维持在0.15MPa，再通过氨气输送管线送到锅炉后的脱硝系统。缓冲罐的作用即在稳定氨气的供应，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲罐上也有安全阀可保护设备。（5）氨气稀释槽氨气稀释槽用于将事故状态下安全阀起跳所泄漏的氨稀释，氨从底部进入稀释槽，水从上部喷入，将氨吸收。（6）氨气泄漏检测器氨蒸器发及缓冲罐周边设有二只氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。（7）氮气吹扫系统氨供应系

22、统保持系统的严密性防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸。基于此方面的考虑，氨气氨蒸发器、氨气缓冲罐等都备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气混合造成危险。8 本项目平面布置本项目平面布置见附图2。与全厂位置关系图见附图3。本项目平面布置符合现行国家有关防火、安全、卫生及环境保护等标准、规范的规定。事故、消防等管网依托动力站现有管网。脱硝剂制备系统周边预留有3米宽通道，脱硝剂制备系统拟建地周边事故、消防管网完备、状态良好，脱硝剂制备系统依托可行，本项目平面布置合理。9 劳动定员及工作制度项目年操作时8

23、000h，本工程完成后，脱硝系统纳入动力站统一管理，不再增设新的管理机构和管理人员,装置定员从西安石化分公司人员中调剂解决。10 主要技术经济指标本项目主要技术经济指标见表7。表7 项目主要技术经济指标表序号名称单位数值备注1处理能力/规模处理烟气量Nm3/h2107696NOxt/a 689.24脱硝量2占地面积m21003年操作时数小时/年80004主要消耗用量4.1年耗电量KWh/a472000380V4.2仪表空气Nm3/h204.3压缩空气Nm3/h2004.4液氨t/a3204.5催化剂m3/a655三废排放量5.1烟气排放量Nm3/h21076965.2NOxt/a172.326

24、总定员人-不新增人员7工艺设备总台数198总投资万元260011 产业政策符合性根据产业结构指导名录（2011年本）（2013年修正），本项目生产工艺、设备、产品均不属于产业政策中的限制和淘汰类，项目为鼓励类中的“三废”综合利用及治理工程，因此符合国家产业政策要求。本项目不属于陕西省限制投资类产业指导目录中的项目，因此符合陕西省产业政策要求。因此该项目符合国家和地方产业政策要求。12 相关规划符合性根据重点区域大气污染防治“十二五”规划提出的规划区域和控制目标，中石油西安石化分公司所处的地理位置位于重点区域大气污染防治“十二五”规划的重点控制区。本项目属于该规划中的深化大气污染治理、全面开展氮

25、氧化物污染防治方向，符合重点区域大气污染防治“十二五”规划。13 项目建设情况本项目目前尚未动工。与本项目相关的现有环评手续情况：中国石油化工股份有限公司西安石化分公司在建设中基本落实了环评及环评批复要求；污水处理设施及废气治理设施均做到了与主体设备同步运行。建立实施环境管理体系。工程的审批手续已按环保要求基本完成，环境保护档案管理已按相关要求建立。西安石化分公司在实施“西安石化分公司油品质量升级技术改造工程”时将动力站由3台10t/h锅炉和2台15t/h锅炉改造为目前的2台75t/hCFB锅炉规模，该工程进行了环评，“西安石化分公司油品质量升级技术改造工程项目”于2009年10月经西安市环保

26、局批复（市环发【2009】285号），西安市环境保护局于2012年5月16日对该项目试生产的请示予以批复（市环批复【2012】103号），2013年11月验收，验收批复为2台75t/hCFB锅炉，至今规模未发生变化。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：全厂现有污染物排放及治理措施见表8和表9.表8 全厂现有污染物排放表类别名称全厂排放量备注废气废气量104m3/a229853.40SO2 t/a621.18烟尘 t/a40.42NOx t/a487.08“西安石化分公司油品质量升级技术改造工程”竣工验收期间，CFB锅炉一用一备，验收工况约为80%，且本次评价按照NOx产生的最不利情况考虑

27、，故本次环评计算减排量大于竣工验收核算的全厂排放量。非甲烷总烃t/a2735.51无组织排放苯t/a11.51H2S t/a0.887废水废水量104m3/a49.01COD t/a19.50石油类t/a0.48硫化物t/a0.006挥发酚t/a0.01氨氮t/a2.66固体废物锅炉炉渣t/a20539综合利用表9 全厂废气污染源及治理设施现状统计表污染源主要污染因子治理措施有组织排放废气连续重整装置热载体加热炉废气SO2、NOx、烟尘燃用脱硫燃料气，直接排放重整四合一加热炉烟废气SO2、NOx、烟尘燃用脱硫燃料气，直接排放加氢反应加热炉烟气SO2、NOx、烟尘燃用脱硫燃料气，直接排放催化裂化

28、装置催化再生烟气SO2、NOx、烟尘燃用脱硫燃料气，直接排放加氢反应装置加氢反应进料加热炉废气SO2、NOx、烟尘燃用脱硫燃料气，直接排放动力站锅炉烟气SO2、NOx、烟尘布袋除尘，炉内喷钙脱硫硫磺回收装置焚烧炉SO2燃用脱硫燃料气，直接排放无组织排放废气硫磺装置、原油储罐等散逸苯系物、硫化氢、氨、SO2直接排放厂区动力站相关情况介绍：厂区动力站包括2台75t/hCFB锅炉，年耗煤量为8.148万吨。动力站燃料煤成分见下表：动力产生的废气为锅炉烟气，主要污染物为氮氧化物、二氧化硫和烟尘，现有处理措施为经布袋除尘与炉内喷钙脱硫处理后排放。2013年11月西安市环境监测站组织对中国石化股份有限公司

29、西安石化分公司油品质量升级技术改造工程项目进行了环保验收监测，本次验收期间在动力站锅炉烟气进口、出口各设1个监测点位。监测结果详见下表。动力站监测结果与评价监测点位动力站锅炉烟气进口7#监测日期监测项目烟气流量（m3/h）监测结果标准限值第一次第二次第三次11月12日排放浓度mg/m3烟尘2630.92931.93003.150黑度111林格曼1级排放速率kg/h烟尘348.02374.47364.22黑度/监测点位动力站锅炉烟气出口8#排放浓度mg/m3氮氧化物152103190206200450二氧化硫151816400烟尘8.19.68.650黑度111林格曼1级排放速率kg/h氮氧化物

30、24.5225.8825.98二氧化硫1.972.252.03烟尘1.051.211.11黑度/监测点位动力站锅炉烟气进口7#11月13日排放浓度mg/m3烟尘1551033272.12889.93312.850黑度111林格曼1级排放速率kg/h烟尘424.14365.80424.08黑度/监测点位动力站锅炉烟气出口8#排放浓度mg/m3氮氧化物154103185179202450二氧化硫151913400烟尘9.711.611.350黑度111林格曼1级排放速率kg/h氮氧化物24.3523.4926.64二氧化硫1.992.481.70烟尘1.281.521.49黑度/根据西环监测验字(

31、2013)0046号中石化西安分公司油品质量升级技术改造项目验收监测报告，动力站CFB锅炉烟气处理后出口排放的氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放浓度最大值和最高排放速率均符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中第3时段最高允许排放标准，黑度满足林格曼黑度1级标准。由表中可以看出动力站CFB锅炉烟气处理后出口排放的二氧化硫和烟尘的排放浓度最大值和最高排放速率均符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）表2中的特别限值要求，不必进行技术改造。但是氮氧化物不能满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）表2中特别限值要求，必须进行脱硝技术改造。验收报告相关内容

32、见附件4.总之，企业现有工程环保手续齐全，目前突出的环境问题是动力站CFB锅炉烟气须脱硝处理。建设项目所在地自然环境社会环境简况自然环境简况(地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等)：1.地理位置本工程建设地点位于中石化西安石化分公司厂内。西安石化分公司位于陕西省西安市北郊未央区六村堡乡境内，丰产路以南，尤西路以北，建章路以西的工业区内。厂址距西安市约 15km，距六村堡乡政府 1.8km。地理位置东经 10857，北纬 3418，公司西接延西化工厂，东临华联家具公司，东北接长庆筑路集团公司。西安石化总厂南 3km 为陇海铁路，该厂有专用铁路线与其相接。厂区旁公路干线有 302

33、 国道，厂址北 1km 为西安市北绕城高速公路（连接西宝、西渭和西铜高速公路、312 国道及机场高速公路），交通十分便利。2.地质、地形地貌西安石化分公司厂区坐落于渭河一级阶地上，土质为黄土，地形平坦。地面标高为 379.84-380.87m，东南略高于西北，其自然坡度东西为2，南北为 12。场地地势低洼，东西两侧各有一条南北向排污渠，高出场地 1.0-1.5m，南面尤西路高出场地 1.0m 左右。厂区地层结构上部为褐黄色轻亚粘土（）、灰色粘性土（），为第四纪全新世渭河冲积形成的地层，下部砂层为第四纪全更新世河湖相地层组成。3.气候、气象特征项目所在区域属温带大陆性季风气候区，日温差较小，冬夏

34、较长，春秋较短，冷热干湿，四季分明。年平均气温13.3，极端最高气温45.2（1934年7月14日），极端最低气温-20.6（1955年1月11日），年平均无霜期为232天，年平均降雨量为584.9毫米，7-9月份为两个明显降雨高峰，占全年雨量的47%，且时有暴雨发生。全年盛行东北风，年平均风速1.8m/s。4.水文地质西安市地下水主要为第四系松散层空隙潜水和中潜部承压水。浅水含水层埋深在5.5-43.0m之间，水位埋深在7.3-16.6m之间。含水层的透水性层及富水性较好，潜水流向由东南流向西北。承压水含水层埋深在59-278.5m之间，含水层总厚度约110.0m左右。主要由泥沙、沙砾卵石层

35、及亚粘土层组成。含水层的富水性较好，水质良好，符合地下水质量标准中的类标准。5.河流水系西安市河流密集，诸川环绕，东有灞河、浐河，西有沣河、皂河，南有滈河、橘河，北有泾河、渭河，均属黄河水系，素有“八水绕长安”之说。区内的地表水有皂河和沣惠渠。 皂河为渭河的支流，由南向北注入渭河，全长 36.8km，流域面积约 100km2，皂河河道原为橘河故道，与其有水力联系，但由于人为活动，橘河改道西流注入沣河， 在进入西安市区时皂河上游常年流量仅 0.1-0.3m3/s，皂河在上游多用于农灌，且时常断流，随着经济的发展，西郊沿丈八路一带工厂、乡镇企业排水进入皂河，由于大 环河的汇入和北石桥污水处理厂排水

36、排入皂河，下游段继续接纳多股污水后，流量大 大增加，皂河下游流量为 1.95m3/s。皂河水质恶化，物理感官极差，已成为一条排污河。沣惠渠主要功能为退水及排涝，现有三桥镇一带的污水排入该渠，目前，该渠水质很差。渭河发源于甘肃省渭源县，为黄河一级支流，全长818km，在陕西潼关入黄河。 渭河在西安市境内约 150km，该段多年平均径流量为 53.8 亿 m3，多年平均流量为 170.6m3/s，百年一遇洪水9690m3/s，十年一遇洪水 5700m3/s。渭河水含沙量大， 丰水期尤为突出，平均含沙量为 29kg/m3。6.土壤植被项目所在区域周边为城市居住区，天然植被基本已消耗殆尽，植物以城市风

37、景绿化植物为主，主要有杨树、槐树、松树、柳树以及灌木等。社会环境简况(社会经济结构、教育、文化、文物保护等)：本项目位于西安市规划的西安市经济技术开发区六村堡工业园区，工业园区定位 为石油、化工机械制造为主导产业的工业园区；区内人口分布基本以自然村落的农业人口为主。区内农业主要以蔬菜种植为主。农村实有劳动力 18197 人，耕地总面积 27919.6亩，全部为水浇地，农业人口人均纯收入平均 3035 元。区内主要行业有造纸、机械、石化、制药等。企业事业单位有华威锻件厂、北方炉业、羊城电炉厂、新型耐火材料厂、延炼精细化工厂、黄河挖掘机厂、蔡伦造纸厂、西安石油化工总厂、庆安冶金铸造厂、西安车辆厂等

38、。西安石化总厂南 3km 为陇海铁路，该厂有专用铁路线与其相接。厂区旁公路干线有 302 国道，厂址北 1km 为西安市北绕城高速公路（连接西宝、西渭和西铜高速公路、312 国道及机场高速公路），交通十分便利。发达的交通运输条件为厂内的原油、沥青和其它产品的运输创造了有利条件。厂址周围东南 3000 米、西南 2300 米、1800 米处有汉长安城遗址、汉建章宫遗址（省级保护单位）和汉太乙池遗址。根据西安市文物钻探队的文物钻探报告书，以及通过对汉长安城直门外普查钻探情况看，厂区坐落在古河道内，未发现汉代建筑遗迹、遗存现象。环境质量状况建设项目所在地区域环境质量现状及主要环境问题(环境空气、地面

39、水、地下水、声环境、生态环境等)1、大气环境质量本报告表大气环境质量监测委托西安圆方环境卫生检测技术有限公司于2014年4月10日至4月22日进行，监测点设在厂区和下风向1.03km的西柏梁村，监测结果如表6-表10所示，监测点位见附图4，监测报告见附件5。表6 环境空气中SO2监测结果及评价表监测点1小时平均浓度24小时平均浓度浓度范围（ug/m3）超标率（）最大超标倍数浓度范围（ug/m3）超标率（）最大超标倍数厂区25-380018-2400西柏梁村（厂区西南1.03km）13-750031-6600标准值500150表7 环境空气中NO2监测结果及评价表监测点1小时平均浓度24小时平均

40、浓度浓度范围（ug/m3）超标率（）最大超标倍数浓度范围（ug/m3）超标率（）最大超标倍数厂区42-540033-3700西柏梁村（厂区西南1.03km）38-670039-6400标准值20080表8 环境空气中PM10监测结果及评价表监测点24小时平均浓度浓度范围（ug/m3）超标率（）最大超标倍数厂区215-2451000.63西柏梁村（厂区西南1.03km）232-2771000.85标准值150表9 环境空气中PM2.5监测结果及评价表监测点24小时平均浓度浓度范围（ug/m3）超标率（）最大超标倍数厂区102-1291000.72西柏梁村（厂区西南1.03km）114-13010

41、00.73标准值75表10 环境空气中NH3监测结果及评价表监测点1小时平均浓度浓度范围（mg/m3）超标率（）最大超标倍数厂区0.068-0.10900西柏梁村（厂区西南1.03km）0.052-0.07200标准值0.2由以上环境空气监测结果可知，各测点SO2小时均值浓度范围为13-75ug/m3，24小时平均浓度范围为18-66ug/m3；各测点NO2小时均值浓度范围为38-67ug/m3，24小时平均浓度范围为33-64ug/m3，均低于GB3095-2012环境空气质量标准中的二级标准限值；各测点NH3小时均值浓度范围为0.052-0.109mg/m3，均低于TJ36-79工业企业设

42、计卫生标准最高容许浓度限值；各测点PM1024小时平均浓度范围为215-277ug/m3，监测点PM10均超标，最大超标倍数0.85，各测点PM2.524小时平均浓度范围为102-130ug/m3，测点PM2.5均超标，最大超标倍数0.73，这两项指标超标为当地的普遍现象，分析PM10 、PM2.5污染产生的原因，除地域和气候等自然原因外，区域内建筑施工、道路扬尘、汽车尾气排放及工业炉窑排放也是超标的主要原因。2、地表水环境质量现状本项目周边地表水主要为皂河，位于本项目东800米，地表水环境质量监测数据引用西咸新区沣东新城分区规划（2010-2020）环境影响报告书中于2013年10月8日至1

43、0日进行监测的监测报告，监测报告见附件5。监测结果如表11。表11 皂河监测数据及统计结果表 单位：mg/L（pH：无量纲）监测因子执行标准（V类）7# 皂河在本规划区出口处10月8号10月9号10月10号均值最大超标倍数pH697.257.307.287.280COD4052.5056.5058.3255.7780.46氨氮2.013.1614.5514.7614.1586.38石油类1.01.350.771.321.150.35总磷0.41.520.3280.4520.7672.8阴离子表面活性剂0.30.3370.3210.3560.3380.19挥发酚0.10.0520.0590.08

44、60.0650粪大肠菌群（个/L）400002.31042.51042.51042.41040硫化物1.00.2400.2670.2360.2480氰化物0.20.0100.0090.0090.0090铜1.00.0260.0140.0180.0190锌2.00.1370.1250.1370.1330铅0.10.0090.0070.0060.0070六价铬0.10.06600.06240.06480.06440备注：以上项目数据单位除pH值为无量纲、细菌总数和大肠菌群为个L外，其余均为mg/L；“ND”表示该项目监测结果低于分析方法最低检出限值。由上述监测结果可知，皂河监测断面的COD、氨氮、

45、石油类、总磷、阴离子表面活性剂，共5项均有超标现象，最大超标倍数分别为0.46、6.38、0.35、2.8、0.19。其中以氨氮和总磷超标最为严重。分析主要与上游居民生活和工业企业的排污有关。3、地下水环境质量现状本项目地下水环境监测资料引用中国石油化工股份公司西安石化分公司油品质量升级技术改造工程（二期）环境影响报告书中的数据，监测报告见附件5。监测结果如表12。表12 地下水现状监测结果统计表（mg/L，pH无单位）采样点项目厂区自建深井地下水类标准超标率(%)最大超标倍数2011.4.252011.4.262011.4.27pH7.897.917.956.58.500总硬度244.622

46、47.03246.0645000氯化物32.9930.9930.4925000六价铬0.0270.0250.0280.0500硫酸盐82.581.382.025000硝酸盐0.6690.5930.6362000高锰酸盐指数1.131.101.083.000氨氮0.1000.1080.0960.200挥发酚0.002L0.002L0.002L0.00200总大肠菌群（个/L）333300细菌总数（个/mL）23193110000由表12可以看出，监测项目指标均符合地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准。4、声环境质量现状本项目声环境质量现状监测委托西安高新区中凯环境检测有限公司于201

47、3年11月12日进行，监测报告见附件5，监测点位图见附图5。昼、夜各监测一次，共设4个点位，监测点位见图3。监测与统计结果如表13所示。表13 厂界噪声监测结果 单位：dB（A）时间点位2013.11.12昼夜168.067.5267.567.8359.954.9452.150.4标准值7055由于本项目东、南、北厂界位于城市主干道及城市次干道两侧5米内，故本项目东、南、北厂界执行4a类声功能区标准，西厂界执行3类声功能区标准。由监测结果可见，西厂界监测点昼、夜间均满足GB3096-2008声环境质量标准3类区标准要求，北厂界监测点昼、夜间均满足GB3096-2008声环境质量标准4a类区标准

48、要求，东、南、厂界昼夜间噪声因受交通噪声影响，故有所超标。主要环境保护目标(列出名单及保护级别)：根据现场的调查，拟建厂址位于六村堡工业园区，评价区内无自然保护区等敏感区域。主要环境保护目标为所在区域大气、水、声环境质量和厂址周围村民，主要环境保护目标见表14，项目周围环境关系见图6。表14 评价区内环境保护目标表环境要素保护目标名称相对方位及距离户数人数环境质量目标方位距离（km）环境空气评价范围长庆筑路家属区NE0.0512023700二级标准皂河湾NE0.744351740阎家村NE1.5213869唐家村NE4.23001093八家滩E0.74761932泥河村N0.5135520二府

49、营N0.697394八兴滩N1.52901167西坡村NW1.13401397杜家村NW1.4232967师家营NW1.73101323沙河滩NW2.22671016贺家村W2.74281741孟家村SW0.33061273西柏梁SW1.033221472东柏梁SW0.853161321孙围墙SW2.02731106五一村S1.78123213雁秋门S2.73051063焦家村SE0.54101581周家河湾SE1.93131355柯家寨SE2.284345南徐寨SE3.0190743三桥镇S3.7531216541泥河村小学N0.4-220柏梁小学SW1.0320六村堡医院E1.8130第五

50、十中学SE0.31500陕西省经贸学院SE1.72000六村堡小学E2.1310声环境厂界厂界周围3类/4a类水环境地表水皂河NE紧邻类水体类文物保护评价范围汉太液池遗址SW1.8/保护古文物汉建章宫遗址SW2.3/汉未央宫前殿遗址E3/* 敏感点距离为距厂界的距离。图 6 项目周围环境关系图评价适用标准环境质量标准1.环境空气质量评价执行GB3095-2012环境空气质量标准中二级标准。2. 地表水环境质量评价执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准；3.地下水执行GB/T14848-93地下水质量标准中类标准；4.东、南、北厂界声环境质量执行GB3096-2008声环境质量标

51、准4a类区标准；西厂界声环境质量执行GB3096-2008声环境质量标准3类区标准；污染物排放标准1大气污染物排放执行火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）表2中特别限值的要求。2水污染物排放执行黄河流域（陕西段）污水综合排放标准（DB61/224-2011）相应要求和污水综合排放标准GB8978-1996二级排放标准。3一般工业固体废物贮存、处置场执行GB185992001一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准中的有关规定。4东、南、北厂界噪声执行GB123482008工业企业厂界环境噪声排放标准中4类标准；西厂界噪声执行GB123482008工业企业厂界环境噪声排放标准中3

52、类标准；施工噪声执行GB125232011建筑施工场界噪声限值。总量控制指标本项目西安石化分公司脱硝装置建成投运后，每年可减排NOx689.24吨。减排为今后该厂进一步的发展在环保方面留下了很大的发展空间，也将为减少对周边环境的影响起到很大作用，环境效益十分显著。由于本项目的实施会减少原有厂区污染物排放，故不申请总量指标。建设项目工程分析工艺流程简述(图示)：一、工艺流程简图烟气脱硝采用选择性催化还原法（SCR），该工艺是指在催化剂的作用下，利用还原剂（如 NH3 或尿素）“有选择性”地与烟气中的 NO 反应并生成无毒无污染的 N2和H2O。选择性催化还原系统中，一般由氨的储存系统、氨和空气的

53、混合系统、氨喷入系统、反应器系统及监测控制系统等组成。液态氨在注入SCR系统烟气之前经由蒸发器蒸发气化；气化的氨和稀释空气混合，通过喷氨格栅喷入SCR反应器上游的烟气中；充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx。其生产工艺流程见图2：图2 本项目工艺流程图二、工艺流程简述氨气自厂区液氨罐送至本装置内，经气化器气化后进入缓冲罐，气氨（99.9%）从氨气缓冲罐送出，经出口管线的调节阀调节计量后，与来自厂区稀释风混合，经调节阀计量后在管道混合器进行混合，经过混合后的混合气经专门设计的现场氨气流量计计量后送入CFB锅炉内的喷氨内构件，经氨喷氨内构件自锅炉高温过热段前喷

54、入原烟气中，并与原烟气均匀混合，然后向下进入SCR脱硝反应器。在SCR脱硝反应器中，氨与烟气中的NOx在催化剂的作用下发生还原反应，生成N2和H2O，净化后的烟气经SCR脱硝反应器后进入空气预热器，之后进入下一道除尘单元。图3 简化的脱硝流程示意图改造工程布置具有以下特点： 、烟气走向：喷氨段高温过热段低温过热段脱硝段去布袋除尘、喷氨段高度：500mm 、喷氨段温度550 、脱硝段温度：300-400 、喷氨段位置不能改变， 因低温省煤器及高温省煤器充当氨气与烟气的混合作用。脱硝剂使用量核算：本项目使用液氨作为脱硝剂，采用SCR脱硝工艺。主要反应式如下，参考可研数据，废气中NO和NO2的比例约

55、为1:1，通过对反应式分析，可知每脱除1molNOX，约需要1mol的NH3。即该脱硝工艺下，NOX和NH3的质量比为（0.5*（14+16）+0.5（14+32）：（14+3）=2.23即每1kg的NH3可脱除的NOX为2.23kg；本项目NOX减排量为689.28t，则需要液氨309.09t。考虑到脱硝系统的氨逃逸量4.32t/a。故液氨理论使用量为313.41 t/a。按照最不利情况分析，本项目液氨使用量为320 t/a，考虑到实际运行中温度、气体成分等因子的影响，脱硝剂使用量基本合理。氨逃逸控制措施从SCR系统逃逸的氨可能来自两种情况，一是由于烟气温度低影响了催化剂活性，进而影响氨与N

56、Ox的反应；另一种可能是喷入的还原剂过量或还原剂分布不均匀。以最少的喷入NH3量达到最好的还原效果，必须设法使喷入的NH3与烟气良好地混合。若喷入的NH3不充分反应，则逃逸的NH3不仅会使烟气中的飞灰容易沉积在锅炉尾部的受热面上，而且烟气中NH3遇到SO3会产生NH4HSO4易造成低温空气预热器堵塞，并有腐蚀的危险。为了取得高的NOx还原效率并将氨逃逸降到最低，应该满足下述条件：（1）CFD模拟和实物模型优化设计。（2）合理设计AIG，使得氨与烟气混合均匀。（3）第一层催化剂前，烟气温度场、速度场、入射角和浓度场满足催化剂的基本要求。（4）设置必要的在线烟气分析系统。（5）根据负荷、烟气中NOx浓度等参数的变化自动调整喷氨量。消耗指标：本工程的脱硝系统建成运行后，锅炉烟气中的NOx排放浓度100mg/Nm3，确保烟气中的氮氧化物达标排放，且在锅炉实际运行工况下，2台锅炉综合脱硝效率80%。三、本项目脱硝技术方案合理性分析本工程中的2台锅炉为CFB锅炉，本身具有一定的脱氮功效，但基于CFB锅炉温度场的稳定性和床温比较低的特点，此炉型适宜使用SCR、SNCR+SCR及SNCR三