环境影响报告书 - wsq.gov.cn · 云南、河北、内蒙古等地，是通化钢铁集团公司和河北达丰集团公司及本溪钢铁公司等的精煤主要供应商之一，是浑江发电公司和吉化集团公司电煤供应大户，

内蒙古卓正煤化工有限公司

100万吨/年醋酸项目

环境影响报告书

二〇一九年六月

内蒙古环科园环境科技有限责任公司

内蒙古卓正煤化工有限公司 100 万吨/年醋酸项目环境影响报告书

I

目录

1概述........................................................................................................................................................ 1

1.1项目由来........................................................................................................................................ 11.2环境影响评价工作程序................................................................................................................ 21.3分析判定相关情况........................................................................................................................ 21.4本次评价关注的主要环境问题.................................................................................................... 51.5环境影响报告书的主要结论........................................................................................................ 5

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

2.1编制依据........................................................................................................................................ 62.1.1法律、法规、规定................................................................................................................ 62.1.2相关发展规划........................................................................................................................ 82.1.3技术导则与编制规范............................................................................................................ 82.1.4其他文件、资料.................................................................................................................... 9

2.2评价目的和原则.......................................................................................................................... 102.2.1评价目的.............................................................................................................................. 102.2.2采用的评价原则.................................................................................................................. 10

2.3评价内容...................................................................................................................................... 102.4评价因子...................................................................................................................................... 112.5评价标准...................................................................................................................................... 11

2.5.1环境质量标准...................................................................................................................... 112.5.2污染物排放标准.................................................................................................................. 15

2.6评价工作等级、评价范围.......................................................................................................... 182.6.1评价等级.............................................................................................................................. 182.6.2评价范围.............................................................................................................................. 24

2.7主要环境保护目标...................................................................................................................... 252.8产业政策符合性及厂址选择合理性分析.................................................................................. 27

2.8.1产业政策符合性.................................................................................................................. 272.8.2现代煤化工建设项目环境准入条件.................................................................................. 272.8.3区域规划符合性.................................................................................................................. 332.8.4厂址选择合理性分析.......................................................................................................... 34

3建设项目工程分析.............................................................................................................................. 35

3.1建设项目概况.............................................................................................................................. 353.1.1基本情况.............................................................................................................................. 353.1.2生产规模及产品方案.......................................................................................................... 353.1.3项目组成.............................................................................................................................. 363.1.4原辅材料和动力供应.......................................................................................................... 413.1.5公用工程及辅助设施.......................................................................................................... 433.1.6储运工程.............................................................................................................................. 603.1.7总平面布置.......................................................................................................................... 633.1.8技术经济指标...................................................................................................................... 643.1.9依托工程.............................................................................................................................. 65

3.2影响因素分析.............................................................................................................................. 683.2.1全厂总工艺流程.................................................................................................................. 683.2.2煤制气装置.......................................................................................................................... 693.2.3甲醇装置.............................................................................................................................. 933.2.4醋酸装置.............................................................................................................................. 983.2.5空分装置............................................................................................................................ 104

3.3污染源强核算............................................................................................................................ 1073.3.1正常生产状况污染源及污染治理措施............................................................................ 1073.3.5非正常工况分析................................................................................................................ 119


II

3.3.6污染物排放统计................................................................................................................ 120

4环境现状调查与评价........................................................................................................................ 123

4.1自然环境概况............................................................................................................................ 1234.1.1地理位置............................................................................................................................ 1234.1.2地形地貌............................................................................................................................ 1234.1.3 气候气象........................................................................................................................... 1244.1.4 水文水系........................................................................................................................... 1244.1.5土壤植被............................................................................................................................ 1244.1.6矿产资源............................................................................................................................ 125

4.2环境质量现状评价.................................................................................................................... 1254.2.1环境空气质量现状监测与评价........................................................................................ 1254.2.2地下水环境质量现状........................................................................................................ 1304.2.3声环境质量现状监测与评价............................................................................................ 1344.2.4土壤环境质量现状监测与评价........................................................................................ 135

4.3项目周围环境概况.................................................................................................................... 143

5环境影响预测与评价........................................................................................................................ 144

5.1环境空气质量预测与评价........................................................................................................ 1445.1.1地面气象历史资料............................................................................................................ 1445.1.2大气环境影响预测............................................................................................................ 146

5.2水环境影响分析........................................................................................................................ 1535.2.1地表水影响分析................................................................................................................ 1535.2.2地下水影响分析................................................................................................................ 154

5.3噪声环境影响预测与评价........................................................................................................ 1725.3.1噪声源强............................................................................................................................ 1725.3.2预测模式............................................................................................................................ 1725.3.3预测结果及评价................................................................................................................ 175

5.4固体废物处置对环境的影响分析............................................................................................ 1765.4.1处置方式............................................................................................................................ 1765.4.2结论.................................................................................................................................... 179

6环境保护措施及其可行性论证........................................................................................................ 180

6.1施工期环境保护措施................................................................................................................ 1806.1.1施工期大气污染防治措施................................................................................................ 1806.1.2施工期废水污染防治措施................................................................................................ 1816.1.3施工期噪声污染防治措施................................................................................................ 1816.1.4施工期固体废物污染防治措施........................................................................................ 1826.1.5生态保护措施.................................................................................................................... 182

6.2运营期环境保护措施................................................................................................................ 1826.2.1废气治理措施.................................................................................................................... 1826.2.2运营期水污染防治措施.................................................................................................... 1936.2.3固体废弃物污染防治措施................................................................................................ 2046.2.4噪声防治措施评述............................................................................................................ 2096.2.5地下水污染防治措施........................................................................................................ 2106.2.6本项目环保措施及“三同时”汇总....................................................................................213

7环境风险评价.................................................................................................................................... 214

7.1风险调查.................................................................................................................................... 2147.1.1风险源调查........................................................................................................................ 2147.1.2环境敏感目标调查............................................................................................................ 216

7.2环境风险潜势初判和评价工作等级........................................................................................ 2177.2.1环境风险潜势初判............................................................................................................ 2177.2.2评价等级和评价范围........................................................................................................ 221


III

7.3风险识别.................................................................................................................................... 2217.3.1物质危险性识别................................................................................................................ 2217.3.2生产系统危险性识别........................................................................................................ 2227.3.3环境影响类型及危害分析................................................................................................ 2237.3.4风别识别结果.................................................................................................................... 225

7.4风险事故情形分析.................................................................................................................... 2257.4.1风险事故情形设定内容.................................................................................................... 2257.4.2最大可信事故的确定........................................................................................................ 2267.4.3源项分析............................................................................................................................ 227

7.5大气环境风险险预测与分析.................................................................................................... 2347.5.1预测模型............................................................................................................................ 2347.5.2气象参数............................................................................................................................ 2347.5.3评价标准............................................................................................................................ 2357.5.4预测结果............................................................................................................................ 235

7.6地表水环境风险险预测与分析................................................................................................ 2487.7风险防范应急预案.................................................................................................................... 250

7.7.1总则.................................................................................................................................... 2507.7.2环境事件分类与分级........................................................................................................ 2507.7.3风险防范措施.................................................................................................................... 2587.7.4环境风险评价结论与建议................................................................................................ 267

8环境影响经济损益分析.................................................................................................................... 268

8.1环保投资的环境效益分析........................................................................................................ 2688.2经济及社会效益........................................................................................................................ 269

8.2.1社会效益分析.................................................................................................................... 2698.2.2经济效益分析.................................................................................................................... 270

8.3环境经济效益综合评述............................................................................................................ 270

9环境管理及监测制度........................................................................................................................ 271

9.1环境管理机构和职责................................................................................................................ 2719.1.1环境管理机构.................................................................................................................... 2719.1.2环保机构、管理人员职责................................................................................................ 271

9.2建设期的环境管理.................................................................................................................... 2729.3运行期的环境管理.................................................................................................................... 2729.4环境监测.................................................................................................................................... 272

9.4.1监测时段............................................................................................................................ 2729.4.2监测对象............................................................................................................................ 2729.4.3监测项目、范围、时间和频率........................................................................................ 272

9.5监测制度及管理........................................................................................................................ 2769.5.1规章制度............................................................................................................................ 2769.5.2资料建档............................................................................................................................ 2769.5.3监测数据............................................................................................................................ 276

9.6培训计划.................................................................................................................................... 2769.7污染物排放管理........................................................................................................................ 277

9.7.1污染物排放清单................................................................................................................ 2779.7.2排污口管理原则................................................................................................................ 2779.7.3排污口建档管理................................................................................................................ 277

9.8竣工环保验收............................................................................................................................ 2789.8.1验收内容............................................................................................................................ 2789.8.2环保设施验收.................................................................................................................... 278

10 环境影响评价结论......................................................................................................................... 284

10.1 结论.......................................................................................................................................... 28410.1.1产业政策的符合性.......................................................................................................... 284


IV

10.1.2环境质量现状.................................................................................................................. 28410.1.3环境影响预测.................................................................................................................. 28510.1.4污染防治措施.................................................................................................................. 28510.1.5环境风险评价.................................................................................................................. 28610.1.6污染物总量控制.............................................................................................................. 28710.1.7评价结论.......................................................................................................................... 287

10.2 建议.......................................................................................................................................... 287


1

1概述

1.1项目由来

醋酸是重要的有机酸之一，是用途广泛的基本有机化工产品，也是纺织、轻

工、化工、医药、食品、采油等工业不可缺少的重要原料。同时，醋酸做为重要

化工原料，下游产品链长、种类多、附加值高，产品应用范围广，市场前景较好。

内蒙古卓正煤化工有限公司（以下简称“卓正煤化工”）是亿佳合能源股份有

限公司在内蒙古注册的全资子公司。亿佳合能源股份有限公司经过多年的不懈努

力，在许多领域都有长足的发展，如今已成为集煤炭开采、洗煤、煤焦化、黄金

开采、酒店业、运输业等为一体的大型民营企业。所属企业分布于吉林、北京、

云南、河北、内蒙古等地，是通化钢铁集团公司和河北达丰集团公司及本溪钢铁

公司等的精煤主要供应商之一，是浑江发电公司和吉化集团公司电煤供应大户，

是吉林省重点纳税企业。

“卓正煤化工”拟在内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区纳林

河化工项目区（“卓正煤化工”一期 60万吨/年煤制甲醇项目预留空地）新建 100

万吨/年醋酸项目（以下简称“本项目”）。本项目是以煤为原料，采用新型多喷

嘴水煤浆气化、耐硫变换、低温甲醇洗、低压法甲醇合成、五塔精馏工艺技术生

产精甲醇，甲醇低压羰基合成法生产醋酸。

本项目利用当地丰富的煤炭资源，采用国内外先进的工艺技术设备，进一步

推动煤炭与煤化工产业的协同发展，推进区域煤炭转化产业集群建设，发挥战略

协同效应；同时充分依托“卓正煤化工”一期 60万吨/年煤制甲醇项目的供电、给

水及办公楼、食堂等辅助设施，具备优越的建设条件；项目建成投产后，将对扩

大地区社会就业、实现经济社会的稳定增长具有一定的社会效益和经济效益。

根据《中华人民共和国环境影响评价法》及《建设项目环境影响评价分类管

理名录》的有关规定，内蒙古卓正煤化工有限公司委托内蒙古环科园环境科技有

限责任公司承担本项目的环境影响评价工作。接受委托后，评价单位的技术人员

进行了现场调研、踏勘，并依据工程有关的技术资料及环境影响评价技术导则的

要求，编制完成了《内蒙古卓正煤化工有限公司 100万吨/年醋酸项目环境影响

报告书》，报请环保行政部门审批，为建设项目的管理提供科学依据。


2

1.2环境影响评价工作程序

本次环境影响评价的工作程序见图 1.2-1。

图 1.2-1 环境影响评价工作程序图

1.3分析判定相关情况

1、产业政策符合性分析

本项目不属于《产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修订）》（国

家发展和改革委员会 21号令，2013年 2月 16日）中的限制类和淘汰类，属允

许类建设项目。

2019 年 3 月 20 日，乌审旗工信和科技局对本项目予以备案（项目编号

2019-150626-26-03-005437）。

因此，本项目符合国家有关产业政策要求。


3

2、“三线一单”符合性分析

（1）生态红线

根据《内蒙古自治区环境保护厅关于顺延制定生态保护红线若干意见改革任

务的报告》（内环办[2016]453号），及内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发

划定并严守生态保护红线工作方案的通知（内政办发〔2017〕133号）内蒙古自

治区尚未正式划定生态保护红线，该工作正在逐步推进中。本项目位于工业园区

内，满足生态红线要求。与本项目最近的自然保护区为毛乌素沙地柏自然保护区，

项目区边界与实验区边界最近距离约为 12km。

（2）环境质量底线

环境质量底线是国家和地方设置的大气、水和土壤环境质量目标，也是改善

环境质量的基准线。

鄂尔多斯市2017年SO2、NO2、PM10、PM2.5年均浓度分别为 14μg/m3、27μg/m3、

67μg/m3、24μg/m3；CO 24小时平均第 95百分位数为 1.1mg/m3，O3日最大 8小

时平均第 90百分位数为 159μg/m3；各污染物平均浓度均低于《环境空气质量标

准》（GB3095-2012）及其修改单二级标准浓度限值要求，项目所在区域为环境

空气质量达标区域。

根据本项目现状监测结果可知，评价区内 2个监测点位 TSP日均值满足《环

境空气质量标准》（GB3095-2012）及其修改单二级标准浓度限值要求；NH3小

时值、H2S小时值、甲醇小时值、日均值和总挥发性有机物（TVOC）日均最大

8小时均满足《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D其他污

染物空气质量浓度参考限值，非甲烷总烃小时值满足河北省地方标准《环境空气

质量非甲烷总烃限值》（DB13/1577-2012）二级标准。本项目建成后，经预测，

本项目大气环境影响可接受。

评价区除天然气门站水井耗氧量超标 2.633倍外，其余监测点监测因子的水

质指标可达到《地下水环境质量标准》(GB/T14848-2017) III 类标准的要求。超

标原因可能是该水井中地下水受到有机物污染。

根据本项目土壤环境现状监测结果，各监测点位监测值均满足《土壤环境质

量标准—建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）表 1 筛选值第二

类用地标准要求。


4

本项目符合环境质量底线要求。

（3）资源利用上线

资源利用上线即各地区能源、水、土地等资源消耗是不得突破的“天花板”。

①水资源

本项目生活用水和生产用水均由纳林河化工项目区供给，该园区已有完整的

给排水管网，接管点为工程围墙外 1m处。纳林河化工项目区新能源化工基地供

水工程（一期）于 2017年 12月由内蒙古自治区发展和改革委员会核准。该工程

由大草湾取水工程、输水工程、纳林河工业园区净水工程组成，设计年供水能力

6000万 m3。通过大草湾取水工程提水至纳林河工业园区净水工程后，再通过净

水工程加压泵站送至园区各用水企业。大草湾取水工程位于纳林河镇的河口村红

柳河、纳林河交汇口下游 90m处，取水方案是由巴图湾水库补偿调节提供。目

前已全部建设完成并投入使用。因此本项目生活、生产用水有可靠保证。

②煤炭资源

本项目原料煤来自纳林河矿区营盘壕煤矿，燃料煤及掺混煤泥来自纳林河矿

区营盘壕煤矿，原、然料煤采用同一煤种，运距约 50km。2015年 7月，内蒙古

自治区国土资源厅向鄂尔多斯市人民政府作出《关于调整煤炭资源配置区块有关

事宜的复函》（内国土资函[2015]356号），同意将内蒙古卓正煤化工有限公司

配置无定河井田 4.8亿吨煤炭资源调整到营盘壕井田。

营盘壕煤矿位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图镇和苏力德苏木境

内，属神东煤炭基地纳林河矿区规划矿井之一。井田面积 113.41km2，煤炭资源

工业储量 2175.28Mt，设计可采储量 1540.51Mt，设计建设规模 1200万 t/a，服务

年限 91.7年。配套同等规模选煤厂，矿井属瓦斯矿井。全井田划分 2个开采水

平，划分 14 个盘区，首采区为 22盘区。2018年 8月，获得生态环境部《关于

内蒙古纳林河矿区营盘壕矿井及选煤厂项目环境影响报告书的批复》（环审

[2018]60号）。可满足本项目的供煤需求。

（4）环境准入负面清单

本项目鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区纳林河化工项目区，符合园区产

业规划，满足《现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）》，本项目的建设符

合环境准入要求。


5

1.4本次评价关注的主要环境问题

本次评价关注的主要环境问题有：

(1)项目大气防治措施的可行性、污染物达标排放可行性及对周边环境空气

的影响；

(2)项目废水处理措施的可行性和可靠性；项目建设对地下水环境的影响；

(3)项目建成后厂界噪声是否达标，是否会对周边保护目标造成影响；

(4)产生的固体废弃物是否得到有效处置；

(5)项目的环境风险是否可接受，风险防范措施是否符合相关要求，是否建

立有效的环境风险防范体系及环境应急预案。

1.5环境影响报告书的主要结论

环境影响报告书的主要结论如下：本项目符合产业政策要求；选址符合区域

规划；项目建设后，在采取环评提出的污染控制措施下，正常情况可确保达标排

放且对环境产生的不利影响处于可接受水平。

综上所述，在严格执行“三同时”制度，认真落实各项环保措施的条件下，从

环境保护方面分析，项目可行。


6

2总则

2.1编制依据

2.1.1法律、法规、规定

(1)《中华人民共和国环境保护法》，2015年 1月 1日施行；

(2)《中华人民共和国环境影响评价法》，2018年 12月 29日修订；

(3)《中华人民共和国大气污染防治法》，2018年 10月 26日修订；

(4)《中华人民共和国水污染防治法》，2018年 1月 1日施行；

(5)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，2018年 12月 29日修订；

(6)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2016年 11月 7日修正版；

(7)《中华人民共和国土壤污染防治法》，2019年 1月 1日施行；

(8)《中华人民共和国清洁生产促进法》，2018年 10月 26日修订；

(9)《中华人民共和国循环经济促进法》，2018年 10月 26日修订；

(10)《建设项目环境保护管理条例》，2017年 10月 1日；

(11)《建设项目环境影响评价分类管理名录》，环境保护部令第 44号，2018

年 4月 28日修正；

(12)《危险化学品安全管理条例》，2013年 12月 7日；

(13)《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）；

(14)《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）；

(15)《关于印发<突发环境事件应急预案管理暂行办法>的通知》（环发

[2010]113号）；

(16)《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发[2018]22

号；

(17)《国务院关于印发<水污染防治行动计划>的通知》（国发[2015]17号）；

(18)《国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知》（国发[2016]31号）；

(19)《挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策》（环保部公告 2013年第

31号）；


7

(20)《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》（环环评

[2016]150号）；

(19)《产业结构调整指导目录》（2011年本）（2013 年修正）（国家发展

改革委第 21号令，2013年 2月 16日）；

(20)《国家危险废物名录》（环境保护部令 2016年第 39号）；

(21)《关于印发<排污许可证管理暂行规定>的通知》（环水体[2016]186号）；

(22)《关于落实<水污染防治行动计划>实施区域差别化环境准入的指导意

见》（环环评[2016]190号）；

(23)《内蒙古自治区人民政府关于水污染防治行动计划的实施意见》（内政

发[2015〕119号）；

(24)《内蒙古自治区人民政府关于贯彻落实土壤污染防治行动计划的实施意

见》（内政发[2016]127号）；

(25)《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划

实施方案的通知》，2018年 9月 29日；

(26)内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发《内蒙古自治区水污染防治三年

攻坚计划》的通知，2018年 12月 29日；

(27)内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发《内蒙古自治区土壤污染防治三

年攻坚计划》的通知，2018年 12月 29日；

(28)《环境影响评价公众参与办法》（生态环境部令第 4号），2019年 1月

1日起实施；

(28)《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》（国家发展

和改革委员会[2006]1350号）；

(29)《国家发展改革委关于规范煤化工产业有序的通知》《国家发展改革委

员会关于规范煤化工产业有序的通知》（发改产业[2011]635号）；

(30)《国家发展改革委国家能源局关于印发煤炭工业展“十三五”规划的通

知》（国家发展和改革委员会，发改能源[2016]2714号）；

(31)《内蒙古自治区人民政府办公厅关于进一步加强全区自治区级及以上工

业园区环境保护工作的通知》（内政办发[2018]88号）；

(32)《内蒙古自治区环境保护条例》（2012年 3月 31日修订）；


8

(33)《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发<内蒙古自治区高盐水污染防

治指导规范>的通知》（内政办发[2014]38号）；

(34)《关于印发现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）的通知》（环境

保护部环办[2015]111号）；

(35)《鄂尔多斯市人民政府办公厅关于切实做好全市高盐水污染防治有关工

作的通知》（鄂府办发电[2014]13号）；

(36)《鄂尔多斯市环境保护条例》已于 2016年 11月 4日鄂尔多斯市第三届

人民代表大会常务委员会第二十九次会议通过，经 2016年 12月 1日内蒙古自治

区第十二届人民代表大会常务委员会第二十八次会议批准。现予以公布，自 2017

年 1月 1日起施行；

(37)关于发布《火电厂污染防治技术政策》的公告（环境保护部公告 2017

年第 1号）；

(38)《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发[2015]164

号）；

(39)《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发 2018 年度大气污染防治实施

方案的通知》（内政办发[2018]76号）；

(40)《鄂尔多斯市环境保护条例》，2017年 1月 1日。

2.1.2相关发展规划

(1)《内蒙古自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》；

(2)《内蒙古自治区生态环境保护“十三五”规划》；

(3)《鄂尔多斯市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》。

2.1.3技术导则与编制规范

(1)《建设项目环境影响评价技术导则-总纲》（HJ2.1-2016）；

(2)《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2018）；

(3)《环境影响评价技术导则-地下水环境》（HJ610-2016）；

(4)《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2009）；

(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-地表水环境》（HJ/T2.3-2018）；


9

(7)《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）；

(8)《固体废物鉴别标准通则》（GB34330-2017）；

(9)《环境影响评价技术导则石油化工建设项目》（HJ/T89-2003）；

(10)《水污染治理工程技术导则》（HJ2015-2012）；

(11)《大气污染治理工程技术导则》（HJ2000-2010）；

(12)《污染源源强核算技术指南火电》（HJ888-2018）；

(13)《袋式除尘工程通用技术规范》（HJ2020-2012）；

(14)《危险废物鉴别标准》（GB5085.1~7-2007）；

(15)《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）；

(16)《化工建设项目环境保护设计规范》（GB50483-2009）；

(17)《石油化工企业环境保护设计规范》（SH3024-1995）；

(18)《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）；

(19)《建设项目危险废物环境影响评价指南》（环境保护部公告 2017年第

43号）；

(20)《危险废物污染防治技术政策》（环发[2001]199号）；

(21)《火电厂污染防治可行技术指南》 (HJ 2301-2017)；

(22)《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》（HJ 563－2010）。

2.1.4其他文件、资料

(1)环评委托书；

(2)项目备案文件；

(3)《内蒙古卓正煤化工有限公司100万吨/年醋酸项目可行性研究报告》；

(4)《内蒙古自治区环境保护厅关于内蒙古鄂尔多斯苏里格经济开发区总体

规划环境影响报告书的审查意见》（内环字[2017]68号）；

(5)《鄂尔多斯市环境保护局关于纳林河工业园区固体废物综合处置场项目

环境影响报告书的批复》（鄂环评字[2018]208号）；

(6)本项目现状监测报告；

(7)《内蒙古自治区环境保护局关于内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目

（一期 60万吨/年）环境影响报告书的批复》（内环审[2008]307号）；

(8)建设单位提供的其他相关技术资料和基础数据。


10

2.2评价目的和原则

2.2.1评价目的

本次评价的主要目的为：

(1)通过环境现状调查、监测及评价，掌握拟建项目附近及其周围地区的环

境质量现状及环境功能要求；

(2)通过现状调查，弄清工程排污情况，同时类比调查和工程分析，弄清本

项目的主要污染源、污染物排放状况及污染控制措施；

(3)通过预测以了解项目投产前后对周围环境产生的影响程度和范围；

(4)通过计算和论证，以确定污染物排放的控制目标，并根据工程特点、环

保法规、标准及当地环境规划要求，分析论证工程所采取的环保治理措施的可行

性和实用性，并提出切实可行的污染防治对策建议；

(5)从环境保护的角度对工程的可行性做出明确的结论，为管理部门决策、

设计单位优化设计、环境保护管理部门的环境管理和建设单位的环境治理提供科

学依据。

2.2.2采用的评价原则

(1)依法评价

贯彻执行我国环境保护相关法律法规、标准、政策和规划等，优化项目建设，

服务环境管理。

(2)科学评价

科学分析项目建设对环境质量的影响。

(3)突出重点

根据建设项目的工程内容及其特点，明确与环境要素间的作用效应关系，充

分利用符合时效的数据资料及成果，对建设项目主要环境影响予以重点分析和评

价。

2.3评价内容

结合建设项目区域环境功能及环境质量现状，本次评价内容主要包括：建设

项目工程分析、环境现状调查与评价、环境影响预测与评价、环境保护措施及其

可行性论证、环境影响经济损益分析、环境管理与监测计划等。


11

2.4评价因子

(1)环境空气

环境现状评价因子：SO2、NO2、PM10、PM2.5、CO、O3、TSP、氨、硫化氢、

甲醇、非甲烷总烃、TVOC。

环境影响预测因子：SO2、NO2、PM10、氨、硫化氢、甲醇、非甲烷总烃。

(2)噪声

环境现状及环境影响评价因子：等效连续 A声级。

(3)环境风险

CO、甲醇、醋酸。

(4)地下水

环境现状评价因子：

①地下水基本组分：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、Cl-、SO42-；

②基本因子：pH、总硬度、溶解性总固体、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥

发性酚类、氰化物、高锰酸盐指数、氟化物、砷、汞、镉、铬（六价）、铅、铁、

锰。

环境影响预测因子：氨氮、石油类。

(5)土壤

环境现状评价因子：砷、镉、铬（六价）、铜、铅、汞、镍，四氯化碳、氯

仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、顺-1,2-二氯乙烯、反

-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四氯乙烷、

四氯乙烯、1,1,1-三氯乙烷、1,1,2-三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3-三氯丙烷、氯乙烯、

苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、

邻二甲苯，硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并蒽、苯并芘、苯并荧蒽、䓛、二苯并蒽、

茚并芘、萘。

2.5评价标准

2.5.1环境质量标准

(1)环境空气

PM10、PM2.5、SO2、NO2、O3、CO执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）


12

及其修改单二级标准；

Hg执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）附录 A二级标准；

NH3、H2S、甲醇、总挥发性有机物（TVOC）参照执行《环境影响评价技术

导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D其他污染物空气质量浓度参考限值；

醋酸参照执行前苏联居民区大气中有害物质的最大允许浓度标准；

非甲烷总烃参照执行河北省地方标准《环境空气质量非甲烷总烃限值》

（DB13/1577-2012）二级标准。详见表 2.5-1。

表2.5-1 环境空气质量评价标准一览表

污染物

名称取值时间

浓度限值单位标准来源

二级标准

PM1024小时平均 150

μg/m3

《环境空气质量标准》

（GB3095-2012）二级标准

年平均 70

PM2.524小时平均 75

年平均 35

SO2

1小时平均 50024小时平均 150

年平均 60

NO2

1小时平均 20024小时平均 80

年平均 40

臭氧（O3）1小时平均 200

日最大8小时平均 160

CO1小时平均 10

mg/m3

24小时平均 4

Hg 年平均 0.05 μg/m3 《环境空气质量标准》

（GB3095-2012）附录A二级标准

NH3 1小时平均 200

μg/m3

参照《环境影响评价技术导则

大气环境》（HJ2.2-2018）附录D其他污染物空气质量浓度参考限

值

H2S 1小时平均 10

甲醇1小时平均 3000日平均 1000

总挥发性

有机物

（TVOC）8h平均 600

醋酸一次 0.2

mg/m3 参照执行前苏联居民区大气中有

害物质的最大允许浓度标准日平均 0.06

非甲烷

总烃1小时平均 2.0 mg/m3

参照河北省地方标准《环境空气

质量非甲烷总烃限值》

（DB13/1577-2012）二级标准


13

(2)水环境

地下水质量评价标准执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准，

见表 2.5-2。

表2.5-2 地下水质量评价标准一览表

项目单位标准值

感官性状及一

般化学指标

pH - 6.5～8.5总硬度 mg/L ≤450

溶解性总固体 mg/L ≤1000耗氧量（CODMn法） mg/L ≤3.0

氨氮 mg/L ≤0.50硫酸盐 mg/L ≤250氯化物 mg/L ≤250

挥发性酚类 mg/L ≤0.002铁 mg/L ≤0.3锰 mg/L ≤0.10

毒理学指标

硝酸盐 mg/L ≤20.0亚硝酸盐 mg/L ≤1.00氰化物 mg/L ≤0.05氟化物 mg/L ≤1.0

汞 mg/L ≤0.001砷 mg/L ≤0.01铅 mg/L ≤0.01镉 mg/L ≤0.005

铬（六价） mg/L ≤0.05

微生物指标总大肠菌群个/L ≤3.0

菌落总数个/mL ≤100

(3)地表水

纳林河化工项目区附近主要河沟是纳林河及无定河，其近、远期为Ⅲ类水体，

水质执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准，见表 2.5-3。

表2.5-3 地表水环境质量标准表

编号项目 Ⅲ类

1 pH 6~92 DO≥ 53 高锰酸盐指数≤ 64 COD≤ 205 BOD5≤ 46 氨氮≤ 1.07 总磷≤ 0.28 总氮≤ 1.0


14

9 铜≤ 1.010 锌≤ 1.011 氟化物≤ 1.012 硒≤ 0.0113 砷≤ 0.0514 汞≤ 0.000115 镉≤ 0.00516 六价铬≤ 0.0517 铅≤ 0.0518 氰化物≤ 0.219 挥发酚≤ 0.00520 石油类≤ 0.0521 LAS≤ 0.222 硫化物≤ 0.223 粪大肠杆菌≤ 10000

(4)声环境

声环境评价执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 3类标准，见表 2.5-4。

表2.5-4 声环境质量评价标准一览表

声环境功能区类别昼间夜间备注

3 65dB（A） 55dB（A）

(5)土壤环境

土壤环境评价执行《土壤环境质量—建设用地土壤污染风险管控标准（试

行）》（GB36600-2018）第二类用地标准，见表 2.5-5。

表2.5-5 土壤环境质量评价标准一览表（单位mg/kg）

序号污染物项目筛选值

（第二类用地）标准来源

1 砷 60

《土壤环境质量—建设用地土壤污染风

险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地标准

2 镉 653 铬（六价） 5.74 铜 180005 铅 8006 汞 387 镍 9008 四氯化碳 0.99 氯仿 0.310 氯甲烷 1211 1,1-二氯乙烷 312 1,2-二氯乙烷 0.5213 1,1-二氯乙烯 12


15

14 顺-1,2-二氯乙烯 6615 反-1,2-二氯乙烯 1016 二氯甲烷 9417 1,2-二氯丙烷 118 1,1,1,2- 四氯乙烷 2.619 1,1,2,2- 四氯乙烷 1.620 四氯乙烯 1121 1,1,1-三氯乙烷 84022 1,1,2-三氯乙烷 2.823 三氯乙烯 2.824 1,2,3-三氯丙烷 0.525 氯乙烯 0.4326 苯 427 氯苯 27028 1,2-二氯苯 56029 1,4-二氯苯 2030 乙苯 2831 苯乙烯 129032 甲苯 120033 间二甲苯+对二甲苯 57034 邻-二甲苯 64035 硝基苯 7636 苯胺 26037 2-氯酚 225638 苯并[a]蒽 1539 苯并[a]芘 1.540 苯并[b]荧蒽 1541 苯并[k]荧蒽 15142 䓛 129343 二苯并[a, h]蒽 1.544 茚并[1,2,3-cd]芘 1545 萘 70

2.5.2污染物排放标准

(1)废气

本项目排放 H2S、NH3执行《恶臭污染物综合排放标准》（GB14554-93）表

1二级和表 2标准；

工艺废气甲醇执行《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015）表 6

大气污染物特别排放限值，粉尘执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-96）


16

表 2二级标准；

硫回收装置焚烧炉尾气执行《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570-2015）表 3酸性气回收装置大气污染物排放限值；

甲醇装置蒸汽过热炉烟气执行《石油化学工业污染物排放标准》

（GB31571-2015）中表 4大气污染物排放限值；

动力站燃煤锅炉烟气中烟尘、SO2、NOx执行《全面实施燃煤电厂超低排放

和节能改造工作方案》（环发[2015]164号）超低排放水平（即在基准氧含量 6%

条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于排放浓度分别不高于

10、35、50mg/m3）；汞执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）

表 1燃煤锅炉大气污染物排放限值（0.03mg/m3）；

厂界非甲烷总烃参照执行《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015）

表 7厂界浓度限值，其它监控污染物执行《大气综合排放标准》（GB16297 -1996）

中无组织排放监控浓度限值；

本项目废气执行排放标准限值见表 2.5-6。

表2.5-6 大气污染物排放执行标准

污染物

最高允许

排放浓度

mg/m3

最高允许排放速率无组织排放

监控浓度限

值mg/m3

标准来源排气筒

高度m

速率kg/h

工艺废气

氨/ 15 0.33

1.5《恶臭污染物排放标准》

（GB14554-93）表1二级和表2标准

/ 30 1.3

硫化氢/ 15 4.9

0.06/ 30 20

臭气浓度 / 15 2000（无量纲）

20

颗粒物 12020 5.9

1.0《大气综合排放标准》

（GB16297 -1996）

30 2340 39

甲醇 / / / 12SO2 / / / 0.40NOx / / / 0.12

非甲烷总烃 / / / 4.0《石油化学工业污染物排放标

准》（GB31571-2015）表4甲醇装置蒸

汽过热炉

烟气

颗粒物 20 / / /SO2 100 / / /NOx 150 / / /

硫回收装置

焚烧炉尾气SO2 400 / / /

《石油炼制工业污染物排放标

准》（GB31570-2015）表3


17

锅炉烟气

烟尘 10 / / / 《全面实施燃煤电厂超低排放

和节能改造工作方案》（环发

[2015]164号）超低排放水平

SO2 35 / / /NO2 50 / / /

Hg 0.03

《火电厂大气污染物排放标

准》（GB13223-2011）表1燃煤锅炉大气污染物排放限值

（0.03mg/m3）

(2)废水排放标准

本项目产生的废水厂内处理后全部回用，不外排；深度处理后回用水执行《循

环冷却水用再生水水质标准》（HG-T3923-2007）标准要求，见表 2.5-7。

表2.5-7 《循环冷却水用再生水水质标准》（HG-T3923-2007）污染物单位二级标准值（mg/L）pH 无量纲 6～9COD mg/L 80悬浮物 mg/L 20氨氮 mg/L 15

全盐量 mg/L 1000氯化物 mg/L 500总硬度 mg/L 700浊度 mg/L 10

(3)噪声标准

厂界噪声评价标准采用《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

3 类标准。施工场界噪声评价标准执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》

（GB12523-2011）。详见表 2.5-8和表 2.5-9。

表2.5-8 工业企业厂界环境噪声排放标准

类别昼间[dB(A)] 夜间[dB(A)]3 65 55

表2.5-9 建筑施工场界环境噪声排放限值

昼间[dB(A)] 夜间[dB(A)]70 55

(4)固体废弃物

危险废物分类执行《国家危险废物名录（2016）》、《危险废物鉴别标准》

（GB5085.1~7-2007）。

《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）及其

修改单、《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单（环境

保护部公告2013年第36号）。


18

2.6评价工作等级、评价范围

2.6.1评价等级

2.6.1.1环境空气

根据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2018）中关于评价项目分

级判据的规定及设计单位提供的技术资料，结合初步工程分析，本项目选择主要

污染因子为：SO2、NO2、PM10、TSP、氨、硫化氢、Hg、甲醇、非甲烷总烃，

分别计算其最大地面浓度占标率 Pi及第 i个污染物的地面浓度达标准限值 10%

时对应的最远距离 D10%。计算公式如下：

Pi=Ci/Coi×100

式中：Pi—第 i个污染物的最大地面空气质量浓度占标率，%；

Ci—采用估算模式计算出的第 i个污染物的最大 1h地面空气质量浓度地面

浓度，μg/m3；

Coi—第 i个污染物的环境空气质量浓度标准，μg/m3。

一般选用 GB3095中 1h平均质量浓度的二级浓度限值，如项目位于一类环

境空气功能区，应选择相应的一级浓度限值；对该标准中未包含的污染物，使用

HJ2.2-2018中 5.2确定的各评价因子 1h平均质量浓度限值。对仅有 8h平均质量

浓度限值、日平均质量浓度限值或年平均质量浓度限值的，可分别按 2倍、3倍、

6倍折算为 1h平均质量浓度限值。

评价工作等级按表 2.6-1的分级判据进行划分。最大地面空气质量浓度占标

率 Pi按上公式计算。

表 2.6-1 评价工作级别表

评价工作等级评价工作等级判据

一级评价 Pmax≥10%

二级评价 1%≤Pmax<10%

三级评价 Pmax<1%

本评价采用《环境影响评价技术导则—大气环境》（HJ 2.2-2018）附录 A

推荐模型中估算模型（AERSCREEN）分别计算项目污染源的最大环境影响，然

后按评价工作等级判据进行分级。估算模式参数见表 2.6-2，污染源参数见表 2.6-3

各源各污染物估算结果汇总见表 2.6-4、2.6-5。


19

表 2.6-2 估算模式参数

参数取值

城市/农村选项城市/农村农村

人口数（城市选项时） /最高环境温度/℃ 36.5最低环境温度/℃ -30.1土地利用类型农作地

区域湿度条件干旱气候

是否考虑地形考虑地形是

地形数据分辨率/m 90

表 2.6-3 污染源参数一览表

编

号污染源名称

废气

量

Nm3/h

污染物

名称

主要污染物排放排气筒

温度

℃

排放规

律

排放

浓度

mg/m3

排放

速率

kg/h

个

数

高

度

m

直径

m

G11 煤贮斗排放气 2×5000 粉尘 30 2×0.15 2 40 0.3 常温连续

G13灰水处理-低压闪蒸不

凝气1374

H2SNH3

29.1165.50

0.04 0.09 1 30 0.2 常温连续

G19 硫磺包装废气 4200 粉尘 20 0.08 1 20 0.3 常温连续

G21 蒸汽过热炉烟气 11257烟尘

NO21580

0.170.90

1 40 0.5 100 连续

G51 锅炉烟囱排放废气 482449

烟尘

SO2

NO2

HgH2S

CH3OH

4.1826.2220.950.024.359.74

2.0212.6510.110.012.104.70

1 150 5 145 连续

G52 灰库除尘尾气 3500 粉尘 30 0.11 1 30 0.4 常温连续

G53 渣仓除尘尾气 2500 粉尘 30 0.08 1 30 0.4 常温连续

G54 石灰石料仓除尘尾气 2×300 粉尘 30 2×0.009 2 20 0.3 常温连续

G55 生石灰料仓除尘尾气 300 粉尘 30 0.01 1 20 0.3 常温连续

G56 污水处理站废气 4000H2SNH3

0.060.5

0.00020.002

1 15 0.3 28 连续

A11 煤气化 /H2S / 0.002

108×101×15 间断NH3 / 0.005

A12 硫回收 / H2S / 0.01 65×37×15 间断

A13 污水处理站 /H2S / 0.0003

94×47×5 间断NH3 / 0.004

A14 醋酸成品罐区 / 非甲烷总烃 / 0.88 179×125×22 间断

A15 醋酸中间罐区 / 非甲烷总烃 / 0.03 84×53×11.5 间断

A16 甲醇罐区 / 甲醇 / 1.54 191×80×16 间断

A17 甲醇中间罐区 / 甲醇 / 0.08 68×48×11.5 间断


20

表 2.6-4 各源各污染物浓度汇总表（mg/m3）

序号污染源名称离源距离(m) TSP|D10(m) PM10|D10(m) 硫化氢|D10(m) 氨|D10(m) 甲醇|D10(m) 非甲烷总烃|D10(m) Hg|D10(m)1 G11-1 178 0.003331|0 0.0|0 0.000921|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|02 G11-2 178 0.003331|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|03 G13 104 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|04 G19 1795 0.004046|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|05 G21 55 0.0|0 0.00117|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|06 G51 1965 0.0|0 0.000886|0 0.0|0 0.0|0 0.002062|0 0.0|0 0.000004|07 G52 117 0.004067|0 0.0|0 0.000022|0 0.000221|0 0.0|0 0.0|0 0.0|08 G53 108 0.003341|0 0.0|0 0.000368|0 0.00092|0 0.0|0 0.0|0 0.0|09 G54-1 51 0.001086|0 0.0|0 0.003571|225 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|010 G54-2 51 0.001086|0 0.0|0 0.000428|0 0.005713|0 0.0|0 0.0|0 0.0|011 G55 51 0.001206|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|012 G56 154 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|013 A11 77 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|014 A12 49 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|015 A13 79 0.0|0 0.0|0 0.003571 0.005713 0.0|0 0.0|0 0.0|016 A14 142 0.0|0 0.0|0 0.000921|0 0.0|0 0.0|0 0.082424|0 0.0|017 A15 50 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.020024|0 0.0|018 A16 110 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.25184|0 0.0|0 0.0|019 A17 43 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.0|0 0.03688|0 0.0|0 0.0|0

各源最大值 -- 0.004067 0.00117 0.0|0 0.0|0 0.25184 0.082424 0.000004


21

表 2.6-5 各源各污染物浓度占标率汇总表（%）

序号污染源名称离源距离(m) TSP|D10(m) PM10|D10(m) 硫化氢|D10(m) 氨|D10(m) 甲醇|D10(m) 非甲烷总烃|D10(m) Hg|D10(m)1 G11-1 178 0.37|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|02 G11-2 178 0.37|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|03 G13 104 0.00|0 0.00|0 18.95|300 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|04 G19 1795 0.45|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|05 G21 55 0.00|0 0.26|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|06 G51 1965 0.00|0 0.20|0 9.21|0 0.00|0 0.07|0 0.00|0 0.15|07 G52 117 0.45|0 0.00|0 0.00|0 0.11|0 0.00|0 0.00|0 0.00|08 G53 108 0.37|0 0.00|0 0.00|0 0.46|0 0.00|0 0.00|0 0.00|09 G54-1 51 0.12|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|010 G54-2 51 0.12|0 0.00|0 0.00|0 2.86|0 0.00|0 0.00|0 0.00|011 G55 51 0.13|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|012 G56 154 0.00|0 0.00|0 0.22|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|013 A11 77 0.00|0 0.00|0 3.68|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|014 A12 49 0.00|0 0.00|0 35.71|225 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|015 A13 79 0.00|0 0.00|0 4.28|0 2.86 0.00|0 0.00|0 0.00|016 A14 142 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 4.12|0 0.00|017 A15 50 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 1.00|0 0.00|018 A16 110 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 8.39|0 0.00|0 0.00|019 A17 43 0.00|0 0.00|0 0.00|0 0.00|0 1.23|0 0.00|0 0.00|0

各源最大值 -- 0.45 0.26 35.71 0.00|0 8.39 4.12 0.15


22

根据表 2.6-4~2.6-5中计算结果可知，各污染物的最大占标率 Pmax：35.71%

(A12的硫化氢)，估算模型（AERSCREEN）建议评价等级：一级。占标率 10%

的最远距离 D10%：309m (G13的硫化氢)，评价范围根据污染源区域外延，应包

括矩形(东西*南北）：5.0*5.0km。

因此根据《环境影响评价技术导则》（HJ2.2- 2018）评价等级判断标准，确

定本项目的环境空气评价工作等级为一级。

2.6.1.2环境噪声

本项目建设地点属于《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类声环境功能

区，项目建设后评价范围内敏感目标噪声级增高量在 3dB（A）以下（不含 3dB

（A）），建设项目评价范围 200m内无居民等敏感目标。

根据《环境影响评价技术导则》（HJ2.4-2009）中 5.2.4条的规定“建设项目

所处的声环境功能区为 GB3096-2008中规定的 3类、4类地区，或建设项目建设

前后评价范围内敏感目标噪声级增高量在 3dB（A）以下（不含 3dB（A）），

且受影响人口数量变化不大时，按三级评价进行工作”，确定本项目声环境影响

评价工作等级为三级。

2.6.1.3地下水

根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），地下水环境

影响评价工作等级应依据建设项目行业分类和地下水环境敏感程度分级判定。

（1）项目类别

根据建设项目对地下水环境影响的程度，结合《建设项目环境影响评价分类

管理名录》，将建设项目分为四类，Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类建设项目的地下水环境影

响评价应执行表 2中评价等级划分，Ⅳ类建设项目不开展地下水环境影响评价。

项目类别：根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）附录

A确定建设项目所属的地下水环境影响评价项目类别为M医药的 85、化学药品

制造；生物、生化制品制造，评价文件为报告书，地下水环境影响评价项目类别

属于 I类项目。

（2）地下水环境敏感程度

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

则见表 2.6-5。


23

表2.6-5 地下水环境敏感程度分级表

敏感程度地下水环境敏感特征

敏感

集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用

水水源）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

下水环境相关的其他保护区，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（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用

水水源）准保护区以外的补给径流区；未划定准保护区的集中水式饮用水水源，

其保护区以外的补给径流区；分散式饮用水水源地；特殊地下水资源（如矿泉

水、温泉等）保护区以外的分布区等其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他地区。

项目评价区包括纳林河化工项目区生活用水水源地(规划)，且周边分布有居

民饮用水水井和企业自备饮用水井，属分散式饮用水水源地，因此地下水环境敏

感程度属于敏感。

建设项目地下水环境影响评价工作等级划分见表 2.6-6。

表2.6-6 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

根据导则判定结果，本项目地下水环境影响评价工作等级为一级。

2.6.1.4地表水

根据《环境影响评价技术导则-地表水环境》（HJ/T2.3-2018），水污染影响

型建设项目主要根据废水排放方式和排放量划分评价等级，见表 2.6-7。

表 2.6-7 水污染影响型建设项目评价等级判定表

评价等级判定依据

排放方式废水排放量 Q/（m3/d）；水污染物当量数W/（量纲一）

一级直接排放 Q≥20000或W≥600000二级直接排放其他

三级 A 直接排放 Q＜200且W＜6000三级 B 间接排放 /

本项目生产废水包括气化灰水、设备冲洗水、EP纯化系统废水与生活污水

送至污水处理站处理。污水处理站出水与循环水站排水、脱盐水站排水、锅炉排

污等清净下水送至回用水处理站处理后回用，。根据《环境影响评价技术导则-

地表水环境》HJ2.3-2018中水污染影响型建设项目评价等级判定，确定本次评价

等级为三级 B。因此本次地表水评价重点为 a、水污染控制和水环境影响减缓措

施有效性评价；b、依托污水处理设施的环境可行性评价。


24

2.6.1.5环境风险

根据评价项目涉及的物质及工艺系统危险性和所在地的环境敏感性确定环

境风险潜势，划分环境风险评价工作等级。根据《建设项目环境风险评价技术导

则》(HJ169-2018)的规定，环境风险评价工作等级划分表见表 2.6-8。

表 2.6-8 环境风险评价工作等级划分表

环境风险潜势 Ⅳ、Ⅳ+ Ⅲ Ⅱ Ⅰ

评价工作等级一二三简单分析 a

a是相对于详细评价工作内容而言，在描述危险物质、环境影响途径、环境危害后果、风险

防范措施等方面给出定性的说明。

本项目危险物质在事故情形下的环境影响途径主要为大气，风险潜势为Ⅳ，

根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169－2018）评价工作等级划分

要求，确定本项目环境风险评价等级为一级。

2.6.1.6生态环境

本项目选址位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区纳林河化工项

目区内，根据《环境影响评价技术导则-生态环境》（HJ19-2011），本次生态环

境影响评价仅做一般性影响分析。

2.6.2评价范围

（1）环境空气

根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）5.4评价范围确定，

占标率 10%的最远距离 D10%：309m (G13的硫化氢)，评价范围根据污染源区域

外延，应包括矩形(东西*南北）：5.0*5.0km。

（2）噪声

环境噪声评价范围：厂界外 200m以内区域。

（3）地下水环境

依据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），重点考虑地

下水环境保护目标、污染源分布特征、地下水流场特征、地下水可能受到污染的

区域。本次评价区边界选择地下水流线、平行地下水等水位线为界，其中北及南

部边界平行等水位线划定，西部及东部边界根据流线划定，最终确定调查评价区

面积 68.67km2，调查与评价范围如图 2.6-1所示。

（4）环境风险

根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018）的规定，本项目


25

大气环境风险评价范围为距离项目厂界 5km 的范围。本项目废水不外排不，地

表水环境风险不设置评价范围。地下水环境风险评价范围为 68.67km2。

（5）生态环境

厂区周围 500m范围。

2.7主要环境保护目标

本项目主要环境保护目标见表 2.7-1及图 2.7-1。

表 2.7-1 本项目环境保护目标表

保护目标方位及最近距离户数，人口环境功能

水环境

1 纳林河 W，4.79km / Ⅲ类

2 无定河 S，7.69km

3纳林河化工项目区生

活用水水源地(目前尚

未开发)NE，8.60km / Ⅲ类

大气

环境1 评价范围内无环境保护敏感目标二类区

自然保

护区

内蒙古毛乌素沙地柏自然

保护区

项目区边界与毛乌素沙地柏自然保护

区实验区边界最近距离为 12.0km

符合《中华人民共

和国自然保护区

条例》的相关生态

环境保护要求

地下水环境保护目标

（1）集中水源地（目前尚未开发）

纳林河化工项目区水源地地处黄河流域，区域属于西部无定河流域，鄂尔多

斯毛乌素沙漠南部，位于乌审旗无定河镇庙滩村，距项目区东侧边缘外 0.76km，

位于项目区地下水流向侧向，不属于项目地下水流向下游。乌审旗 2012年 5月

规划水源地《乌审旗纳林河化工项目区水源保护区建设项目选址意见书》乌审旗

规划局选字[2013]第 150626201304007号），水源地规划建设水源井 2眼，水源

井深度 350m，碎屑岩类裂隙孔隙承压水型水源地，水源地中心地理坐标为东经

109° 1'6.00"，北纬 38° 6'6.52"。供水方式采用暗管输水方式以及消毒、沉淀处理

措施。水源地服务区域为纳林河化工项目区企业生活及周边居民，用水结构为生

活用水和其他用水，水源地设计取水量 10.0万 m3/a，计划服务人口 0.35万人。

目前水源地供水工程尚未开工建设。

（2）分散式水源地

地下水环境保护目标见表 2.7-2及图 2.7-2。


26

表 2.7-2 地下水环境保护目标表

1、分散式饮用水井

编号位置 X Y 水位埋深（m）水井

功能备注保护要求

1 项目厂址 N：38*05'42.03'' E：109*00'27.07'' 22.31

饮用

评价范围

内分布着

零散的居

民点和企

业，居民和

企业皆自

打水井，开

采地下水

作为生活

饮用水源

《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）III类标准，地下水水

质不因项目建设而恶

化。

2 刘应沙牧民水井 N:38*07'30.62'' E:109*00'24.37'' 31.313 毛乌素牧民水井 N:38*06'14.48'' E:108*58'08.96'' 25.024 加油站自备井 N:38*05'53.36'' E:109*00'52.69'' 26.665 搅拌站水井 N:38*05'05.33'' E:108*59'58.46'' 196 九安喜顺物流自备井 N:38*04'48.08'' E:109*01'31.87'' 20.67 天然气门站水井 N:38*04'33.49'' E:109*00'32.63'' 17.578 西摊变电站水井 N:38*04'46.59'' E:109*01'48.13'' 16.079 第二净化水厂水井 N:38*04'12.51'' E:109*01'53.71'' 13.5810 中煤生活区供水井 N:38*04'41.14'' E:108*58'50.62'' 16.88

2、含水层

评价范围内具有生活饮用水供水意义的含水层为白垩系碎屑岩类裂隙孔隙水和第四系松散岩类孔隙水


27

2.8产业政策符合性及厂址选择合理性分析

2.8.1产业政策符合性

1、与《产业结构调整指导目录》（2013年 2月修正）

《产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修订）》（国家发展和改革

委员会 21号令，2013年 2月 16日）限制类：四、石化化工 30万吨/年以下羰基

合成法醋酸。

本项目采用甲醇低压羰基合成法生产醋酸，建设规模为 100万吨/年醋酸，因

此符合《产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修订）》。

2、本项目备案文件


2019-150626-26-03-005437）。


2.8.2现代煤化工建设项目环境准入条件

2015年 12月 22日，国家环保部发布了《关于印发<现代煤化工建设项目环境

准入条件（试行）>的通知》（环办[2015]111号），文中从煤化工项目规划布局、

项目选址、污染防治和环境影响等几个主要方面对煤化工项目的环保准入进行了

明确要求。本项目的建设符合《现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）》（环

办[2015]111号）的要求，符合性分析见表 2.8-1。


28

表 2.8-1 本项目与现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）的符合性分析

项目现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）要求本项目与环境准入条件相符性说明相符

性

使用范

围

本准入条件适用于新建、改建和扩建现代煤化工生产建设项目。现

代煤化工是指以煤为原料，采用新型、先进的化学加工技术，使煤

转化为气体、液体或中间产品的过程，主要包括以煤气化、液化为

龙头生产合成天然气、合成油、化工产品等的能源化工产业。煤炭

中低温热解项目可参照执行。

本项目为以煤为原料制取醋酸项目，属于《现代煤化工建

设项目环境准入条件》适用范围。相符

规划布

局

现代煤化工项目应布局在优化开发区和重点开发区，优先选择在水

资源相对丰富、环境容量较好的地区布局,并符合环境保护规划。

已无环境容量的地区发展现代煤化工项目，必须先期开展经济结构

调整、煤炭消费等量或减量替代等措施腾出环境容量，并采用先进

工艺技术和污染控制技术最大限度减少污染物的排放。京津冀、长

三角、珠三角和缺水地区严格控制新建现代煤化工项目。

①本项目位于鄂尔多斯市乌审旗，周边煤炭资源丰富；项

目生产取水水源为黄河干流地表水。

②本项目采用了大型空分、煤气化、循环冷却等先进技术

和联合装置的示范装置；本项目关键设备，如煤气化炉、

甲醇合成塔、丙烯压缩机等，在全世界都有先进可靠的制

造技术。

③本项目选址位于内蒙古自治区鄂尔多斯市苏里格经济开

发区纳林河化工项目区，不在严格控制新建现代煤化工项

目地区。

相符

项目选

址

（一）现代煤化工项目应在产业园区布设，并符合园区规划及规划

环评要求。项目应与居民区或城市规划的居住用地保持一定缓冲距

离。

①本项目选址位于内蒙古自治区鄂尔多斯市苏里格经济开

发区纳林河化工项目区内，符合园区产业发展、产业布局、

土地利用等规划及规划环评要求。

②本项目离最近的居住用地距离在 2.5km 以上，满足项目

要求的 2.2km的防护距离要求。

相符

（二）自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区及主要补给区、

江河源头区、重要水源涵养区、生态脆弱区域、泉域出露区以及全

国主体功能区划中划定的禁止开发区和限制开发区、全国生态功能

区划中的重要生态功能区内，禁止新建、扩建现代煤化工项目。

本项目选址位于苏里格经济开发区纳林河化工项目区内，

不属于准入条件中限制或禁止开发区域。相符


29

（三）合理布局现代煤化工建设项目生产装置、危险化学品仓储设

施和污水处理设施。岩溶强发育、存在较多落水洞或岩溶漏斗的区

域，禁止布局项目重点污染防治区。

本项目拟选厂址总体处于白垩系下统东胜组碎屑岩类孔隙

裂隙承压水含水系统的补给径流区，含水层厚度有限，渗

透性能相对较差，其富水性相对较贫乏。不在岩溶强发育、

存在较多落水洞或岩溶漏斗的区域内，总平面布置结合工

艺及环境保护等要求进行了合理布局。

相符

污染防

治和环

境影响

（一）严格限制将加工工艺、污染防治技术或综合利用技术尚不成

熟的高含铝、砷、氟、油及其它稀有元素的煤种作为原料煤和燃料

煤。

本项目采用鄂尔多斯市孔兑煤田的原煤，煤质优良，原煤

灰份约为 8.82%，硫份约为 1.64%，挥发份约为 34.95%，

热值约 6321Cal/g，煤种属中灰，高挥发份，高灰熔点、低

硫、中高发热量的长焰煤，对于项目产生的粉煤灰按照规

划环评要求采取了外委分区堆存处置，为后期综合利用创

造条件。

相符

（二）现代煤化工项目的工艺技术、建设规模应符合国家产业政策

要求，鼓励采用能源转换率高、污染物排放强度低的工艺技术，并

确保原料煤质相对稳定。在行业示范阶段，应在煤炭分质高效利用、

资源能源耦合利用、污染控制技术（如废水处理技术、废水处置方

案、结晶盐利用与处置方案等）等方面承担环保示范任务，并提出

示范技术达不到预期效果的应对措施。

①本项目对高浓盐水处理过程中产生的杂盐通过采取“四效蒸发结晶+闪发结晶”工艺技术进行分离，实现无水硫酸

钠和氯化钠的分质结晶，且满足工业级标准资源化利用，

符合减量化、无害化及资源化的固体废物处置原则。

本项目遵循“清污分流、污污分治”的原则，对各装置各单

元产生的污水进行分类处理、分级处理，分别采取预处理、

生化处理、深度处理、蒸发结晶及分盐等工艺进行处理，

经处理后的出水回用作循环水补充水，实现正常工况下废

水不外排。

相符

（三）强化节水措施，减少新鲜水用量，具备条件的地区，优先使

用矿井疏干水、再生水，禁止取用地下水作为生产用水。沿海地区

应利用海水作为循环冷却用水，缺水地区应优先选用空冷、闭式循

环等节水技术。取用地表水不得挤占生态用水、生活用水和农业用

水。

①本项目生产取水水源为黄河干流地表水。

②本项目以回用水处理站中水作为本项目工业用水水源。相符


30

（四）根据清污分流、污污分治、深度处理、分质回用的原则设计

废水处理处置方案，选用经工业化应用或中试成熟、经济可行的技

术。在具备纳污水体的区域建设现代煤化工项目，废水（包括含盐

废水）排放应满足相关污染物排放标准要求，并确保地表水体满足

下游用水功能要求；在缺乏纳污水体的区域建设现代煤化工项目，

应对高含盐废水采取有效处置措施，不得污染地下水、大气、土壤

等。

①本项目按各类废水的性质及处理要求划分，厂区排水划

分为生活污水排水系统、生产污水排水系统、清净废水排

水系统、雨水排水系统及事故消防废水排水系统。

②本项目正常工况下无废水外排，且采用了相应的防止地

下水、土壤防治措施。对于高含盐废水通过采用蒸发结晶

和分盐工艺，有效地回收了高含盐废水中的盐份，实现了

高含盐废水的近零排放。

相符

（五）项目应依托园区集中供热供汽设施，确需建设自备热电站的，

应符合国家及地方的相关控制要求。设备动静密封点、有机液体储

存和装卸、污水收集暂存和处理系统、备煤、储煤等环节应采取措

施有效控制挥发性有机物（VOCs）、恶臭物质及有毒有害污染物

的逸散与排放。非正常排放的废气应送专有设备或火炬等设施处

理，严禁直接排放。在煤化工行业污染物排放标准出台前，加热炉

烟气、酸性气回收装置尾气以及 VOCs 等应根据项目生产产品的

种类暂按《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570）或《石

油化学工业污染物排放标准》（GB 31571）相关要求进行控制。

按照国家及地方规定设置防护距离，建设煤气化装置的，还应满足

《煤制气业卫生防护距离》（GB/T 17222）要求。防护距离范围内

的土地不得规划居住、教育、医疗等功能；现状有居住区、学校、

医院等敏感保护目标的，必须确保在项目投产前完成搬迁。

①本项目自建锅炉房给全厂供气供热。

②本项目除在设计中从工艺和设备选型上考虑对无组织

VOCs的控制外，通过采用内浮顶罐等措施有效控制了

VOCs的排放。

③本项目对污水处理站等设置有生物除臭等恶臭收集处理

系统，有效地控制了恶臭气体的排放。

④全厂非正常排放的废气均送火炬系统处理。

⑤本项目硫回收装置采用华陆开发的“两级常规克劳斯+加氢反应+选择性催化氧化”组合式先进的硫回收工艺，排放

尾气满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）大气污染物排放限值。

⑥本项目防护距离 2.2km范围内无敏感点，也不存在规划

的居住、教育、医疗等用地。

相符


31

（六）按照“减量化、资源化、无害化”原则对固体废物优先进行处

理处置。危险废物立足于项目或园区就近安全处置。项目配套建设

的危险废物贮存场所和一般工业固体废物贮存、处置场所应符合

《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597）、《一般工业固体

废物贮存、处置场污染控制标准》（GB 18599）及其它地方标准

要求。废水处理产生的无法资源化利用的盐泥暂按危险废物进行管

理；作为副产品外售的应满足适用的产品质量标准要求，并确保作

为产品使用时不产生环境问题。

①本项目产生的固体废物首先立足于在企业内进行减量化

处理，剩余固体废物（包括一般固体废物和危险废物）均

送园区渣场和危废处置中心进行集中处置。

②本项目危险废物委托有资质单位处置，在厂内危险废物

贮存场所暂存，面积为 400m2 ，采用密闭库房存储，严格

按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）进

行防渗、防雨淋等相关设计和管理。

③本项目通过采取分盐技术，分盐所得副产品分别满足国

家相关产品质量标准要求。

本项目所有固体废物，在综合利用的前提下，均得到妥善

处理处置，不外排。

相符

污染防

治和环

境影响

（七）落实地下水污染防治工作。根据地下水水文地质情况，按照

《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934）要求合理确定污染

防治分区，厂区开展分区防渗，并制定有效的地下水监控和应急措

施。蒸发塘、晾晒池、氧化塘、暂存池选址及地下水防渗、监控措

施还应参照《危险废物填埋污染控制标准》（GB 18598），防止

污染地下水。

①本项目重视地下水污染防治工作，本评价按照《石油化

工工程防渗技术规范》（GB/T 50934）要求确定了项目地

下水污染防治分区。项目污染区按照标准要求铺设防渗层

并设置渗漏污染物收集系统，将滞留在地面的污染物收集

起来，集中送至项目污水处理设施处理。

②本项目厂区及周边布设地下水水质监测井，并有完善的

地下水监测计划。

③本项目未设蒸发塘、晾晒池、氧化塘、暂存池。

相符

（八）强化环境风险防范措施。应根据相关标准设置事故水池，对

事故废水进行有效收集和妥善处理，禁止直接外排。构建与当地政

府和相关部门以及周边企业、园区相衔接的区域环境风险联防联控

机制。

①本项目在项目非正常工况情景分析的基础上，厂区内设

置了废水三级防控体系，同时与园区废水防控体系实现了

互联互通，确保非正常工况下事故废水不外排。

②本项目编制有全厂应急预案，并结合园区设置有联动机

制。

相符


32

（九）加强环境监测。现代煤化工企业和涉及现代煤化工项目的园

区应建立覆盖常规污染物、特征污染物的环境监测体系，并与当地

环境保护部门联网。按照《企业事业单位环境信息公开办法》相关

规定向社会公开环境信息。

①本项目要求企业在运营期建立齐备的环境管理机构，并

按环评拟定的环境监测计划配备必要的环境监测实施（含

在线监测设施），并定期开展环境监测工作，相关环境监

测设施与当地环境保护部门联网。

②项目所在园区正在筹建园区内布置例行监测点，以便开

展针对园区企业的相关常规和特征污染物的背景监测。

③本评价要求企业按照《企业事业单位环境信息公开办法》

相关规定向社会公开环境信息。

相符


33

2.8.3区域规划符合性

2.8.3.1园区规划概况

纳林河化工项目区（以下简称“项目区”）位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审

旗西南部无定河镇内，地处蒙陕交界处，东与国家新能源基地陕西省榆林市接壤，

西与宁夏宁东重化工基地相望，北距乌审旗政府所在地嘎鲁图镇约 80km。项目

区依纳林河矿区而建，是鄂包呼金三角地带的组成部分。

纳林河化工项目区 2005年经鄂尔多斯市人民政府批准设立，原名蒙大新能

源化工基地，基地总体规划环境影响报告书于 2007年 5月经内蒙古自治区环境

保护局审查批复（内环审[2007]81号），2012年 2 月被内蒙古自治区人民政府

批准为自治区第六批循环经济试点示范园区，2012年 10月经鄂尔多斯市人民政

府批准列入全市十八个重点工业园区（开发区）之一，副处级建制。

按照自治区“8337”发展思路和乌审旗政府的发展布局，为促进内蒙古鄂尔多

斯苏里格经济开发区的开发建设，有效规范和管理开发区各类建设活动，依据《内

蒙古自治区人民政府关于同意苏里格经济开发区扩区整合的批复》（内政字

[2012]344 号），同意以苏里格经济开发区为主体，将毛乌素沙漠治理产业化示

范基地、乌审召化工项目区、图克工业项目区、纳林河化工项目区进行整合。2015

年 3月由内蒙古城市规划市政设计研究院编制完成《内蒙古鄂尔多斯苏里格经济

开发区总体规划（2014-2030）》，并于同年 4月获得内蒙古自治区住房和城乡

建设厅批复（内建规[2015]145号），纳林河化工项目区作为苏里格经济开发区

重要组成部分之一。2017年 8月，获得《内蒙古自治区环境保护厅关于内蒙古

鄂尔多斯苏里格经济开发区总体规划环境影响报告书的审查意见》（内环字

[2017]68号）。苏里格经济开发区是以煤化工、天然气化工及其下游精细化工和

新材料循环经济产业为主的自治区级经济开发区，规划建设用地面积 111km2，

其中毛乌素沙漠治理产业化示范基地 19.8km2、乌审召化工项目区 14.7km2、图

克工业项目区 52.4km2、纳林河化工项目区 24.1km2。

2.8.3.2与园区规划的符合性分析

纳林河化工项目区现状用地呈“L”形，位于乌审旗东南无定河镇镇区东南侧

约 20km处，处于蒙陕交界处纳林河化工项目区坐落于无定河镇中东部、纳林河

东，距蒙陕边界约 500m。“项目区”规划东至蒙陕边界；西至纳林河；南至长庆


34

油气田第二净化厂；北至毛补拉格村。

规划“项目区”的产业定位为：以煤炭深加工和综合利用产业为核心，集采购、

物流、仓储、维修服务、矿山救护为一体的综合型能源化工产业区。

规划“项目区”功能区布局划分为生产片区（1618 hm2）和仓储物流片区（154

hm2）各一处，并配套建设综合服务片区一处（576 hm2）。

本项目拟在纳林河化工项目区“卓正煤化工”一期 60万吨/年煤制甲醇项目预

留空地，新建以煤为原料，采用新型多喷嘴水煤浆气化、耐硫变换、低温甲醇洗、

低压法甲醇合成、五塔精馏工艺技术生产精甲醇，甲醇低压羰基合成法生产 100

万吨/年醋酸项目。

本项目厂址位于纳林河化工项目区功能区布局“生产片区”，与“项目区”产业

定位中的“煤炭深加工和综合利用产业”相符合，故本项目符合园区主导产业定位

及用地规划。

2.8.4厂址选择合理性分析

本项目拟建于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区纳林河化

工项目区，厂址外部交通体系已逐步形成，运输条件便利；地区有合理完好的电

力网、通达的电讯业务，完整的辅助设施将为生产、管理提供便利的条件。

本项目评价范围内无水源保护区、自然保护区、风景名胜区、文物古迹等环

境敏感点；亦无铁路，无常年地表水系、无水库和自然保护区及国家珍稀动植物。

经过预测，本项目排放的各大气污染物对评价区环境空气造成的影响处于可接受

水平。

综合上述分析，本项目的选址总体可行。


35

3建设项目工程分析

3.1建设项目概况

3.1.1基本情况

项目名称：内蒙古卓正煤化工有限公司 100万吨/年醋酸项目。

建设单位：内蒙古卓正煤化工有限公司。

建设性质：新建。

建设地点：内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区纳林河化工项

目区。

总投资及环保投资：本项目总投资 494632.06万元，其中环保投资 28110.00

万元，占总投资的 5.68%。

劳动定员：本项目劳动定员 560人。

工作制度：年操作时间 8000h。生产工人及辅助生产工人均为三班两倒制，

每班工作 8h。

3.1.2生产规模及产品方案

1、建设规模

本项目建设规模为 100万吨/年醋酸。

煤制气装置规模为 206476Nm3/h（有效气 CO+H2）、甲醇装置规模为

54.1×104t/a，醋酸装置规模为 100×104t/a、空分装置规模 90000Nm3/h。

2、产品方案

本项目产品方案见表 3.1-1。

表 3.1-1 产品方案一览表

序号产品名称单位产量备注

1 主产品醋酸万 t/a 1002 副产品硫磺 t/a 14685

3、产品规格

（1）主产品

本项目产品醋酸产品质量符合《工业冰乙酸》（GB/T 1628.1-2000）优等品

指标，见表 3.1-2。


36

表 3.1-2 产品醋酸质量标准

项目指标

色度，Hazen单位（铂－钴色度号）≤ 10 20 30乙酸含量，% ≥ 99.8 99.0 98.0水分，% ≤ 0.15 — —甲酸含量，% ≤ 0.06 0.15 0.35乙醛含量，% ≤ 0.05 0.05 0.10蒸发残渣，% ≤ 0.01 0.02 0.03铁含量（以 Fe 计），% ≤ 0.00004 0.0002 0.0004还原高锰酸钾物质，min ≥ 30 5 —

（2）副产品

本项目硫磺副产品符合《工业硫磺》（GB2449-2006）优等品标准，见表3.1-3。

表 3.1-3 副产品硫磺质量标准

项目技术指标

优等品一等品合格品

硫（S）的质量分数/% ≥ 99.95 99.50 99.00

水分的质量分数/%固体硫磺 ≤ 2.0 2.0 2.0液体硫磺 ≤ 0.10 0.50 1.00

灰分的质量分数/% ≤ 0.03 0.10 0.20酸度的质量分数[以硫酸（H2SO4）计]/% ≤ 0.003 0.005 0.02有机物的质量分数/% ≤ 0.03 0.30 0.80砷（As）的质量分数/% ≤ 0.0001 0.01 0.05铁（Fe）的质量分数/% ≤ 0.003 0.005 —

筛余物的质量分数 a/%粒度大于 150µm ≤ 0 0 3.0粒度为 75µm~150µm ≤ 0.5 1.0 4.0

A表中的筛余物指标仅用于粉状硫磺。

3.1.3项目组成

本项目由主体工程、公用工程、储运工程、辅助工程、环保工程及依托工程

组成。

主体工程：煤制气装置（编码 1）、甲醇装置（编码 2）、醋酸装置（编码

3）、空分装置（编码 4）。

公用工程（编码 5）：给排水（包括循环水站、脱盐水站）、锅炉、冷冻站、

供电等。

储运工程（编码 6）：固体物料储运系统及液体物料储运系统（包括罐区及

产品装卸区）等。

辅助工程：中央化验室、中心控制室、化学品库、行政办公楼等。


37

本项目组成见表 3.1-4。表 3.1-4 本项目组成一览表

类别序号项目规模建设内容备注

主体

工程1

煤

制

气

装

置

煤气化产有效合成气（CO+H2）206476Nm3/h

采用新型多喷嘴水煤浆气化技术。煤气化装置分为煤浆制备、

气化、灰水处理。

煤浆制备设棒磨机 3台，2开 1备，单台处理量（干基）约 61.3t/h。配制 2台Ф4000mm 气化炉，1开 1备，气化压力 6.5MPaG、气

化温度 1330℃。单系列有效气量 220000Nm3/h。灰水处理设 2 系列，1 开 1 备。3 级闪蒸、1 套澄清槽、1+1 套

板框式过滤机。

变换处理煤气（CO+H2）33043Nm3/h单系列，选用 Co-Mo系宽温耐硫变换催化剂，进行部分煤气变

换，由变换线和非变换线组成，变换炉选用 1 台绝热型轴径向变换

炉。

低温甲醇洗处理变换气（CO+H2）33043Nm3/h；处理未变换气（CO+H2）170024Nm3/h

单系列，采用华陆低温甲醇洗技术，两台吸收塔，单再生流程。

变换气经低温甲醇洗净化后供甲醇装置使用；未变换气经低温

甲醇洗净化后一部分经 CO深冷分离得到 CO供醋酸装置使用，另一

部分直接送甲醇装置。

设甲醇洗涤塔 2 台，H2S 浓缩塔、甲醇热再生塔、甲醇/水分离

塔、尾气洗涤塔各 1台。

硫回收硫磺产量 44.1t/d

单系列，采用由华陆开发的两级克劳斯+加氢反应+选择性催化

氧化+尾气焚烧后送锅炉烟气脱硫除尘脱硝系统。硫回收率为 99.6%。

该工段处理低温甲醇洗和变换汽提塔来的含 H2S 的酸性气体。

设第一克劳斯反应器、第二克劳斯反应器、加氢反应器、催化氧化

反应器、尾气焚烧炉、硫磺切片机各 1台。

CO深冷

分离产 CO气 51251 Nm3/h

单系列，CO压缩、单塔流程。以低温甲醇洗来的未变换气为原

料，制得合格 CO供醋酸装置使用。主要包括 1套吸附和再生相互切

换的分子筛吸附装置和 1套 CO冷箱。


38

2

甲

醇

装

置

甲醇

合成生产能力 54.1万 t/a甲醇

单系列，采用华东理工低压甲醇合成技术。

以来自低温甲醇洗装置的净化气、CO深冷分离的低温尾气、PSA制氢提纯的解析气和氢回收装置的富氢气为原料。设置甲醇合成塔、

甲醇分离器、甲醇闪蒸槽、驰放气水洗塔、膜分离器各 1台。

甲醇

精馏

单系列，采用节能型 4+1 塔精馏工艺。对来自甲醇合成工段粗

甲醇进行精馏。设置预塔、常压塔、低压塔、高压塔、末塔各 1台。

3 醋酸装置生产能力 100万 t/a醋酸

单系列，醋酸合成采用兖矿国拓科技的甲醇低压羰基合成醋酸

技术。醋酸装置分为醋酸合成、醋酸精馏、尾气吸收、催化剂制备。

设置脱轻塔、脱水塔、成品塔、反应釜、转化釜各 1台。

4 空分 1套 90000Nm3/h空分装置本项目空分装置选用全低压分子筛净化吸附、空气增压透平膨

胀机制冷、产品氧气内压缩、空气增压循环的工艺流程。

公用

工程1

给

排

水

给

水

水源及

供水系

统

生产用水量 872.80m3/h 生产用新鲜水由纳林河化工项目区生产用水管网统一供给。

生活用水量 5.00m3/h 生活用水由纳林河化工项目区生活用水管网统一供给。

循环水

系统

第一循环水站规模 16000m3/h第二循环水站规模 28000m3/h

第一循环水站供给空分装置、脱盐水站/锅炉房、煤气化装置的

循环用水；第二循环水站供给变换、低温甲醇洗、热回收、硫回收、

CO深冷分离、甲醇装置、醋酸装置、冷冻站等装置的循环用水。

脱盐水

系统

原水制备脱盐水能力 450m3/h工艺冷凝液处理能力 360m3/h透平冷凝液处理能力 300m3/h

工艺冷凝处理流程为：工艺冷凝液→一级板式换热器（与成品

脱盐水换热）→二级板式换热器（与原水换热）→保安换热器（与

循环水换热）→除铁除油覆膜过滤器→前置阳床→高速混床。

透平冷凝液处理流程为：透平凝液（～75℃）→板式换热器→凝结水大流量除铁过滤器→混床。

原水制备脱盐水处理流程为：多介质过滤器、自清洗过滤器及

超滤系统+一级反渗透装置+二级反渗透、混床。

排水

生活污水及生产废水 127.52m3/h；循环水站排水、脱盐水站排水、锅炉

排污等清净下水 301.10m3/h。

生产、生活污水送入污水处理站进行处理后出水和清净废水经

回用水处理站处理后全部回用，不外排。

事故水池有效容积 10000m3 收集消防废水、初期雨水及及厂内污水处理站事故废水。


39

2 供热蒸汽用量 319.8 t/h（冬季）

286.4t/a（夏季）

设置 2 台 240t/h 高温高压循环流化床锅炉（锅炉主蒸汽参数

9.81MPa、540℃）为本项目供热，2台锅炉全部运行。

燃料采用燃料煤（与原料煤同一煤种）及煤泥。

3 供电用电负荷 40450KW 由由纳林河化工项目区电网供电。

4 火炬

设置事故火炬一套，处理装置中的事故、紧急、非正常生产工况下产生的废气；设置酸性气火炬一套，

处理事故生产工况下产生的来自变换酸性气、硫回收酸性气；设置醋酸火炬一套，处理醋酸装置产生的尾

气及事故废气。3座火炬与内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）火炬共塔架敷设。

5 冷冻站低温甲醇洗冷冻站制冷量~4000kW醋酸装置冷冻站制冷量~3500kw

采用丙烯压缩循环制冷，蒸汽透平驱动，为低温甲醇洗装置提

供-40℃冷量。采用离心式溴化锂+R134a制冷，为醋酸装置提供-5℃冷量。

储运

工程

1 液体物料储运

2台 40000 m3醋酸储罐、2台 1500 m3不合格醋酸罐、1台 1500 m3醋酸中间罐、1台 1500 m3甲醇中间

罐、1台 1000 m3废酸罐、3台 20000 m3 甲醇储罐、2台 1500 m3 精甲醇中间罐、2台 1500 m3粗甲醇中

间罐、1台 500 m3杂醇油储罐。

2

固

体

物

料

储

运

煤泥煤泥棚占地面积 3750m2，堆存量约为 40000t，贮存天数约 30天。

硫磺硫磺仓库面积约为 1100m2，堆存量约为 470t，贮存天数约 11d。锅炉灰设 1座灰仓，容积约为 850m3。

锅炉渣设 1座渣库，容积为 750m3。

石灰石设 2个石灰石仓，单个容积 100m3，贮存量约 250t，储存约 3.2天用量。

生石灰设 1个生灰石仓，容积 200m3，贮存量约 220t，储存约 14天用量。

环保

工程1

废

气

处

理

含尘废气布袋除尘器除尘后达标排放。

低温甲醇洗

水洗塔尾气经锅炉烟囱高空排放。

硫回收焚烧

炉尾气送锅炉烟气脱硫系统处理后经锅炉烟囱排放。

醋酸装置吸

收尾气吸收工序高压吸收塔、低压吸收塔排放气送火炬。

锅炉烟气LJD-FGD新型烟气循环流化床干法脱硫除尘一体化工艺+选择性非催化还原（SNCR）+催化氧化吸收

（COA）脱硝经锅炉烟囱排放。


40

污水处理站

废气采用生物除臭法处理后达标排放。

2 废水处理

污水处理站处理能力 150m3/d 采用“SBR法”生化工艺。出水去回用水处理站。

回用水处理站处理能力 500m3/d采用“加药预处理+超滤+3级反渗透”工艺，处理污水处理站出水

与其他清净下水。处理后中水回用，产生的浓盐水排入浓盐水处理

站。

浓盐水处理站处理能力 150m3/d

采用“EP纯化+蒸发结晶（四效蒸发结晶+闪发结晶）”工艺，处

理回用水站产生浓盐水。回收冷凝液回用，蒸发出的结晶盐先按照

危险废物管理，和杂盐一起送有资质单位处置，待相关标准出台后，

结晶盐可作为副产品外售。

3

固

废

处

理

结晶盐暂暂

存库面积 300m2 暂存本项目产生的结晶盐及杂盐。

危废暂存库面积 400m2 暂存本项目产生的各类废催化剂等。

一般固废暂

存库面积 100m2 暂存本项目产生的废分子筛、中水处理系统超滤及反渗透废膜等。

4 噪声治理针对不用噪声源采用隔声、减震、安装消声器等措施。

依托

工程

1原料煤、燃料煤

贮运

原料煤、燃料煤由 6个φ20m筒仓组成，单个筒仓有效存煤量 8000t，设计总储存量为 48000t；原、燃料煤经筛分破碎处理系统，破碎合格的原料煤（≤10mm）经 3#转运站由 6#带式输送机和 7#带

式输送机输送，经犁式卸料器进入煤气化装置磨前煤仓贮存。破碎后合格的燃料煤（≤10mm）经 4#转运站

由 8#带式输送机和 9#带式输送机输送，将燃料煤送入锅炉煤仓，供锅炉使用。

依托内蒙古

卓正煤化有

限公司煤制

甲醇项目

（一期 60万吨/年）

2 清水池 2座清水池（与消防水池共用），单座容积 10000m3。

3 火炬固定式高架火炬 1座，火炬高度为 90m。

4 锅炉烟囱锅炉烟囱 1座，高度 150m，出口直径 5m。

5 辅助设施中央化验室、中心控制室、化学品库、行政办公楼、环境监测等

6 园区渣场

依托园区7 园区供水水源

纳林河化工项目区新能源化工基地供水工程（一期）于 2017年 12月由内蒙古自治区发展和改革委员

会核准。该工程由大草湾取水工程、输水工程、纳林河工业园区净水工程组成，设计年供水能力 6000万m3。


41

3.1.4原辅材料和动力供应

3.1.4.1主要原辅材料来源及消耗

1、煤炭

（1）来源

本项目原料煤用量 107.38万 t/a。锅炉采用燃料煤和煤泥混合燃料，燃料煤

用量 6.52万 t/a，煤泥用量 34.23万 t/a。

原料煤及燃料煤、煤泥均来自纳林河矿区营盘壕煤矿，原、燃料煤采用同一

种煤，运距约 50km。

营盘壕煤矿位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图镇和苏力德苏木境

内，属神东煤炭基地纳林河矿区规划矿井之一。井田面积 113.41km2，煤炭资源

工业储量 2175.28Mt，设计可采储量 1540.51Mt，设计建设规模 1200万 t/a，服务

年限 91.7年。配套同等规模选煤厂，矿井属瓦斯矿井。全井田划分 2个开采水

平，划分 14 个盘区，首采区为 22盘区。2018年 8月，获得生态环境部《关于

内蒙古纳林河矿区营盘壕矿井及选煤厂项目环境影响报告书的批复》（环审

[2018]60号）。

营盘壕井田所属纳林河矿区属东胜煤田西南深部，是国家规划的神东煤炭基

地组成矿区之一。根据国家发改委批复的《内蒙古鄂尔多斯纳林河煤炭矿区总体

规划》（发改能源[2017]404号），纳林河矿区北部一呼吉尔特矿区南边界为界，

东部、南部以内蒙古与陕西省界为界，西部以蒙华铁路为界。矿区南北约 88km，

东西宽约 62km，面积约 2069km2，煤炭资源总量约 343亿吨。矿区划分为 12个

井田、2 个勘查区，规划建设总规模 11100万 t/a。12个规划井田中，营盘壕矿

井规划 1200万 t/a，并配套建设同等规模选煤厂。2018年 1月，获得生态环境部

《关于内蒙古鄂尔多斯纳林河煤炭矿区总体规划环境影响报告书的审查意见》

（环审[2018]10号）。

（2）煤质

原料煤（燃料煤）煤质见表 3.1-5。


42

表 3.1-5 原料煤（燃料煤）煤质分析表

项目符号单位分析结果

全水分 Mt % 13.70

工业分析

灰分 Aad % 8.82水分 Mad % 2.78

挥发分 Vad % 34.95固定碳 FCad % 56.22

元素分析

干燥基碳 Cad % 76.07干燥基氢 Had % 4.80干燥基氧 Oad % 7.64干燥基氮 Nad % 1.03

全硫 St,ad % 1.64收到基低位热值 Qnet,ar Cal/g 6321

煤泥分析报告见表 3.1-6。

表 3.1-6 煤泥煤质分析表

项目符号单位分析结果

全水分 Mt % 30.0

工业分析

灰分 Aad % 17.26水分 Mad % 2.35

挥发分 Vad % 28.38固定碳 Fc % 44.75

元素分析全硫 St,ad % 1.53收到基低位热值 Qnet,ar Cal/g 4068

本项目原辅材料消耗情况见表 3.1-7。

表 3.1-7 原辅材料消耗一览表

序

号名称规格单位消耗量备注

一主要原材料

1 原料煤 Qnet,ar :6321 Cal/gSt,ad: 1.64Mt:13.70

万 t/a 107.38

2 燃料煤万 t/a 6.52

3 煤泥Qnet,ar :4068 Cal/g

St,ad: 1.53Mt:30.0

万 t/a 34.23

二化学品

1 甲醇 ≥99.85% t/h 0.072 添加剂 kg/h 4003 絮凝剂 kg/h 0.84 分散剂 kg/h 305 氢氧化钠 99% t/a 194.36 氢氧化钾 95% t/a 65.87 次磷酸 50%~52%(wt) t/a 138 氢碘酸 57%(wt) t/a 1699 石灰石 t/a 5200010 生石灰 t/a 5000三催化剂

1 耐硫变换催化剂 Al2O3、CoO、MoO3 m3/a 62 寿命 3年2 变换催化保护剂 Al2O3、SiO2等 m3/次 22 寿命 1年


43

3 硫回收氧化铝催化剂 Al2O3 m3/次 7.2 寿命 3年4 氧化钛催化剂 TiO2 m3/次 11.4 寿命 3年5 加氢催化剂 MoO3 m3/次 2.5 寿命 3年6 氧化催化剂 Al2O3、SiO2 m3/次 2.5 寿命 3年7 冷箱分子筛吸附剂 Al2O3、SiO2等 m3/次 103 寿命 5年8 甲醇合成催化剂铜系催化剂 m3/次 180 寿命 3年9 碘化铑以铑计，含铑 18.5~21.5%(wt) kg/a 160 外购

10 分子筛 Φ3～5，球形 m3/次 370 寿命 5年11 铝胶 m3/次 75 寿命 5年

3.1.4.2动力消耗

本项目动力消耗见表 3.1-8。

表 3.1-8 本项目动力消耗一览表

序号项目单位消耗量备注

1 生活用水 m3/h 5.00 园区生活给水管网提供

2 生产用水 m3/h 872.80 园区生产给水管网提供

3 电万 kWh/a 29962.9 园区电网供电

4 蒸汽 t/h 319.8（冬季）

286.4（夏季）本项目锅炉

5燃料煤万 t/a 6.52

Qnet,ar :6321 Cal/gSt,ad: 1.64Mt:13.70

6 煤泥万 t/a 34.23Qnet,ar :4068 Cal/g

St,ad: 1.53Mt:30.0

3.1.5公用工程及辅助设施

3.1.5.1给排水

1、供水水源

本项目生产用水、生活用水由纳林河化工项目区供给，该园区已有完整的给

排水管网，接管点为工程围墙外 1m处。

2、给水系统

根据厂区生产对水质的不同要求，厂内给水系统分为：生活给水系统、生产

给水系统、消防给水系统、循环冷却水系统、脱盐水系统、回用水系统。

（1）生活给水系统

本项目生活用水量 5.00m3/h（4.00m3/a），由纳林河化工项目区生活供水管

网提供。

（2）生产给水系统

本项目生产用水量 872.80m3/h（698.24m3/a），生产用水由纳林河化工项目


44

区生产给水管网统一供给。生产水池依托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目

（一期 60万吨/年）厂内 2座单座容积 10000m3清水池（与消防水池共用）。

生产给水系统供各装置用水、循环水站补水、脱盐水站补水、设备及地面冲

洗用水等。

（3）消防给水系统

本项目消防最大用水量不小于 500L/s，一次消防用水量不小于 7600m3，系

统用水压力不小于 1.00MPa。

消防水池依托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60 万吨/年）2

座单座容积 10000m3清水池（与消防水池共用）。

（4）循环冷却水系统

①循环水场设置

本项目新建 2座循环水站，分别为第一循环水站、第二循环水站，2座循环

水站分别供给各自用户。

第一循环水站设计规模 16000m3/h；第二循环水站设计规模 28000m3/h。

供水压力：P1=0.45MPa，回水压力：P2=0.25MPa。

供水水温：t1=30℃，回水水温：t2=40℃。

浓缩倍数：5。

循环水系统由冷却塔、循环水泵、旁滤设施、水质稳定系统、监测换热装

置、塔底水池、吸水池和循环冷却水给水回水管网组成。

工艺装置各用水单元的换热器出来的循环回水，经管道回至循环水站界区

内，利用余压直接进入冷却塔进行降温冷却。冷却塔采用逆流式机械通风冷却塔，

循环回水在冷却塔内通过与空气的对流传热及自身蒸发传热，温度降低，落入塔

底集水池。

塔底水池内与吸水池采用连通管相接。塔底水池内冷却后的水流通过连通

管进入吸水池内的格网前池，经格网拦截水中较大悬浮物后进入吸水池内。

吸水池内的循环冷水由循环水泵加压后通过埋地循环水给水管网送至工艺

装置的各用水单元，供各工艺装置的换热器循环使用。

循环水系统排污、过滤器反洗排水等送至界区外的回用水站进行处理回用。

本项目循环水系统设置情况见表 3.1-9。


45

表 3.2-9 循环水场设置一览表

序

号名称

循环水总量

（m3/h) 循环水用量分布循环水用量

（m3/h) 备注

1 第一循环水站 12130.0

空分 6360.0设计规模

16000m3/h。脱盐水站/锅炉房 150.0

煤气化 4820.0EP纯化 800.0

2 第二循环水站 26452.0

变换 4041.0

设计规模

28000m3/h。

低温甲醇洗 477.0热回收 200.0硫回收 15.0

CO深冷分离 340.0甲醇装置

（甲醇合成/甲醇精馏）4543.0

醋酸装置 16200冷冻站 636.0

总计 38582.0②工艺说明

a.第一循环水站

第一循环水站主要供给空分装置、脱盐水站/锅炉房、煤气化装置等的循环

用水，冷却塔采用消雾型逆流式机械通风冷却塔，共 4座，单排并列布置，单间

塔处理能力为 4000m3/h。

为了节约能耗并更方便的管理，循环水泵采用大泵+小泵形式配备。

大泵总共选用 3台（2用 1备）单级双吸离心泵，单台水泵性能参数为：

Q=8000 m3/h，H=50 m。

小泵选用 2台单级双吸离心泵，1用 1备，单台水泵性能参数为：

Q=4000 m3/h，H=50 m。

循环水旁滤采用 2套高效过滤器组，处理水量为 600 m3/h。

b.第二循环水站

第二循环水站主要供给变换、低温甲醇洗、热回收、硫回收、CO深冷分离、

甲醇装置、醋酸装置、冷冻站等装置的循环用水，冷却塔采用消雾型逆流式机械

通风冷却塔，共 7座，单排并列布置，单间塔处理能力为 4000m3/h。

为了节约能耗并更方便的管理，循环水泵采用大泵+小泵形式配备。

大泵总共选用 4台（3用 1备）单级双吸离心泵，单台水泵性能参数为：

Q=8000 m3/h，H=50 m。

小泵选用 2台单级双吸离心泵，1用 1备，单台水泵性能参数为：


46

Q=4000 m3/h，H=50 m。

循环水旁滤采用 2套高效过滤器组，处理水量为 600m3/h。

另外两座循环水站还配置有加药设备、加氯设备、监测换热器等辅助设备。

循环水泵泵房内布置，辅助设备均布置在辅助用房内。

（5）化学水处理系统

①设计规模

原水制备脱盐水产水能力：450m3/h。

冷凝液处理产水能力：660m3/h，其中，工艺冷凝液：360m3/h；透平冷凝液：

300m3/h。

全厂脱盐水供水汇总见表 3.1-10。

表 3.1-10 脱盐水供水汇总表

序号装置名称脱盐水用量（t/h）

备注夏季冬季

1 锅炉除氧器 265.9 296.92 工艺除氧器 446.7 456.23 各工艺装置用水 133.3 133.3

合计 845.9 886.4全厂蒸汽冷凝液回收量见表 3.1-11。

表 3.1-11 全厂蒸汽冷凝液回收表

序号装置名称冷凝液回收量（t/h）一透平冷凝液夏季冬季

1 空分压缩机 195.8 195.82 冰机 15.5 15.53 CO压缩机 41.5 41.54 甲醇合成压缩机 30.1 30.1

合计 282.9 282.9二工艺冷凝液

1 CO深冷分离 3.0 3.02 甲醇合成与精馏 71.5 71.53 低温甲醇洗 13.2 13.24 硫回收 2.5 2.85 灰水处理 3.0 3.06 气化 6.0 6.07 变换 5.0 5.08 煤浆制备 1.0 1.09 锅炉房 0.2 19.010 空分 10.0 10.011 醋酸 185.0 185.012 伴热采暖 0.0 20.013 管网凝液扩容 -10.7 -10.7

合计 289.7 328.5


47

②工艺说明

a.原水制备脱盐水

脱盐水工艺流程主要分为预处理工段、一级脱盐处理工段、二级脱盐处理工

段三部分：

预处理工段主要包括多介质过滤器、自清洗过滤器及超滤系统。

一级脱盐主要包括一级反渗透装置及辅助加药系统。

二级脱盐主要包括脱碳器中间水池、二级反渗透、混床及辅助加药系统。

b.工艺冷凝液处理

工艺冷凝处理流程为：工艺冷凝液（～135℃）→一级板式换热器（与成品

脱盐水换热）→二级板式换热器（与原水换热）→保安换热器（与循环水换热）

→除铁除油覆膜过滤器→前置阳床→高速混床。

c.透平冷凝液处理

透平冷凝液采用的处理流程为：透平凝液（～75℃）→板式换热器→凝结水

大流量除铁过滤器→混床。

③出水水质

表 3.1-12 脱盐水水质表

序号项目单位数值

1 20℃的 pH值 6.0~8.02 25℃的氢电导率 μs/cm ≤0.33 硬度 μmol/L ≈04 SiO2 μg/L ≤205 Fe mg/L <0.026 Cu mg/L <0.0057 TOC mg/L ≤0.3

（6）回用水系统

本项目回用水处理站处理污水处理站出水 126.24m3/h及循环水冷却水系统、

脱盐水站等排清净下水 301.10m3/h 等，处理后回用水 418.94m3/h作为循环水系

统补水。

回用水处理站设计能力为 500m3/h。

3、排水系统

根据清污分流的原则，本项目排水系统分为：生活污水排水系统、生产污水

排水系统、清净废水排水系统、雨水排水系统及事故消防废水排水系统。

（1）生活污水排水系统


48

本项目生活污水排水量 4.0m3/h，经化粪池预处理后送至本项目污水处理站

处理。

（2）生产污水排水系统

生产污水主要来自煤气化装置气化灰水、设备冲洗水、EP纯化系统废水；

低温甲醇洗甲醇/水分离塔塔釜废水、甲醇装置甲醇精馏末塔塔釜排甲醇精馏废

水等，低温甲醇洗甲醇/水分离塔塔釜废水、甲醇装置甲醇精馏末塔塔釜排甲醇

精馏废水送煤气化装置煤浆制备回用。煤气化装置气化灰水、设备冲洗水、EP

纯化系统废水等 127.52m3/h经生产污水管线输送至污水处理站处理。

（3）清净废水排水系统

本项目循环水站排水、脱盐水站排水、锅炉排污等清净下水 301.10m3/h送至

回用水处理站处理后回用。

（4）雨水排水系统

初期雨水在生产装置和辅助生产设施界区内采用重力排水系统排至事故水

池，由泵提升经管线输送至本项目污水处理站。初期雨水池前设溢流井，后期雨

水溢流至清净雨水系统，重力流汇至排出厂区。

（5）事故消防废水排水系统

收集本项目厂区污染的消防废水、初期雨水及污水处理站处理装置发生故障

或处理效率达不到设计指标要求时废水，排入事故水池，有效容积 V=10000m3。

发生消防事故时，有污染的各生产装置界区内消防废水经装置区内雨水及初

期雨水管线收集后，在装置外切换到全厂消防废水管道。消防废水及初期雨水经

全厂事故消防废水管道排入事故水池，然后分批送本项目污水处理站进行处理。

本项目污水处理站处理装置发生故障或处理效率达不到设计指标要求时，废

水先排入本项目事故水池，待污水处理站运行正常后分批返回污水处理站进行处

理。

4、水平衡

本项目水平衡表见表 3.1-1。

本项目水平衡图如图 3.1-1。


49

表 3.1-13 本项目水平衡表（单位：m3/h）

序

号

车间或工段

名称

入项

循环水

出项

排水去向新鲜水物料带入水回用水脱盐水反应生成水物料带走水排水

消耗或损

失水

一生产用水

1 煤气化装置 56.40 18.39 294.66 65.40 4820.0 289.97 110.0 34.88 污水处理站

2 变换装置 288.80 4241.0 0.44 278.56 9.80煤气化装置煤浆

制备、洗涤塔、灰

水处理

3 低温甲醇洗装

置0.39 0.50 8.30 477.0 0.89 8.3 煤气化装置煤浆

制备

4 冷冻站 636.0

5 硫回收装置 0.79 15.0 0.29 0.5 低温甲醇洗装置

尾气水洗塔

6 CO深冷分离 340.0

7 甲醇装置 4.20 3.60 4543.0 0.0037 7.8 煤气化装置煤浆

制备

8 醋酸装置 0.19 16200.0 0.199 空分装置 6360.010 余热锅炉 327.1 6.5 回用水处理站

11 锅炉房 296.9 150.0 6.4（冬季）

5.7（夏季）回用水处理站

12 减温用水等 36.2

13 脱盐水站 448.8 173.8（冬季）

171.7（夏季）回用水处理站

14 第一循环水站 242.60 36.4 192.6 回用水处理站

15 第二循环水站 359.60 170.3 79.4 449.7 回用水处理站

16 设备冲洗用水 8.0 6.4 1.6 污水处理站

17 EP纯化系统 128.47 800.0 7.14 121.33 污水处理站

18 脱硫用水 4.32

19 道路降尘和灰

渣拌湿用水2.62

二生活用水 5.0 4.0 1.0合计 876.90 308.56 843.47 738.10 3.60 38582.00 291.78 545.00 810.91


50

3.1.5.2供热

1、概述

根据工艺生产用汽及设备动力用汽负荷情况，设置 2台 240t/h高温高压循环

流化床煤泥锅炉（锅炉主蒸汽参数 9.81MPa、540℃），2 台锅炉全部运行。并

充分合理利用生产过程中副产的低压蒸汽。

2、全厂蒸汽管网等级

根据生产热负荷情况，全厂蒸汽管网拟分为分五个等级，见表 3.1-14：

表 3.1-14 蒸汽等级表

名称压力 MPaG 温度℃

高压蒸汽(LP1) 9.81 540中压蒸汽(LP2) 4.0 饱和

中压蒸汽(LP3) 2.5 360低压蒸汽(LP4) 1.27 饱和

低压蒸汽(LP5) 0.5 饱和

3、热负荷及蒸汽平衡

设置 2台 240t/h高温高压循环流化床煤泥锅炉（锅炉主蒸汽参数 9.81MPa、

540℃），锅炉产汽驱动 2台 9万 Nm3/h空分透平。

2.5MPa、360℃蒸汽管网由变换、甲醇合成（经加热炉过热后）等装置的副

产蒸汽提供，主要驱动甲醇合成气压缩机透平、冰机透平、CO透平以及向空分、

锅炉给水高加等装置供汽，甲醇合成一部分副产的饱和蒸汽减压到 1.27MPa、饱

和蒸汽管网，另一部分经工艺过热炉过热后并入 2.5MPa、360℃蒸汽管网。

变换装置的副产蒸汽以及由 9.81MPa减压来的蒸汽进入 1.27MPa、饱和蒸汽

管网，主要用户有空分、低温甲醇洗、甲醇精馏等装置、醋酸、锅炉除氧器等。

管网富余蒸汽减压后进入 0.5MPa、饱和蒸汽管网。

变换副产蒸汽、醋酸副产蒸汽、工艺蒸汽凝液闪蒸后的蒸汽进入 0.5MPa、

饱和蒸汽管网，主要供空分、醋酸、煤浆制备、灰水处理、气化、低温甲醇洗、

冷冻站、硫回收、甲醇罐区、高浓盐水蒸发与结晶（冬季）、锅炉房自用（冬季）、

工艺除氧器、伴热采暖（冬季）、驱动两台锅炉给水泵透平（仅夏季运行）等装

置。

本工程全厂热负荷见表 3.1-15和表 3.1-16。


51

表 3.1-15 本项目蒸汽平衡表（冬季）

序号用汽装置名称汽压温度用汽量

用汽特点备注MPa(G) ℃ t/h

一 9.81MPa、540℃等级

1 锅炉产汽 9.81 540 -319.8 连续

2 空分压缩机透平 9.81 540 2×97.9 连续

3 减压至1.27 MPa 9.81 540 120.8 连续

4 管路损失 9.81 540 3.2 连续

合计 0.0二 4.0 MPa、400℃等级

1 硫回收开车用汽 4.0 252 （2.5）间断

2 变换开车用汽 4.0 400 （25）间断

3 甲醇合成开工用汽 4.0 400 （26）间断

三 2.5MPa、360℃等级

1 变换副产汽 2.5 360 -41.6 连续

2 甲醇合成副产汽 2.5 360 -52.3 连续

3 甲醇合成副产汽 2.5 饱和 -125.6 连续

4 甲醇合成压缩机 2.5 360 30.1 连续

5 减压1.27MPa管网 2.5 饱和 32.7 连续

6 CO压缩机 2.5 360 41.5 连续

7 冰机 2.5 360 15.5 连续

8 空分 2.5 360 5.0 连续

9 管路损失 2.5 360 1.8 连续

合计 0.0四 1.27MPa、饱和等级

1 减压自9.8 MPa 1.27 饱和 -157.0 连续

2 减压自2.0 MPa 1.27 饱和 -32.7 连续

3 变换副产 1.27 饱和 -120.9 连续

4 锅炉排污扩容副产 1.27 饱和 -2.0 连续

5 去锅炉除氧器 1.27 饱和 29.9 连续

6 减压0.5MPa管网 1.27 饱和 54.1 连续

7 硫回收 1.27 饱和 0.3 连续

8 气化 1.27 饱和 3.0 连续

9 醋酸 1.27 饱和 160.0 连续

10 低温甲醇洗 1.27 饱和 3.3 连续

11 甲醇合成与精馏 1.27 饱和 55.0 连续

12 变换 1.27 饱和 2.0 连续

13 管路损失 1.27 饱和 5.0 连续

合计 0.0五 0.5MPa、饱和等级

1 变换副产汽 0.5 饱和 -73.2 连续

2 醋酸副产 0.5 饱和 -25.0 连续

3 减压自 1.27 MPa 0.5 饱和 -54.1 连续

4 工艺除氧器用汽 0.5 饱和 21.6 连续

5 变换汽提塔 0.5 饱和 7.4 连续

6 冷冻站 0.5 饱和 8.0 连续


52

7 CO深冷分离 0.5 饱和 3.0 连续


9 低温甲醇洗 0.5 饱和 9.9 连续

10 硫回收 0.5 饱和 2.8 连续

11 灰水处理 0.5 饱和 3.0 间断

12 气化 0.5 饱和 3.6 连续

13 变换 0.5 饱和 3.0 连续

14 煤浆制备 0.5 饱和 1.0 连续

15 锅炉房自用 0.5 饱和 19.0 连续

16 高浓盐水蒸发与结晶 0.5 饱和 11.0 连续

17 伴热采暖 0.5 饱和 20.0 间断

18 空分 0.5 饱和 5.0 连续

19 醋酸 0.5 饱和 25.0 连续

20 锅炉给水泵透平 0.5 饱和 0.0 连续

21 管网凝液扩容汽 0.5 饱和 -10.7 连续

22 管路损失 0.5 饱和 3.2 连续

合计 0.0

表 3.1-16 本项目蒸汽平衡表（夏季）

序号用汽装置名称汽压温度用汽量

用汽特点备注MPa(G) ℃ t/h

一 9.81MPa、540℃等级

1 锅炉产汽 9.81 540 -286.4 连续

2 空分压缩机透平 9.81 540 2×97.9 连续

3 减压至1.27 MPa 9.81 540 87.8 连续

4 管路损失 9.81 540 2.8 连续

合计 0.0二 4.0 MPa、400℃等级

1 硫回收开车用汽 4.0 252 （2.5）间断

2 变换开车用汽 4.0 400 （25）间断

3 甲醇合成开工用汽 4.0 400 （26）间断

三 2.5MPa、360℃等级

1 变换副产汽 2.5 360 -41.6 连续

2 甲醇合成副产汽 2.5 360 -52.3 连续

3 甲醇合成副产汽 2.5 饱和 -125.6 连续

4 甲醇合成压缩机 2.5 360 30.1 连续

5 减压1.27MPa管网 2.5 饱和 32.7 连续

6 CO压缩机 2.5 360 41.5 连续

7 冰机 2.5 360 15.5 连续

8 空分 2.5 360 5.0 连续

9 管路损失 2.5 360 1.8 连续

合计 0.0四 1.27MPa、饱和等级

1 减压自9.8 MPa 1.27 饱和 -114.1 连续

2 减压自2.0 MPa 1.27 饱和 -32.7 连续

3 变换副产 1.27 饱和 -120.9 连续

4 锅炉排污扩容副产 1.27 饱和 -1.9 连续


53

5 去锅炉除氧器 1.27 饱和 26.8 连续

6 减压0.5MPa管网 1.27 饱和 14.1 连续

7 硫回收 1.27 饱和 0.3 连续

8 气化 1.27 饱和 3.0 连续

9 醋酸 1.27 饱和 160.0 连续

10 低温甲醇洗 1.27 饱和 3.3 连续


12 变换 1.27 饱和 2.0 连续

13 管路损失 1.27 饱和 5.1 连续

合计 0.0五 0.5MPa、饱和等级

1 变换副产汽 0.5 饱和 -73.2 连续

2 醋酸副产 0.5 饱和 -25.0 连续

3 减压自 1.27 MPa 0.5 饱和 -14.1 连续

4 工艺除氧器用汽 0.5 饱和 21.2 连续

5 变换汽提塔 0.5 饱和 7.4 连续

6 冷冻站 0.5 饱和 8.0 连续

7 CO深冷分离 0.5 饱和 3.0 连续


9 低温甲醇洗 0.5 饱和 9.9 连续

10 硫回收 0.5 饱和 2.8 连续

11 灰水处理 0.5 饱和 3.0 间断

12 气化 0.5 饱和 3.6 连续

13 变换 0.5 饱和 3.0 连续

14 煤浆制备 0.5 饱和 1.0 连续

15 锅炉房自用 0.5 饱和 0.2 连续

16 高浓盐水蒸发与结晶 0.5 饱和 11.0 连续

17 伴热采暖 0.5 饱和 0.0 间断

18 空分 0.5 饱和 5.0 连续

19 醋酸 0.5 饱和 25.0 连续

20 锅炉给水泵透平 0.5 饱和 0.0 连续

21 管网凝液扩容汽 0.5 饱和 -10.7 连续

22 管路损失 0.5 饱和 2.4 连续

合计 0.0全厂蒸汽平衡图见图 3.1-2和图 3.1-3。

4、主要设备参数

本工程锅炉房主要设备设施概况见表 3.1-17。

表 3.1-17 单台锅炉主要技术参数表

项目单位本工程

锅炉

种类 / 高温高压循环流化床锅炉

燃料消耗煤泥万 t/a 34.23（84%）

煤万 t/a 6.52（16%）

额定蒸发量 t/h 240出口蒸汽压力 MPa(G) 9.81出口蒸汽温度 ℃ 540


54

给水温度 ℃ 158排烟温度 ℃ 145锅炉热效率 % ≥90

3、主要系统及说明

（1）燃烧系统

循环流化床锅炉的燃烧系统包括一次风系统、二次风系统、烟气系统、物料

循环燃烧系统、给煤系统和点火系统等。

①一次风系统

一次风系统主要是为循环流化床锅炉提供流化介质，使燃料在锅炉炉膛内实

现流化状态，并作为燃料给料系统的输送介质。一次风分四路：第一路大部分冷

一次风经过空气预热器加热成热一次风，由点火风道引入炉下风室，通过布风板

上的风帽进入燃烧室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化并形成向上通过炉

膛的气固两相流，为循环流化床锅炉提供流化风，同时送入一定的氧气供燃料燃

烧；第二路为部分冷一次风在锅炉点火启动时进入布置于锅炉底部的风道点火

器，为锅炉启动时提供点火风；第三路作为给煤口的密封风接入给煤管，一次冷

风作为给煤皮带密封用风，送至给煤机，克服炉内正压，防止炉膛烟气倒流进入

给煤系统；第四路从热一次风管道引少量热风作为给煤口的播煤风接入给煤管。

②二次风系统

二次风系统主要是为进炉燃料提供燃烧用风。二次风经空气预热器加热后分

为两路：第一路送至锅炉的上、下两层环形风箱的二次风接口，实现分级燃烧，

补充燃料燃烧所需的氧气并加强燃料的掺混；第二路作为密封风接入回料管，可

以隔离燃烧室中的正压和旋风分离器中的负压，防止烟气通过回料管向上进入旋

风分离器发生逆向流动。

③烟气系统

锅炉炉膛出口烟气首先经高效旋风分离器分离，烟气中大的飞灰颗粒被分离

出来返回炉膛，而烟气则携带小颗粒飞灰流经锅炉尾部受热面，经布袋除尘器、

引风机、烟囱排入大气。

本工程 2台锅炉共用 1座钢筋混凝土烟囱，烟囱高度 150m，出口内径 5.0m。

④物料循环燃烧系统

炉内物料循环燃烧系统的作用在于将高效旋风分离器作为烟气与物料的分

离装置，它具有分离效率高和强化燃烧的优点。它将收集到的炽热颗粒经返料器


55

送回到炉膛，实现物料的循环燃烧。

⑤给煤系统

本系统采用炉前一级给煤。破碎后的燃料煤经输煤皮带进入炉前原煤仓（可

存储设计煤种约 8h的燃煤量），然后经落煤管由给煤机进入布置在前墙的给煤

管，再由来自一次风的播煤风的吹扫下送入炉膛燃烧。煤泥由运输车辆送到煤泥

棚、煤泥泵房，再经煤泥管道送到锅炉房，从炉顶进入炉膛燃烧。

⑥点火油系统

本工程锅炉设置有 1台床下点火燃烧器，点火燃烧器由点火油枪、高能点火

器及火焰检测装置组成。点火方式为高能电点火器点燃轻柴油，再点燃煤。

（2）热力系统

①主蒸汽系统

主蒸汽系统采用母管制，锅炉房高压蒸汽母管。主蒸汽母管出界区并入全厂

高压蒸汽管网,用以驱动工艺压缩机透平。

②主给水系统

考虑热能系统的分级利用，根据热动力平衡结果，动力站锅炉给水采用工作

温度 0.5MPa（G）高压热力除氧器除氧,以保证锅炉入口给水温度和除氧器除氧

效果。锅炉给水经锅炉给水泵后母管送出，经各台锅炉的给水调节阀后进锅炉。

③疏水系统

汽机本体管道疏水及汽封加热器疏水经疏水扩容器进入疏水箱。

④化学补充水系统

本工程化学补充水接入化学除盐水母管，再接至除氧器。

（3）除灰系统

除灰系统选用正压浓相气力除灰技术。除尘器灰斗内的灰经设在每个灰斗下

的发送器，通过排灰管道，由压缩空气输送至灰库内贮存。

共设 1座灰仓，容积约为 850m3。灰库顶部设布袋除尘器，库内设高、低料

位计，储灰仓底部设有热气态流化装置，热空气进入储灰仓使煤灰流态化，这样

可有效防止锅炉灰起拱，有利于干灰的流动。在每座灰库下设双轴搅拌机和干灰

散装机，灰库干灰经干灰散装机排干灰或由双轴搅拌机加湿成含水率约 20%的湿

灰，定期由自卸汽车外运。

（4）除渣系统


56

除渣系统采用机械除渣系统，每台锅炉设一套独立的除渣系统，即锅炉排出

的炉渣经滚筒式冷渣机冷却后落入皮带输送机，再由皮带输送机输送至渣库，然

后由汽车外运。

共设 1座渣库，容积为 750m3。渣库顶部设布袋除尘器，库内设高、低料位

计，库下设两台鄂式电动排渣门。

（5）烟气净化系统

①除尘、脱硫措施

本项目除尘、脱硫采用 LJD-FGD新型烟气循环流化床干法脱硫除尘一体化

工艺技术，由吸收剂制备、脱硫塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组

成。本工程采用 CFB锅炉配套炉后循环流化床干法脱硫装置，脱硫效率≥98%，

处理后 SO2排放浓度为 34.75mg/m3，即可保证 SO2≤35mg/Nm3的排放浓度要求。

脱硫前采用一电场电除尘器，除尘效率为 85%；脱硫后除尘器采用低压脉冲

布袋除尘器，除尘效率为 99.9%；本工程锅炉烟气采用两级除尘后，综合除尘效

率为 99.98%，除尘后烟尘排放浓度为 5.56mg/m3，可保证烟尘≤10mg/Nm3的排放

浓度要求。

②脱硝措施

本项目设计采用高温高压循环流化床锅炉，可降低氮氧化物的产生：由于高

温高压蒸汽锅炉将燃烧温度控制在 850～900℃之间，同时采用分级燃烧，因此

可以降低 NO2生成量，与煤粉炉相比，NO2生成量将减少 70%左右。根据类比

监测资料，锅炉省煤器出口处氮氧化物的浓度为 137mg/m3。

为了达到 NOx超低排放<50mg/Nm3的标准，锅炉采用两级脱硝方式：一级

采用选择性非催化还原（SNCR），二级采用循环流化床干法脱硫工艺配套催化

氧化吸收(COA)低温脱硝工艺的联合脱硝方案。设计一级选择性非催化还原

（SNCR）脱硝效率 50%，二级催化氧化吸收（COA）脱硝效率 60%，综合脱硝

效率可达到 80%以上。SNCR工艺采用颗粒尿素为脱硝还原剂；COA 工艺采用

NaClO2 为主要的氧化添加剂，消石灰为吸收剂。脱硝后，NOx 排放浓度为

27.40mg/m3，低于 NOx超低排放 50mg/m3的允许排放浓度要求。

3.1.5.3供电

本项目用电负荷 40450KW，由纳林河化工项目区电网供电。

纳林河化工项目区西北 3km处有 220kV无定河变电站，该变电站内设有两


57

台 220/110kV 180MVA主变压器，双母线接线，目前已使用 60MVA的容量。由

该变电站引出两回 110kV电力线路，在最方便处引入本项目 110kV总变电所。

形成双电源供电系统向本项目供电。

3.1.5.4火炬

火炬系统是用于处理正常操作时的连续或频繁间歇排放气、开停车期间的排

放气以及事故或非正常工况的排放气，以保证人员与化工生产装置的安全。同时

有效减少对环境的污染。

本项目设置事故火炬一套，处理各装置中的事故、紧急、非正常生产工况下

产生的排放压力较高的易燃、有毒气体，相应的配套设施有 DN1800事故火炬头、

分子密封器、火炬筒体、高空点火器和长明灯等。

本项目设置酸性气火炬一套，处理事故生产工况下产生的来自变换酸性气、

硫回收酸性气等，相应的配套设施有 DN450酸性气火炬头、分子密封器、火炬

筒体、高空点火器和长明灯等。

本项目设置醋酸火炬一套：处理醋酸装置产生的高、低压吸收塔尾气及事故

排放气。

本项目火炬系统设有事故火炬、酸性气火炬和醋酸火炬 3座火炬，与内蒙古

卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）火炬共塔架敷设。火炬气由

火炬总管先后经分液罐、水封罐后送入火炬头燃烧。

内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）设置固定式高架

火炬一座，主要用于处理事故、开停车废气以及正常情况下的工艺废气。火炬高

度为 90m。

3.1.5.5冷冻站

本项目包括两个冷冻站，分别为低温甲醇洗和醋酸装置提供冷量。低温甲醇

洗所用冷量采用丙烯压缩制冷工艺。醋酸装置所用冷量采用 R507作为制冷剂。

低温甲醇洗冷冻站设计制冷量 4000kW。以丙烯为制冷、载冷介质，采用离

心式丙烯压缩机，全凝式蒸汽透平驱动，两段压缩。

醋酸装置冷冻站为低温吸收甲醇提供冷量。拟采用 R507作为制冷剂，制冷

剂在冷冻机内经过压缩、冷凝、过冷后进入蒸发器将 12℃的脱盐水冷却至 6℃供

装置低温吸收甲醇使用。制冷量~3500kw。


58

3.1.5.6空压站

空压站为辅助装置，负责提供全厂开车以及空分装置停运时全厂装置用的仪

表空气、压缩空气。当空分装置正常开车后压缩空气来源全部由空分装置提供，

本装置可停车备用。用量约为 4000Nm3/h。

可选两台螺杆压缩机，1开 1备。每台螺杆缩机最大排气量/排气压力分别为

3300Nm3/h/1.05MPa(G)，电机功率 400kW。

空压机在空分装置投运以前运行，空压机制得的压缩空气经微热再生干燥器

得到仪表空气。当空分装置投运以后，由空分装置来的压缩空气取代空气压缩机

制得的压缩空气而直接进入微热再生干燥器、再经精密过滤器过滤后得到合格仪

表空气，进入仪表空气贮罐贮存、送至界区外供用户使用。压缩空气经精密过滤

器过滤、除油、除水后得到压缩空气。压缩空气经缓冲罐送至界区外供用户使用。

3.1.5.7公用工程及辅助设施排污分析

公用工程及辅助设施“三废”污染源情况见表 3.1-18。

表 3.1-18 公用工程及辅助设施“三废”污染源情况

类

别代号

污染物

名称产生量主要污染物

排放

规律处理措施及去向

废

气

G51 锅炉烟气363275Nm3/

h

烟尘：5.56mg/m3

SO2：34.75mg/m3

NO2：27.40mg/m3

Hg：0.03 mg/m3

连续

脱硫除尘采用

LJD-FGD新型烟气循

环流化床干法脱硫除

尘一体化工艺，综合脱

硫效率 98.7%、除尘效

率 99.95%；脱硝采用选

择性非催化还原

（SNCR）+催化氧化吸

收（COA）脱硝技术，

脱硝效率为 80%，2台锅炉除尘脱硫脱硝后

烟气经一根 150m烟囱

高空排放

G52灰库除尘

尾气3500Nm3/h 粉尘：30mg/m3 连续

布袋除尘 99.5%H=30m D=400mm

T=常温

G53渣库除尘

尾气2500Nm3/h 粉尘：30mg/m3 连续

布袋除尘 99.5%H=30m D=400mm

T=常温

G54

石灰石料

仓除尘尾

气

2×300Nm3/h 粉尘：30mg/m3 连续布袋除尘 99.5%

H=20m D=300mmT=常温

G55

生石灰料

仓除尘尾

气

300Nm3/h 粉尘：30mg/m3 连续布袋除尘 99.5%

H=20m D=300mmT=常温


59

G56污水处理

站废气4000 Nm3/h

H2S：0.06 mg/m3

NH3：0.5 mg/m3

臭气浓度 10连续

采用生物除臭法处理

后达标排放H=15m D=300mm

T=常温

AC51冷冻站丙

烯事故气42167Nm3/h C3H8:100% 间断送本项目火炬

废

水

W51循环水系

统排污水113.4 m3/h COD:80mg/L

无机盐：2000 mg/L 连续送回用水处理站

W52脱盐水系

统排污水

173.8 m3/h（冬季）171.7 m3/h（夏季）

COD:80mg/L无机盐：3500 mg/L 连续送回用水处理站

W53锅炉排污

水

6.4 m3/h（冬季）5.7 m3/h（夏季）

COD:20mg/LBOD:6mg/L

氨氮：8mg/L无机盐：500 mg/L

连续送回用水处理站

W54设备冲洗

水6.4m3/h

COD:500mg/LBOD:80mg/L

NH3-N：75mgLSS:440mg/L

石油类：200mg/L硫化物：2mg/L

无机盐：800mg/L

连续送项目污水处理站

W55 生活污水 4.0m3/h

COD:400mg/LBOD:200mg/LNH3-N：35mgLSS:150mg/L


W56污水处理

站排水126.24m3/h

COD:37.7mg/LBOD:9.2mg/L

NH3-N：8.9mg/LSS:8.6mg/L

硫化物：0.9 mg/LCN-：0.02mg/L

无机盐：1611.4mg/L


W57

中水回用

水处理站

排水

299.14m3/h COD:209.2mg/L无机盐：8055.8mg/L 连续送浓盐水处理站

W58EP纯化系

统废水7.12 m3/h

COD:1000mg/LBOD:400mg/LSS:100mg/L


固

废

S51锅炉渣 48000t/a 主要含 SiO2、C等连续

拟送园区灰渣场暂存，

后期综合利用锅炉灰 72800 t/a 主要含 SiO2、C等连续

S52污水处理

站生化污

泥

800t/a 有机物，含水率 80% 连续送有资质的单位处理

S53

中水处理

系统超滤

及反渗透

膜

50根/3a 芳香族聚酰胺高分子

化合物间断送生产厂家回收


60

S54

高含盐水

蒸发及结

晶处理结

晶盐

8690t/a 氯化钠、硫酸钠连续送有资质的单位处理

S55

高含盐水

蒸发及结

晶处理杂

盐

1550t/a 无机盐类连续送有资质的单位处理

S56机械密封、

机电维修

废油

0.8 t/a 矿物油、润滑油等间断送有资质的单位处理

S57 生活垃圾 93 t/a 有机物等连续由当地环卫部门统一

处理

3.1.6储运工程

3.1.6.1全厂运输

本项目原辅料、成品等采用汽车运输，危险化学品由具备危险化学品运输资

质的单位承担运输。

各种货物的年运输量及运输方式见下表 3.1.5-5。

表 3.1-19 工厂运输量表（单位：t/a）

序号物料

名称单位

运输量货物

形态

包装

方式

运输

方式

备

注运进运出

1 原料煤 t/a 1073800 固体散装公路

2 燃料煤 t/a 342300 固体散装公路

3 煤泥 t/a 65200 固体散装公路

4 添加剂 t/a 3200 固体袋装公路

5 絮凝剂 t/a 6.4 固体袋装公路

6 分散剂 t/a 240 固体袋装公路

7 氢氧化钠 t/a 194.3 固体散装公路

8 氢氧化钾 t/a 65.8 固体袋装公路

9 次磷酸 t/a 13 液体桶装公路

10 氢碘酸 t/a 169 液体桶装公路

11 石灰石 t/a 52000 固体袋装公路

12 生石灰 t/a 5000 固体袋装公路

13 催化剂 t/a 1174.5 固体袋装公路

14 吸附剂 t/a 376.3 固体袋装公路

15 醋酸 t/a 1000000 液体槽车公路

16 硫磺 t/a 14685 固体袋装公路

17 气化粗渣 t/a 137600 固体散装公路

18 气化细渣 t/a 42400 固体散装公路

19 锅炉渣 t/a 48000 固体散装公路

20 锅炉灰 t/a 72800 固体散装公路

21 废催化剂 t/a 1174.5 液体桶装公路

22 废吸附剂 t/a 376.3 固体袋装公路

23 杂醇油 t/a 17600 液体桶装公路

24 废酸 t/a 24000 液体桶装公路


61

25 污水处理站生化污泥 t/a 800 固体袋装公路

26 中水处理系统废超滤

及反渗透膜t/a 3 固体袋装公路

27 高含盐水蒸发及结晶

处理结晶盐t/a 8690 固体袋装公路

28 高含盐水蒸发及结晶

处理杂盐t/a 1550 固体袋装公路

29 机械密封、机电维修

废油t/a 0.8 液体桶装公路

小计 1543739.3 1369679.6合计 2913418.93.1.6.2固体物料储运

固体物料厂区储运设施主要包括原、燃料煤、煤泥和硫磺等。

（1）原料煤、燃料煤

原料煤、燃料煤储运依托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60

万吨/年）。

（2）煤泥

煤泥由车辆送到煤泥棚、煤泥泵房，再经煤泥管道送到锅炉房，从炉顶进入

炉膛燃烧。未来收到详细的煤泥资料后，再确定是直接进入炉前煤斗→给煤机→

炉膛，还是设置煤泥棚、煤泥泵房输送到炉膛。

本项目共消耗煤泥 34.23万 t/a，通过汽车运输到本厂区煤泥棚，在煤泥棚中

进行磨浆，经过煤泥泵房的煤泥泵通过管道输送到锅炉房，从炉顶进入炉膛燃烧。

煤泥棚占地面积 3750m2，堆存量约为 40000t，贮存天数约 30天。

（3）硫磺

硫磺日产量为 44.1t，年产量为 14685.3t。包装好的袋装硫磺从硫回收装置由

叉车运至硫磺仓库堆存。硫磺仓库面积约为 1100m2，堆存量约为 470t，贮存天

数约 11d。

（4）化学品库

本项目所需要辅助材料添加剂、分散剂、絮凝剂、磷酸盐固体、固体碱、氢

氧化钾、碘化铑、碘等，均从市场采购，由汽车运输至项目区，储存在化学品库。

化学品库面积约为 540m2

2）石灰石、生石灰

外购石灰石粉汽车罐车运输进厂，进入锅炉石灰石粉料仓。设 2个石灰石仓，

单个容积 100m3，贮存量约 250t，储存约 3.2天用量


62

外购生灰石粉汽车罐车运输进厂，进入锅炉生灰石粉料仓。设 2个生灰石仓，

容积 200m3，贮存量约 220t，储存约 14天用量。

3.1.6.3液体物料储运

1、罐区

根据液体物料的特性及储存的特殊要求，本项目设置了醋酸储罐、甲醇储罐

等，各储罐的规格、数量和结构形式详见表 3.1-20。

表 3.1-20 液体贮罐的容积、数量和结构形式一览表

序号

名称单罐容积(m3)

数量(台)

贮存量

（t）

贮存时间

结构型式

储存参数备注

压力温度

1 醋酸储罐 40000 2 75600 25d 固定顶常压常温醋酸成品罐区

2 不合格醋酸罐 1500 2 2835 / 固定顶常压常温

醋酸中间罐区

3 醋酸中间罐 1500 1 1417.5 11h 固定顶常压常温

4 甲醇中间罐 1500 1 1066.5 16h 内浮顶常压常温

5 废酸罐 1000 1 945 85d 固定顶常压常温

6 甲醇储罐 20000 3 42660 26d 内浮顶常压常温甲醇罐区

7 精甲醇中间罐 1500 2 2133 32h 内浮顶常压常温

甲醇中间罐区

8 粗甲醇中间罐 1500 2 2133 32h 内浮顶常压常温

9 杂醇油储罐 500 1 369 15d 卧式罐常压常温

10 丙烯 100 1 46 12d 卧式罐 1.7MPa 40℃

2、汽车装车设施

汽车装车设施共设 12个鹤位，其中醋酸鹤管 11台，废酸鹤管 1台。采用带

回气管线的顶部密封帽（盖）式密闭液下装车。

3.1.6.4储运工程排污分析

储运工程“三废”污染源情况见表 3.1-21。

表 3.1-21 储运系统“三废”污染源情况

类别代号污染源名称产生量污染物排放方式控制措施

废气

A14醋酸成品罐区无组织排放

非甲烷总烃:0.88kg/h 连续H=22m

装置区长×宽=179×125m

A15醋酸中间罐区无组织排放

非甲烷总烃;0.03 连续H=11.5m


A16甲醇罐区

无组织排放甲醇:1.54 连续

H=16m装置区长×宽=191×80m

A17甲醇中间罐区无组织排放

甲醇:0.08 连续H=11.5m



63

3.1.7总平面布置

根据总平面布置原则、化工建设项目环境保护设计规范（GB50483-2009）、

厂区用地现状及周边情况，总平面布置如下：

1、厂区功能划分

本项目厂区主要包括工艺生产装置区、公用工程及辅助设施、储运设施、生活

服务设施。具体如下：

工艺生产装置区：煤制气装置区包括煤气化（磨煤装置、气化装置、灰水处

理装置）、变换、低温甲醇洗、硫回收；甲醇装置区包括甲醇合成、甲醇精馏；

组成，空分装置。

公用工程及辅助设施：锅炉、空压站、循环水系统、污水处理、中水回用、

脱盐水站等。

储运设施：醋酸成品罐区、醋酸汽车装车站。

储煤系统；新鲜水及消防水系统、总变电所、火炬、机修、仓库等公用工程

及辅助设施；中央化验室、中央控制室行政楼、食堂、汽车库、厂办公室、门卫

等生活服务设施托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）。

2、总平面布置说明

煤制气装置区布置在厂区中部，煤浆泵房、气化、灰水处理依次布置于备煤

东侧；气化北侧由西向东依次变换、低温甲醇洗、甲醇装置、甲醇中间罐区；甲

醇装置北侧由西向东依次醋酸成品罐区、醋酸装置、醋酸中间罐区。硫回收装置

利用低温甲醇洗装置北侧的预留用地。空分装置位于煤气化装置区南面，火炬位

于厂区东北角地势较高处。

厂内南面规划有化工项目区能源大道，本项目所用原材料及成品将有厂区北

面园区的货运道路分别于厂区北面的西面和东面与厂内道路相连。在厂区西北部

有一通往厂区的原料煤、锅炉灰等运输入口，由此口延伸至储煤系统，从厂区北

面中部依次向西有储煤筒仓、输煤栈桥、破碎楼（内蒙古卓正煤化有限公司煤制

甲醇项目一期 60万吨/年）及煤泥系统等；厂区北面东侧设有成品甲醇运输主要

出口，专供甲醇、醋酸及副产品等运输之用，在火炬西侧设有汽车站装卸站；醋

酸成品罐区位于厂区东部。

公用工程及辅助设施布置：在厂区中部西面布置有锅炉房热电站和总变电

站，第二循环水站和脱盐水站布置在热电站南面；第一循环水站位于厂区中部东


64

面，靠近工艺装置，可供工艺装置之用；新鲜水及消防水站布置在厂区西南面，

便于从能源大道供水管线的引入；污水处理站和回用水处理站布置在厂区东南

面，同时也是厂区地势较低处，装置污水便于自流至污水处理。

依托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目一期 60万吨/年厂前区主要由综

合办公，厂办公室、汽车库及食堂组成，位于厂区南面中部，并用围墙围城相对

独立区域，靠近主要出入口；仪电修、化学品库、综合仓库和综合机修车间等组

成的机修区位于厂区南面东部。

根据总平面布置，本项目用地面积为 199998m2（约 300亩）。

本项目总平面布置见图 3.1-3。

3.1.8技术经济指标

本项目的主要技术经济指标见表 3.1-22。

表 3.1-22 主要技术经济指标表

序号项目名称单位数量备注

1 装置规模

（1）煤制气 Nm3/h 206476 有效气（CO+H2）

（2）甲醇装置万 t/a 54.1（3）醋酸装置万 t/a 100（4）空分装置 Nm3/h 900002 产品方案

（1）产品

醋酸万 t/a 100（2）副产品

硫磺 t/a 146853 年操作时间 h 80004 主要原材料

原料煤万 t/a 107.38 原煤

5 动力消耗表

（1）生活用水 m3/h 5.00（2）生产用水 m3/h 872.80

（3）电万

kWh/a 29962.9

（4）蒸汽 t/h 319.8（冬季）

286.4（夏季）

（5）燃料煤万 t/a 6.52（6）煤泥万 t/a 34.236 运输量 t/a 2913418.9

（1）运入 t/a 1543739.3（2）运出 t/a 1369679.67 定员人 5608 总占地面积 m2 8848329 投资


65

总资金万元 494632.06总投资收益率 % 31.03

资本金净收益率 % 77.00项目投资财务内部收益率 % 26.03 所得税前

项目投资财务净现值(Ic=12%) 万元 477352.08 所得税前

项目投资财务内部收益率 % 20.00 所得税后

3.1.9依托工程

一、内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）依托工程

内蒙古卓正煤化工有限公司（以下简称“卓正煤化工”）是亿佳合能源股份有

限公司在内蒙古注册的全资子公司。2008年 12月获得《内蒙古自治区环境保护

局关于内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）环境影响报告

书的批复》（内环审[2008]307号），并获准内蒙古自治区发展和改革委员会的

备案许可（内发改工函[2008]295号）。“卓正煤化工”一期 60万吨/年煤制甲醇项

目于 2009年 10月开工建设；目前部分装置的框架、地下管网（干管部分）施工

已经基本完成。

1、原料煤、燃料煤储运

①原、燃料煤的卸车

本工程将原料及燃料煤通过汽车运输进厂，在汽车卸煤间进行卸煤，本项目

共设计 10个汽车卸车位，卸车能力为 1000t/h。汽车卸煤装置还设有喷雾除尘装

置。

汽车卸煤间受煤地槽的煤由叶轮给煤机输送至 1#带式输送机，经 1#转运站

转运，再由 2#带式输送机和 3#带式输送机输送，经双侧犁式卸料器卸入 6个备

煤筒仓分别贮存。

从卸车间至备煤筒仓之间，煤储运系统设计为双路系统，同时运行，每路的

生产能力设计为 550t/h，两班生产，每班的运行时间为 6h。

②储煤系统

根据冬季最大断煤时间要求以及公路运输的不稳定性，原料煤、燃料煤贮存

由 6 个φ20m 筒仓组成，单个筒仓有效存煤量 8000t，设计总储存量为 48000t；

筒仓储存原料煤的设计时间约 6.4天，为气化装置正常生产的耗煤量与锅炉用燃

料煤。

③原、燃料煤筛分破碎处理系统

备煤筒仓内的原料煤经桥式叶轮给煤机给料，经 2#转运站由 4#和 5#带式输


66

送机输送至破碎楼。备煤筒仓至各装置区煤储运系统为双路生产线，一开一备，

每路系统能力设计为 550t/h，工作制为三班，每班按 5h计算。

本项目进厂原、燃料煤粒度≤150mm，气化装置对原料煤的粒度要求为

≤l0mm，锅炉对原料煤的粒度要求为≤l0mm，设两座破碎楼对原、燃料煤进行破

碎，一座粗碎楼，一座细碎楼。粗碎楼设 2台滚轴筛，2台环锤式破碎机；细碎

楼设 2台交叉筛，2台可逆锤式破碎机。

滚轴筛进料量：550t/h，设备设计处理能力：650t/h，进料粒度≤150mm，筛

下粒度≤50mm，共两台，一开一备。

一级环锤式破碎机处理能力：550t/h，设备设计能力为：650t/h，进料粒度

≤150mm，出料粒度≤50mm，共两台，一开一备。

交叉筛进料量：550t/h，设备设计能力：650t/h，进料粒度≤50mm，筛下粒

度≤10mm，共两台，一开一备。

可逆锤式破碎机处理能力：450t/h，进料粒度≤50mm，出料粒度≤10mm，共

两台，一开一备。

④转运

破碎合格的原料煤（≤10mm）经 3#转运站由 6#带式输送机和 7#带式输送机

输送，经犁式卸料器进入煤气化装置磨前煤仓贮存。

破碎后合格的燃料煤（≤10mm）经 4#转运站由 8#带式输送机和 9#带式输送

机输送，将燃料煤送入锅炉煤仓，供锅炉使用。

从破碎楼到磨前煤仓及锅炉煤仓，输送系统为双路，一开一备。每路输送能

力为 550t/h。

2、火炬架

内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）设置固定式高架

火炬一座，主要用于处理事故、开停车废气以及正常情况下的工艺废气。火炬高

度为 90m。

本项目设置事故火炬、酸性气火炬、醋酸火炬各一套，与内蒙古卓正煤化有

限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）火炬共塔架敷设。

3、锅炉烟囱

内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）已建成 1座锅炉

烟囱，高度 150m，出口直径φ5000。


67

4、环境监测站

依托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）环境监测站，

二、园区依托工程

1、园区渣场

纳林河工业园区固体废物综合处置场距离本项目东侧约 2km，分期进行建

设，分为一期工程、二期工程、远期工程、煤矸石临时堆放区及粉煤灰及炉渣临

时堆放区。一期工程已于 2015年 10月开工建设，于 2015年 12月建设完成并投

入使用。目前，一期工程分为 9个填埋区，其中 2～5区已经完成填埋，尚未封

场；其余分区均未进行填埋。

分区库容情况见表 3.1-23。

表 3.1-23 纳林河工业园区固体废物综合处置场分区库容表

分期运营期占地面积

（m2）

库容

（万m3）服务期（a）

一期填埋工程一般固体废物填埋(2016.5~2018.9) 175000 105 2.3

二期填埋工程一般固体废物填埋(2019.1~2021.11) 216667 130 2.83

远期填埋工程一般固体废物填埋(2021.11~2026.11) 356667 214 5

煤矸石临时

堆放区

煤矸石临时堆放期(2019.1~2025.11) 30000 20

6.83

气化炉渣填埋期(2025.11~2026.11) 1

粉煤灰及炉渣临

时堆放区

粉煤灰及炉渣临时堆放期(2019.1~2025.11) 70000 38

6.83

气化炉渣填埋期(2025.11~2026.11) 1

本项目产生气化灰渣 18.00万 t/a、锅炉灰渣 12.08万 t/a，运至园区灰渣场贮

存并自然风干，后期综合利用。

2、园区供水工程

纳林河化工项目区新能源化工基地供水工程（一期）于 2017年 12月由内蒙

古自治区发展和改革委员会核准。该工程由大草湾取水工程、输水工程、纳林河

工业园区净水工程组成，设计年供水能力 6000万 m3。通过大草湾取水工程提水

至纳林河工业园区净水工程后，再通过净水工程加压泵站送至园区各用水企业。

大草湾取水工程位于纳林河镇的河口村红柳河、纳林河交汇口下游 90m处，取

水方案是由巴图湾水库补偿调节提供。目前已全部建设完成并投入使用。


68

3.2影响因素分析

3.2.1全厂总工艺流程

1、总体工艺流程

本项目是以煤为原料，采用水煤浆气化、宽温耐硫变换、低温甲醇洗、低压

法甲醇合成、四塔精馏工艺技术生产精甲醇，甲醇低压羰基合成法生产醋酸。

原料煤进入煤气化单元采用水煤浆气化技术生产粗煤气，粗煤气进变换单元

后分为两部分：一部分粗煤气通过变换调整 CO和 H2比例、同时回收变换气中

的热量，再经低温甲醇洗单元脱硫脱碳后，进甲醇装置甲醇合成单元。另一部分

粗煤气不经过变换而是直接进行余热回收，经低温甲醇洗单元脱硫脱碳后，部分

去甲醇装置甲醇合成单元；部分进入 CO深冷分离单元分离出 CO气，作为原料

送至醋酸装置，CO深冷分离单元的闪蒸气经压缩与富氢气混合后，作为一股原

料气也进甲醇装置甲醇合成单元。

来自低温甲醇洗单元的净化气、CO深冷分离单元的闪蒸气和氢回收单元的

富氢气进入甲醇装置甲醇合成单元生产粗甲醇，粗甲醇再经甲醇精馏单元生产精

甲醇去醋酸装置。

来自 CO深冷分离单元的 CO气和来自甲醇装置的精甲醇，进入醋酸装置经

醋酸合成和醋酸精馏后，生产出醋酸产品。

空分装置为合成气制备装置提供高压氧气、低压氮气和仪表空气；为其它工

艺装置提供低压氧气、低压氮气和仪表空气等。

本项目总体工艺流程见图 3.2-1。

2、装置组成

本项目包括四大生产装置，即煤制气装置、甲醇装置、醋酸装置、空分装置。

煤制气装置包含：煤气化单元、变换单元、低温甲醇洗单元、硫回收单元、

CO深冷分离单元。

甲醇装置包含：甲醇合成单元、甲醇精馏单元、氢回收单元。

醋酸装置包含：醋酸合成单元、醋酸精馏单元、尾气吸收单元和催化剂制备

单元。

3、主要工艺技术

本项目主要生产装置选用的工艺技术见表 3.2-1。


69

表 3.2-1 本项目生产装置选用的工艺技术

序号装置名称系列数工艺技术

一煤制气装置

（一）煤气化

1 煤浆制备 3 棒磨机，2开 1备，单台处理量（干基）约 61.3t/h。

2 气化 2

新型多喷嘴水煤浆气化技术。

2台Ф4000mm 气化炉，1开 1备，气化压力 6.5MPaG、气化温度 1330℃。

单系列有效气量 220000Nm3/h。

3 灰水处理 2 2系列，1开 1备3级闪蒸、1套澄清槽、1+1套板框式过滤机

（二）变换 1 轴径向变换技术，部分变换流程。

（三）低温甲醇洗 1 低温甲醇洗，单系列两台吸收塔，单再生流程。

（四）硫回收 1 两级克劳斯+加氢反应+选择性催化氧化+尾气焚烧后

送锅炉烟气脱硫除尘脱硝系统。

（五） CO深冷分离 1 CO压缩、单塔流程。

二甲醇装置

1 甲醇合成 1 华东理工低压甲醇合成技术。

2 甲醇精馏 1 节能型 4+1塔精馏工艺。

三空分装置 1

单套 90000 O2 Nm3/h。选用全低压分子筛净化吸附、空气增压透平膨胀机制

冷、全精馏无氢制氩、产品氧气内压缩、空气增压循环

的工艺流程。

四醋酸装置

1 醋酸合成 1 兖矿国拓科技的甲醇低压羰基合成醋酸技术

2 醋酸精馏 1 国内技术

3 尾气吸收 1 国内技术

4 催化剂制备 1 国内技术

3.2.2煤制气装置

3.2.2.1工艺流程简述及排污分析

3.2.2.1.1煤气化

1、规模

煤气化工段将煤浆与氧进行部分氧化反应制取粗煤气，总有效合成气

（CO+H2）量 206476Nm3/h。

2、产品规格

采用水煤浆气化技术生产的粗合成气组成见表 3.2-2。

表 3.2-2 粗合成气组成一览表

项目水煤浆气化粗合成气组成 vol%CO 19.303H2 14.455CO2 7.129N2 0.150CH4 0.007


70

H2S 0.205COS 0.011AR 0.050H2O 58.676NH3 0.013

3、技术方案选择

煤气化技术采用兖矿集团与华东理工大学共同开发的“新型多喷嘴水煤浆气

化技术”。

“新型多喷嘴水煤浆气化技术”首先应用于山东华鲁恒升化工股份有限公司

大氮肥国产化工程，多喷嘴对置式水煤浆气化装置（6.5MPaG，煤 750t/d）于 2005

年 6月初正式投入运行。兖矿集团国泰化工有限公司年产 24万吨甲醇项目也成

功采用了该技术，气化压力 4.0MPaG，煤处理能力 1150t/d，已于 2005年 10月

正式投入运行。单炉日处理煤 3000t/d大型气化炉也已于 2014年 6月 24日在内

蒙荣信一期项目首次投入运行。目前单炉日处理煤最大的 4000t/d超大型气化炉，

用于内蒙古荣信化工项目，也已于 2017年完成设计，并于 2018年末陆续运至现

场，该炉型的成功投用与长周期稳定运行进一步展示了多喷嘴水煤浆气化技术在

大型化的优势。该技术目前已有多家企业气化炉投入稳定运行。

多喷嘴水煤浆气化技术特点：

a. 合成气中有效气体成分可达 80～84%。

b. 单炉处理量大，可达 4000吨/日，节约投资。

c. 碳转化率相对较高，可达 98～99%，节约能耗。

d. 煤气洗涤冷却单元采用喷淋床与鼓泡床组合的复合床，具有良好的抑制

煤气带水、带灰功能。

e. 渣水处理工序采用直接换热工艺，避免了间接换热设计中的换热器堵塞

现象，使得渣水处理工序连续运行时间延长，减少了气化炉开车次数，节约了运

行费用。

f. 废水排放量少，环保压力轻。经高温反应后，废水中不含酚、焦油等难降

解的有机物，废水经简单生化处理后即可达标排放，处理费用低。由于碳转化率

高，洗涤水中细灰含量低，易于渣水分离，灰水水质好，回收率高。

g. 与 GE水煤浆气化技术相比，专利费较低。

h. 炉型较多，有φ2800mm、φ3200mm、φ3400mm、φ3600mm、φ3880mm，

φ4000mm，可以适应不同产气量的要求。


71

4、工艺流程简述及排污分析

（1）煤浆制备

煤浆制备配置 3台磨煤机，单台处理能力 61.4t/h（干基），正常 2开 1备。

来自原料煤贮运系统合格粒度的原料煤（<10mm）经带式输送机和犁式卸料

器送至煤贮斗，经称重给料机控制输送量送入磨煤机。煤贮斗排放气 G11采用布

袋除尘器除尘后排放，煤贮斗除尘器收集的粉尘 S11返回原料系统回用。

为了控制煤浆粘度及保持水煤浆的稳定性需加入添加剂。界外来的添加剂与

新鲜水加入添加剂配制槽，配制成一定浓度（～12%）的溶液，由添加剂配制槽

出料泵输送到添加剂槽中贮存，为了防止添加剂中的固体沉淀，槽内设有添加剂

槽搅拌器。添加剂槽出口添加剂经添加剂给料泵加压、计量后送入磨煤机。

灰水处理工序来的磨煤水送至磨煤机，低温甲醇洗和甲醇精馏产生的甲醇废

水也送至磨煤机，上述物料在磨煤机内进行湿法磨煤，制成满足气化要求的水煤

浆。

磨煤机出口煤浆浓度为 58%，溢流煤浆依靠重力流入磨煤机出口槽，磨煤机

出口槽搅拌器能使煤浆均化并保持悬浮状态。磨煤机出口槽出口煤浆经磨煤机出

口槽泵加压后送至气化工序煤浆槽。

（2）气化

配置 2台Φ4000mm气化炉，1开 1备。

本工段将煤浆与氧进行部分氧化反应，制取粗煤气，总有效气（CO+H2）量

206476Nm3/h。

煤浆槽出口煤浆经煤浆给料泵加压至 9.5MPaG，与空分装置送来的 8.1MPaG

高压氧气一起经四个对称布置在同一水平面的工艺烧嘴同轴射流进入到气化炉

进行气化反应。

气化反应条件为～6.5MPa(G)、1330℃。反应生成 CO、H2、CO2、H2O和少

量 CH4、H2S等粗煤气。

各种反应如下：

碳与氧的反应：

C+O2=CO2

C+1/2O2=CO

2CO+O2=2CO2


72

C+CO2=CO

碳与水蒸汽的反应：

C+H2O=CO+H2

C+2H2O=CO2+2H2

CO+H2O=CO2+H2

甲烷生成反应：

C+2H2=CH4

CO+3H2=CH4+H2O

煤中的未转化组分与煤灰形成灰渣，离开气化炉反应段的热气体和熔渣进入

洗涤冷却室的水浴中，大部分的灰渣冷却后，落入洗涤冷却室的底部。反应段气

化气通过下降管进入激冷室水浴中，被水蒸汽饱和后鼓泡离开气化炉经过气体混

合器进入到旋风分离器中进行初步细灰分离，旋风分离器顶部出口气体进入到水

洗塔进一步洗涤除尘冷却，使得气体中灰渣含量低于 1mg/Nm3。

激冷水经黑水过滤器滤去可能堵塞洗涤水分布环的大颗粒后，进入洗涤室冷

水环，洗涤水采用两种组合进入洗涤冷却室：和洗涤冷却管呈一定角度倾斜喷出，

与气体碰撞；沿洗涤冷却管管壁喷出，保护洗涤冷却管。洗涤冷却室底部含渣水

中含固量～1%，通过液位调节连续排出洗涤冷却室，送入灰水处理工序。

利用顶置的预热烧嘴进行气化炉升温，直到气化炉内温度达到约为 1200℃。

预热烧嘴有单独的燃料供给和调节系统，低压蒸汽驱动开工抽引器，气化炉内形

成微负压，蒸汽和燃烧后的尾气在开工抽引器中混合，经开工抽引器消音器排入

大气。

洗涤冷却室底部的灰渣经破碎后，定时排入锁斗，排出的大部分灰渣沉降在

锁斗底部。从锁斗顶部抽出较清的水经锁斗循环泵循环进入气化炉洗涤冷却室水

浴，建立的循环水流携带粗渣进入锁斗。

锁斗循环分为收渣、泄压、清洗、排渣和充压五个阶段，一个循环的时间大

约为 30分钟。当排渣时间到时，锁斗进口阀关闭，锁斗循环泵入口关闭，循环

阀打开，锁斗循环泵自身循环。锁斗泄压阀打开，渣池溢流阀关闭，锁斗开始泄

压，锁斗内压力泄放至锁斗冲洗水罐。泄压后，清洗阀打开，清洗泄压管线，设

定时间到关闭锁斗泄压阀，锁斗开始排渣。到达预定时间后，锁斗出口阀关闭，

同时关闭锁斗冲洗水阀。然后锁斗充压阀打开，用来自灰水处理的高压灰水对锁


73

斗进行充压。当锁斗与气化炉直接的压差小于设定值时（0.2MPa），锁斗开始

重新收渣。全部排渣循环（泄压、清洗、排渣、充压）时间大约 2分钟。

灰水处理来的灰水由经锁斗冲洗水冷却器冷却后，一股送往渣池以控制渣池

的液位，另一股通过锁斗冲洗水罐加水阀，送入锁斗冲洗水罐。锁斗排放出的渣

水，排放至渣池。大约排放 5分钟后，渣池溢流阀打开，较清的渣水通过渣池泵

送往灰水处理工序的真空闪蒸器。

锁斗中的灰渣（气化粗渣 S12）定时排入渣池，由捞渣机捞出后装车外运。

来自灰水处理工序的高压灰水和变换工序的高温冷凝液进入碳洗塔洗涤粗

合成气，碳洗塔中部排出的较清洁灰水经激冷水循环泵加压后一部分送至混合

器，大部分经黑水过滤器过滤后送至气化炉激冷环。

气化炉，渣池及旋风分离器、水洗塔等设备排出的黑水往灰水处理工序。

（3）灰水处理

灰水处理设置 2个系列，1开 1备。其中共用的灰水、过滤系统 1套。

本工序将气化来的黑水进行热量回收以及渣水分离，处理后得到的灰水返回

气化工序循环使用。

从气化炉、旋风分离器和水洗塔排出的高温黑水减压至 0.8MPa(G)后进蒸发

热水塔下部蒸发室，闪蒸出来的气体经升起管进入蒸发热水塔上部的热水室中，

与蒸发热水塔给水泵来的灰水、变换汽提凝液、补充的除氧水直接接触逆流换热。

蒸发热水塔热水室出口热水经高温热水泵加压后送至水洗塔中部循环使用。热水

室顶部出口闪蒸气（灰水处理-闪蒸酸性气 G12）送至变换装置的汽提塔。

蒸发热水塔蒸发室底部的浓缩黑水经液位阀减压至 0.15MPa(G)后进入低压

闪蒸器进一步闪蒸。闪蒸出的低压闪蒸气（127.5℃）部分去脱氧槽除氧，过剩

的低压闪蒸气送至低压闪蒸冷凝器冷凝，再经低压闪蒸分离器气液分离后，不凝

气（灰水处理-低压闪蒸不凝气 G13）安全排放，冷凝液自流进入灰水槽。

低压闪蒸器出口浓缩黑水经液位阀减压至-0.056MPa(G)后进入真空闪蒸器，

同时经渣池泵加压后的渣池黑水也送至真空闪蒸器。在真空闪蒸器中，大量的溶

解的气体释放出来，同时黑水进一步浓缩。真空闪蒸气经真空闪蒸冷凝器冷凝后，

进入真空闪蒸分离器进行气液分离，不凝气（灰水处理-真空闪蒸不凝气 G14）经

真空泵抽吸后高空排放，冷凝液自流到灰水槽。

真空闪蒸器底部的黑水经液位调节后送至澄清槽。澄清槽上部设置一台缓慢


74

转动的澄清槽耙料机，将沉降的固体收集到澄清槽底部出口，澄清槽上部澄清水

溢流至灰水槽。灰水槽中的灰水一部分经低压灰水泵加压后送至锁斗冲洗水罐、

渣池，另一小部分经过废水（气化废水W11）冷却器冷却后送至本项目污水处理

站。另一部分灰水经蒸发热水塔给水泵送至蒸发热水塔。

澄清槽底部的细渣经澄清槽底料泵送至真空带式过滤机进行过滤。过滤出的

滤渣（过滤机细渣 S13）送出界外处理；滤液和滤布冲洗水自流进入滤液槽，同

时补充部分原水，在滤液槽搅拌器的搅拌下，经滤液泵加压后作为磨煤用水送至

煤浆制备工序。

除氧水槽利用低压闪蒸汽将补充的新鲜水在 0.05MPa(G)下进行脱氧。脱氧

水槽顶部出口气体经过压力调节阀高空排放，底部出口除氧水经除氧水泵加压后

进入蒸发热水塔中。

另外，本工序还设有如下辅助系统：

①黑水絮凝系统

为了加速黑水的沉淀，设置了两台絮凝剂槽，一台用于溶液配制，一台用于

溶液贮存。同时，为方便溶液配制，设置了 2台絮凝剂槽搅拌器。配好的絮凝剂

溶液经絮凝剂泵加压至 0.5MPaG，与真空闪蒸器出口黑水在黑水管道进行混合混

合，进入澄清槽。

②灰水分散系统

为了防止灰水的沉淀，设置了两台分散剂槽，一台用于溶液配制，一台用于

溶液贮存。同时，为方便溶液配制，设置了 2台分散剂槽搅拌器。配好的分散剂

溶液经分散剂泵加压至 0.35MPaG，部分送至澄清槽溢流灰水中。

煤气化装置生产工艺流程和产污环节见图 3.2-2。

3.2.2.1.2变换

1、规模

变换单元处理粗合成气量（CO+H2）量 33043Nm3/h，设置 1个系列。

2、产品规格

变换后粗合成气组成见表 3.2-3。


75

表 3.2-3 变换后粗合成气组成一览表

项目变换后粗合成气组成

CO 6.169H2 52.998CO2 39.909N2 0.262CH4 0.013H2S 0.367COS 0.004AR 0.088H2O 0.187NH3 0.003


变换工序的主要目的是：完成水煤浆气化所产的粗合成气 CO到 H2的变换，

满足甲醇合成、醋酸合成所需氢碳比要求；完成原料气的能量回收。

变换单元选用 Co-Mo系宽温耐硫催化剂，轴径向变换炉。


水煤浆气化所产的粗合成气中 H2 的含量为~14.5vol%、CO 的含量为

19.3vol%，变换单元采用部分变换工艺，一部分粗合成气通过变换调整 CO 和

H2比例，同时回收变换气中的热量；另一部分粗合成气不经过变换而是直接进

行余热回收，满足净化气中 H2/CO=2.1的要求。

来自水煤浆气化的粗合成气在本工段分为变换气（约 55%）和未变换气（约

45%），部分合成气中的 CO变换成 H2。另一部分合成气不参与变换反应，仅在

本工段回收热量。这样使得净化后的气体成分满足合成醋酸和甲醇的比例关系，

极大的减轻后续分离过程，为节省投资、减少消耗提供了条件。

变换工序包括变换系统、未变换系统和凝液系统。

本工段的化学反应为变换反应，以下列方程式表示：

CO+H2O→H2+CO2

①变换系统

由煤气化工序水洗塔来的粗煤气温度 241℃、压力 6.2MPa，一部分（约 55%）

进入 1#中压蒸汽发生器副产 2.5MPa中压蒸汽，自身温度降至 235℃后进入 1#

气液分离器分离掉气体夹带的水分后，经原料气预热器与变换气换热升温至

285℃后进入变换炉，与自身携带的水蒸汽在耐硫变换催化剂作用下进行变换反

应。变换采用耐硫钴钼催化剂，每三年更换一次，废催化剂 S14、废保护剂 S15

由生产厂家回收。


76

变换炉出口变换气温度为 452℃，经中压蒸汽过热器将本工序副产的 2.5MPa

中压蒸汽过热至 380℃，自身温度降至 377℃后进入原料气预热器，与进变换的

粗煤气换热后进入 2#中压蒸汽发生器，副产 2.5MPa(G)中压饱和蒸汽。

2#中压蒸汽发生器出口变换气温度降至 270℃后，依次进入 1#低压蒸汽发生

器，副产 1.0MPa(G)饱和蒸汽，自身温度降至 210℃之后，经过 2#气液分离器进

行气液分离后，再进入 2#低压蒸汽发生器副产 0.5 MPa(G)低压饱和蒸汽，自身

温度降至 180℃之后，经过 3#气液分离器进行气液分离后，去 1#水预热器预热

热回收系统用水，最后进入水冷却器用循环冷却水冷却至 40℃左右，经过 4#气

液分离器气液分离后送低温甲醇洗装置变换气洗涤塔。

②未变换系统

由煤气化工序水洗塔来的粗煤气另一部分（约 45%）经 3#中压蒸汽发生器、

5＃气液分离器分离掉气体夹带的水分后，进入 3#低压蒸汽发生器副产 1.0MPa(G)

饱和蒸汽，出口未变换气自身温度降至 210℃之后，经过 6＃气液分离器分离掉

气体夹带的水分后进入 4#低压蒸汽发生器副产 0.5MPa(G)饱和蒸汽，自身温度降

至 180℃之后，经过 7#气液分离器进行气液分离后，去 2#水预热器预热热回收

系统用水，最后进入水冷却器用循环冷却水冷却至 40℃左右，经过 8#＃气液分

离器气液分离后送低温甲醇洗装置未变换气洗涤塔。

③凝液系统

a.高温工艺冷凝液系统

1#气液分离器、2#气液分离器和 3#气液分离器、5#气液分离器、6#气液分

离器和 7#气液分离器分离出来的工艺高温冷凝液W12进入冷凝液罐，液相经过

工艺热冷凝液泵加压后送至煤气化装置洗涤塔循环使用，气相送至汽提塔汽提。

b.低温工艺冷凝液系统

4#气液分离器和 8#气液分离器分离出来的低温冷凝液 40℃，同汽提塔出口

酸性气体换热后升至 90℃后进入汽提塔塔顶。在汽提塔内和来自低温甲醇洗酸

性废水、硫回收工段的酸水，用煤气化装置灰水处理工段来的高压闪蒸气和

0.5MPa(G)低压蒸汽自下而上通过填料段，与自上而下的工艺凝液进行逆流接触，

汽提出溶解在水中的 H2、CO、H2S、NH3等组分。

汽提塔塔顶出口酸性气体进入低温冷凝液预热器将 4#气液分离器和 8#气液

分离器分离出来的低温冷凝液预热至 90℃，自身温度降至 90.4℃后进入酸性气


77

水冷器，用循环冷却水冷却至 60℃之后，进入汽提酸性气分离器进行气液分离，

汽提酸性气分离器分离出来的酸性气体 G15正常工况送至硫回收装置；分离出来

的低温冷凝液W13经低温冷凝液泵加压后送至煤气化装置煤浆制备。汽提塔塔底

冷凝液W14其中一部分经气化高温热水器给水泵加压后送至灰水处理工段气化

高温热水器，另一部分经脱氧槽给水泵加压后送至灰水处理工段的脱氧槽循环使

用。

变换装置生产工艺流程和产污环节见图 3.2-3。

3.2.2.1.3低温甲醇洗

1、规模

本装置设一个系列，处理 3043Nm3/h变换气（CO+H2)、170024Nm3/h 未变

换气（CO+H2）。

2、产品规格

低温甲醇洗装置采用低温甲醇洗工艺技术将变换气、未变换气中的酸性气体

CO2、H2S和 COS等气体脱除，以获得满足醋酸合成、甲醇合成要求的净化合成

气。另外，富含 H2S的酸性气作为硫回收装置的原料气。

净化合成气规格见表 3.2-4。

表 3.2-4 净化合成气规格

项目指标

H2+CO回收率 ≥99.6%CO2含量 ≤0.5 v%

H2S+COS含量 ≤0.1 v%温度 ~33℃压力 5.6MPa(a)


本项目酸性气体脱除的主要任务包含两个方面，一方面是脱除原料气中的

H2S及有机硫；另一方面是脱除 CO2。本项目酸性气体脱除技术采用低温甲醇洗

工艺。经低温甲醇洗净化后的原料气 H2S含量＜0.1ppm、CO2含量＜20ppm。


低温甲醇洗装置主要包括：预洗、预冷、H2S和 COS/CO2吸收、闪蒸及循

环气压缩、H2S浓缩、热再生、甲醇/水分离、尾气水洗。

（1）预洗

①变换气


78

自变换装置的变换气（40℃，5.65MPa）进入 1#低温甲醇洗涤系统。为了防

止原料气中 NH3在甲醇回路中积累，在变换气洗氨塔内用锅炉给水洗涤使其中

的 NH3含量＜1ppm。变换气洗氨塔塔底含 NH3的废水送往变换装置酸性水汽提

单元，不含 NH3的原料气从变换气洗氨塔的顶部离开。

②未变换气

自变换装置的未变换气（40℃，5.85MPa）进入 2#低温甲醇洗涤系统。为了

防止原料气中 NH3在甲醇回路中积累，在未变换气洗氨塔内用锅炉给水洗涤使

其中的 NH3含量＜1ppm。未变换气洗氨塔塔底含 NH3的废水送往变换装置酸性

水汽提单元，不含 NH3的原料气从变换气洗氨塔的顶部离开。

（2）预冷

①变换气

变换气洗氨塔顶部出来的原料气与循环气混合，经喷入少量甲醇后进入原料

气冷却器，在原料气冷却器中被来自合成气/甲醇换热器较低温度的净化气、来

自尾气/甲醇换热器较低温度的尾气冷却，然后进入水分离器分离凝液后进入变

换气洗涤塔脱硫段。

②未变换气

未变换气洗氨塔顶部出来的原料气，经喷入少量甲醇后进入原料气冷却器，

在原料气冷却器中被来自未变换气洗涤塔顶的净化气、和来自尾气/甲醇换热器

较低温度的尾气冷却，然后进入水分离器分离凝液后进入未变换气洗涤塔脱硫

段。

（3）H2S和 COS/CO2吸收

①变换气

变换气洗涤塔分为四段，最下段为脱硫段，脱硫段以上三段为脱碳段。经冷

却、分离掉水分的部分变换气进入变换气洗涤塔塔的脱硫段，在脱硫段被富含

CO2的甲醇液吸收气体中的 H2S和 COS，同时有部分 CO2气体在脱硫段被富液

吸收，部分变换气中硫化物脱除至约 1ppm后进入脱碳段。

来自贫甲醇冷却器的贫甲醇进入甲醇洗涤塔顶部，与进入到上部脱碳段的来

自甲醇富液泵的无硫富甲醇一起在塔内与自下而上的气体接触传质，吸收气体中

的 CO2，同时控制出甲醇洗涤塔净化气的净化指标。贫甲醇吸收 CO2后温度升高，

为了保证溶液对 CO2的吸收能力，将富液从上部、中部脱碳段引出，与丙烯及循


79

环甲醇在塔中甲醇深冷器和循环甲醇冷却器换热降温后，再进入下段脱碳段继续

脱碳。

出下部脱碳段的富甲醇只富含 CO2，其中一部分进入脱硫段，吸收进料气中

的 H2S、COS，同时还吸收一部分 CO2，另一部分经甲醇/甲醇换热器Ⅰ、富甲醇

深冷器冷却后去循环气分离器Ⅰ闪蒸。出甲醇洗涤塔脱硫段的另一股富甲醇同时

富含 CO2和 H2S，分别经合成气/甲醇换热器、甲醇/甲醇换热器 I和富甲醇深冷

器Ⅱ冷却后去循环气分离器闪蒸。

甲醇洗涤塔顶净化气经合成气/甲醇换热器、原料气冷却器复热后送至甲醇

合成。

②未变换气

未变换气洗涤塔分为四段，最下段为脱硫段，脱硫段以上三段为脱碳段。经

冷却、分离水分的未变换气进入未变换气洗涤塔的脱硫段，在脱硫段被富含 CO2

的甲醇液吸收气体中的 H2S和 COS，同时有部分 CO2气体在脱硫段被富液吸收，

未变换气中硫化物脱除至约 1ppm后进入脱碳段。

来自贫甲醇冷却器的贫甲醇进入未变换气洗涤塔顶部，与进入到上部脱碳段

的来自甲醇富液泵的无硫富甲醇一起在塔内与自下而上的气体接触传质，吸收气

体中的 CO2，同时控制出未变换气洗涤塔净化气的净化指标。贫甲醇吸收 CO2

后温度升高，为了保证溶液对 CO2的吸收能力，将富液从上部、中部脱碳段引出，

与丙烯及循环甲醇在塔中甲醇深冷器和循环甲醇冷却器换热降温后，再进入下段

脱碳段继续脱碳。

出下部脱碳段的富甲醇只富含 CO2，其中一部分进入脱硫段，吸收进料气中

的 H2S、COS，同时还吸收一部分 CO2，另一部分经循环甲醇冷却器、甲醇富液

泵加压后送至变换气洗涤塔。出未变换气洗涤塔脱硫段的另一股富甲醇同时富含

CO2和 H2S,分别送变换气洗涤塔。

未变换气洗涤塔顶净化气经原料气冷却器复热后送至煤气精制装置 CO 深

冷分离。

（4）闪蒸及循环气压缩

无硫富甲醇在循环气分离器 I闪蒸出溶解的 H2、CO及少量 CO2等气体，含

硫富甲醇在循环气分离器 II中闪蒸出溶解的 H2、CO及少量 CO2、H2S等气体；

循环气分离器 I的闪蒸气和循环气分离器 II 的闪蒸气合并后，经循环气压缩机压


80

缩，再经压缩机出口水冷器冷却后，与进低温甲醇洗界区的变换气混合，回收闪

蒸气中的 H2和 CO。

（5）H2S浓缩

来自循环气分离器 I的无硫甲醇在 H2S浓缩塔塔顶部烟囱板减压闪蒸，闪蒸

出的气体与烟囱板上升气体合并为尾气。闪蒸后的无硫富甲醇一部分作为半贫溶

剂通过泵回送至甲醇洗涤塔上部脱碳段作为吸收剂，另一部分进入到 H2S浓缩塔

上部塔盘，吸收尾气中的 H2S。来自循环气分离器 II 的含硫甲醇进入塔中部，在

该塔下部用低压 N2将 CO2气提出来。

从 H2S浓缩塔塔上段下部出来的含硫甲醇，经甲醇富液泵Ⅰ送至贫甲醇冷却

器与贫甲醇换热后，再经循环甲醇冷却器换热升温后进入甲醇闪蒸槽闪蒸，闪蒸

气进入 H2S浓缩塔上段下部，液体经甲醇富液泵Ⅱ加压，通过甲醇/甲醇换热器 I

进一步换热升温后进入 H2S浓缩塔下段闪蒸出溶解的 CO2。

H2S浓缩塔塔顶的尾气（主要是 CO2和 N2）经复热后送至尾气水洗塔。H2S

浓缩塔塔底部出来的的甲醇富液，含有少量 CO2和原料气中几乎所有的硫化物，

经甲醇富液泵Ⅲ升压后，经甲醇/甲醇换热器Ⅱ升温、甲醇富液过滤器过滤、甲

醇/甲醇换热器Ⅲ与贫甲醇换热至约常温后，进入甲醇闪蒸槽Ⅱ进一步闪蒸出部

分 CO2以便进一步浓缩 H2S组分，闪蒸出的 CO2回到 H2S浓缩塔塔下部，而液

相经甲醇富液泵Ⅳ升压后与热贫甲醇换热送至热再生塔塔上部。

（6）热再生

从甲醇/甲醇换热器 IV来的含硫甲醇，进入热再生塔，富甲醇被下塔底来的

甲醇蒸汽和来自甲醇/水分离塔的甲醇蒸汽加热呈沸腾状态。此时，所溶解的 H2S、

COS、CO2全部解吸出来。热再生塔再沸器产生的甲醇蒸汽和来自醇/水分离塔的

甲醇蒸汽除加热富甲醇外，还提供 H2S、COS、CO2自甲醇中解吸所需要的热量。

出热再生塔塔顶部含 H2S、COS、CO2和甲醇的气体，经 H2S馏份水冷器降

温，进入 H2S分离器Ⅰ，在分离器中进行气、液分离，分离出的凝液经热再生塔

回流泵送至热再生塔塔顶作为回流液。气体与冷 H2S馏份在 H2S馏份换热器换

热，再经 H2S馏份深冷器冷却，进入 H2S分离器Ⅱ进行气液分离，液相送至 H2S

浓缩塔底部，气相（热再生塔酸性气 G17）经 H2S馏份换热器回收冷量后，离开

本工段去硫回收装置制得固体硫磺。

热再生塔塔釜液即贫甲醇，分为两股，一股经甲醇/甲醇换热器 IV冷却后送


81

至甲醇收集槽，贫甲醇经甲醇贫液泵加压后，再经甲醇水冷器冷却后，少量贫甲

醇喷入进料气中，绝大部分贫甲醇经甲醇/甲醇换热器 III、甲醇/甲醇换热器 II、

尾气/甲醇换热器、贫甲醇冷却器降温后送至变换气洗涤塔和未变换气洗涤塔塔

顶。热再生塔塔釜的另一股贫甲醇经醇/水塔回流泵加压，再经甲醇贫液过滤器

过滤后，分成两股，一股与去甲醇/甲醇换热器 IV 的贫甲醇汇合，另一股经回流

冷却器换热后进入到醇/水分离塔。

（7）甲醇/水分离

来自热再生塔塔釜并作为甲醇/水分离塔回流液的贫甲醇，和来自水分离器

的含水甲醇在甲醇/水分离塔中，由再沸器提供热源，甲醇和水经精馏分离。甲

醇/水分离塔塔顶甲醇蒸汽进入热再生塔，甲醇/水分离塔塔釜废水W16送出低温

甲醇洗界区去本项目污水处理站。

（8）尾气水洗

为保证尾气中的 CH3OH不超标，尾气进入尾气水洗塔，与自上而下的脱盐

水接触洗涤，保证出尾气水洗塔的尾气中 CH3OH≤50mg/Nm3，水洗后的尾气 G16

在甲醇洗界区内高点达标排放。尾气水洗塔底含有少量甲醇的洗涤水经换热后送

入甲醇水分离塔，回收甲醇。

低温甲醇洗生产工艺流程及其产污环节见图 3.2-4。

3.2.2.1.4硫回收

1、规模

硫回收装置硫磺产量为 44.1t/d。

2、产品规格

本项目产品硫磺质量执行国家标准（GB/T2449.1-2014）优等品指标，见表

4.1-4。


硫回收装置选用华陆先进高效硫回收技术，即由华陆开发的“两级常规克劳

斯+加氢反应+选择性催化氧化”组合式先进的硫回收工艺。


本装置的作用是处理低温甲醇洗和变换汽提塔来的含 H2S的酸性气体，把其

中的 H2S以单质硫的形态回收下来。

硫回收装置（包括硫磺造粒包装）主要由：酸性气体脱甲醇和部分氧化、两


82

级克劳斯催化反应、加氢催化反应、选择性催化氧化、尾气焚烧及排放、硫磺造

粒包装等单元构成。整个硫回收装置的硫回收率为 99.6%。为了满足后期可能更

低的环保要求，将超优克劳斯的尾气经焚烧后，送至锅炉烟气脱硫系统进一步处

理。

（1）酸性气体脱甲醇和部分氧化

来自变换汽提塔来的酸性气体首先进入变换酸性气分液罐以分离其中夹带

的液滴，从变换酸性气分液罐出来的酸性气进入被送入主烧嘴。来自低温甲醇洗

工段的酸性气体首先进入酸气分液罐以分离其中夹带的液滴，从酸气分液罐出来

的酸性气进入到酸气预热器中，用蒸汽加热到 230℃后，～65%的酸性气被送入

主烧嘴，～35%的气体进入主烧嘴下游的主燃室进行反应。变换酸性气分液罐及

酸气分液罐分离酸水W17被送到低温甲醇洗尾气水洗塔作为洗涤液回用。

为了进行较彻底的部分氧化反应，采用纯氧作氧化剂代替空气，送入主燃烧

室的氧气量要保证足以使原料气中的所有烃类和其它杂质完全燃烧转化。碳氢化

合物完全燃烧生成二氧化碳和水；并将部分 H2S氧化成 SO2，在主烧嘴燃烧产生

的 SO2与未反应的 H2S在主燃室生成单质硫磺。用于主烧嘴的燃烧氧气通过烧嘴

先进控制系统进行控制。

为了回收主烧嘴和主燃室中产生的热量，将从主燃室出来的高温气体引入克

劳斯废热锅炉的管程，工艺气体被冷却，同时产生 1.0MPa(G)低压饱和蒸汽，工

艺气体中的硫蒸气被冷凝从气体中分离出来，液态硫通过其液硫锁斗，被直接送

往液硫槽。废热锅炉排污水W17送中水处理装置。

在本单元中进行的主要反应有：

H2S + 3/2 O2 SO2 + H2O

2 H2S + SO2 3/2 S2 + 2 H2O

（2）两级克劳斯催化反应单元

从克劳斯废热锅炉出来的气体在第一再热器中被 4.0 MPa(G)中压蒸汽加热，

使其温度达到第一克劳斯反应器中催化剂要求的最佳入口温度。第一克劳斯反应

器装填氧化铝型催化剂（第一克劳斯反应器废氧化铝型催化剂 S16），其作用是

加速 COS和 CS2在催化床层下部进行克劳斯反应。第一克劳斯反应器入口温度

通过进入第一再热器的中压蒸汽流量来进行调节控制。

在第一克劳斯反应器中，工艺气体中的 H2S和 SO2（H2S/ SO2比约为 2.09:1）


83

在催化剂的作用下进行反应并达到反应平衡。出第一克劳斯反应器的气体进入第

一硫冷凝器，经冷却后气体中的硫冷凝并从气体中分离出来，出第一硫冷凝器的

液硫经锁斗靠自流直接进入液硫池。在硫冷凝器中产生低压蒸汽。低压蒸汽压力

0.5MPa(G)，温度 159℃。

从第一硫冷凝器出来的气体在第二再热器中被 4.0MPa(G)中压蒸汽加热以

获得第二克劳斯反应器中催化反应所需要的最佳入口反应温度。在第二克劳斯反

应器床层中装填了氧化钛型克劳斯催化剂（第二克劳斯反应器废氧化钛型催化剂

S17）。第二克劳斯反应器入口温度通过进入第二再热器的中压蒸汽流量进行调

节控制。第二克劳斯反应器入口温度低于第一克劳斯反应器，以便提高 H2S和

SO2进一步反应生成单质硫的转化率。

在第二克劳斯反应器中，工艺气体中的 H2S和 SO2在催化剂的作用下进行反

应并达到反应平衡。从第二克劳斯反应器出来的气体进入到第二硫冷凝器，气体

中的硫蒸气在第二硫冷凝器中被冷凝从气体中分离出来，冷凝下来的液态硫通过

其液硫锁斗被直接送往液硫槽。


2H2S + SO2 3S + 2H2O

同时进行的水解反应有：

COS + H2O H2S + CO2

CS2 + 2H2O 2H2S + CO2

（3）加氢催化反应单元

来自第二硫冷凝器的气体在加氢再热器中用 4.0MPa(G)中压蒸汽加热到

195℃，与氢气进入加氢反应器进行催化转化反应，该反应器装有催化剂，属加

氢还原催化剂（加氢反应器废催化剂 S18），使得工艺气体中部分 SO2转化为 H2S，

同时进一步生成单质硫。

在加氢催化反应器中，工艺气中的 H2S和 SO2进行反应直至达到平衡。从加

氢反应器出来的气体进入到加氢冷凝器，气体中的硫蒸气在加氢冷凝器中被冷凝

从气体中分离出来，冷凝下来的液态硫通过其液硫锁斗被直接送往液硫槽。

进入加氢再热器的蒸汽量由加氢催化反应器进口的温度控制调节，进口温度

低于克劳斯反应器进口温度，目的是提高转化率。



84

SO2+3H2→H2S +2H2O

COS+H2→H2S +CO

（4）选择性催化氧化

为了得到高的硫回收率，气体必须经过第四级催化转化（最后一级转化），

这就是选择性催化氧化转化。来自加氢冷凝器的工艺气体在氧化再热器中加热，

以获得选择性催化氧化反应器催化转化的优化温度（223℃）。

在选择性催化氧化反应器中，H2S有选择性的氧化成单体硫，催化剂为选择

性的氧化型催化剂（氧化反应器废催化剂 S19），空气过量以维持反应器的氧化

条件，防止催化剂硫化，因此，要对空气流量进行控制。

来自选择性催化氧化反应器的气体进入氧化冷凝器，为了尽可能多冷凝出硫

磺，氧化冷凝器在较低的温度下（最低 122℃）操作，通过产生低压蒸汽的方法

移走热量，并控制选择性催化氧化反应系统在硫固化温度以上运行。由于蒸汽压

力低，量少，系统利用价值不大，这些低压蒸汽通过空冷器循环利用。

出氧化冷凝器的液硫经锁斗直接进入被直接送往液硫槽。从氧化冷凝器出来

的气体进入下游的液硫捕集器，在液硫捕集器中安装有一个除雾器挡板来回收随

过程气带出的硫雾，捕集下来的液态硫通过其液硫锁斗被直接送往液硫槽。

硫回收部分生产的液体硫磺进入液硫槽，通过液硫脱气泵将液硫循环喷洒，

溶于液硫中的硫化氢逸出，用吹扫氮气及蒸汽喷射器将液流脱气抽送至尾气焚烧

炉焚烧。脱气后的液体硫磺通过液硫泵，送入硫磺造粒单元。

第一硫冷凝器和第二硫冷凝器组合在同一个壳体中。第一硫冷凝器、第二硫

冷凝器和加氢冷凝器中，锅炉给水通过其液位控制被引入冷凝器壳体的一侧。冷

凝器产生低压饱和蒸汽，低压蒸汽可用于全厂的管线保温，富余的蒸汽外输蒸汽

管网。在每级硫冷凝器气体出口通道中安装有一个除雾器挡板，用以回收随过程

气带出的雾滴状的液态硫。


2H2S+O2→2S +2H2O

（5）尾气焚烧放空单元

来自液硫捕集器的气体、液硫槽的排放气中含有微量硫化氢及其他硫化物，

因此不能直接排放到大气中。把这两股气体引入焚烧炉中焚烧，将其中的硫化氢

和硫化物转换为二氧化硫。通过在焚烧炉烧嘴中燃烧燃料产生高温尾气，使需要


85

焚烧的气体与高温尾气混合而被加热。焚烧炉废热锅炉温度的控制是通过控制进

入焚烧炉烧嘴）的燃料气流量来实现。燃烧空气由焚烧炉鼓风机提供。离开焚烧

炉的烟道气首先进入焚烧炉废热锅炉中被冷却到 300℃，同时产生 4.0MPa(G)中

压蒸汽。冷却后的焚烧炉尾气 G18送到锅炉烟气脱硫系统进一步处理。


H2S + 3/2O2 SO2 + H2O

1/xSx + O2 SO2

COS + 3/2O2 SO2 + CO2

（6）硫磺造粒单元

液硫泵把液体硫磺送入造粒成型包装单元，在钢带式造粒机中经旋转定子的

小孔把液硫喷洒在运动的钢带上，钢带下部带有冷却水冷却系统。喷洒在钢带上

的液硫经冷却凝固成Ф3～6mm的半球形固体颗粒，由刮刀刮入硫磺包装机（硫

磺包装废气 G19）。

硫磺包装机由料仓、电子秤、插袋机、缝合机、皮带输送机等组成，固体硫

磺在此经秤重、用半自动包装机装袋，自动称重、包装（50kg/袋）、缝口、码

垛后运入硫磺仓库存放，硫磺仓库储存量约为 30天。产品外运出厂。

硫回收生产工艺流程及其产污环节见图 3.2-5。

3.2.2.1.5 CO深冷分离

1、规模

CO深冷分离设置单系列，规模为 CO产气 51251Nm3/h。

2、产品规格

本项目一氧化碳产品组成表见表 3.2-5。

表 3.2-5 一氧化碳产品气组成表

CO产品气组成 CO CH4 H2 N2 AR 合计

百分比（%） 98.996 0.001 0.021 0.938 0.044 100.0003、技术方案选择

本装置选用 CO冷箱制 CO工艺。


本装置的目的是为醋酸装置提供符合工艺要求的 CO，将低温甲醇洗装置来

的混合气进行 CO和 H2分离提纯。

自低温甲醇洗未变换气洗涤塔送出的净化气先经分子筛吸附器脱除其中水


86

及微量的 CO2和 CH3OH，再经过滤器后进入冷箱。

分子筛吸附器由两台并联组成。两台吸附器可以相互转换运行，当其中一台

在吸附时，另一台处于再生状态，富氢气在再生气加热器中被加热后进入分子筛

吸附器中进行再生。分子筛吸附器废吸附剂（S110）定期送生产厂家回收。

经过滤后的原料气进入冷箱，通过两台工艺气体冷却器冷却后，进入工艺气

分离器进行气液分离，液态主要为 CO及 CH4液体，气态为富氢气。富氢气进入

上述两台换热器回收冷量后，送入分子筛吸附器作为再生气，再生气稳压后送入

下游甲醇合成工段。

为了制得高纯度的 CO产品，将工艺气分离器中含 CO的液体分二股送至氢

气气提塔。其中一股减压后送到塔顶闪蒸，另一股经减压、加热气化后送到塔中

部。为保证 CO纯度，从塔下部抽出部分液体经换热后再汽化作为塔底蒸汽输入，

成为气提塔加热和气提原料。氢气气提塔顶出来的气体经上述两台换热器回收冷

量，闪蒸气压缩机增压后与富氢气混合，最后送至下游甲醇装置甲醇合成工段。

从氢气气提塔底出来的高纯度 CO产品分成三股，经与换热器换热回收冷量

后送出冷箱，再经 CO压缩机增压到约 3.3PMa(G)后送至醋酸装置。

CO深冷分离生产工艺流程及其产物环节见图 3.2-6。

3.2.2.2原辅料及公用工程消耗

煤制气装置主要原料消耗见表 3.2-6。

表 3.2-6 煤制气装置主要原材料及动力消耗表

序


一主要原材料

1 原料煤收到基 t/h 134.232 O2 ≥99.6% Nm3/h 837003 硫回收用燃料气热值 2000kJ/m3 Nm3/h 128二化学品

1 甲醇 ≥99.85% t/h 0.072 添加剂 kg/h 4003 絮凝剂 kg/h 0.84 分散剂 kg/h 30三催化剂

1 耐硫变换催化剂 Al2O3、CoO、MoO3 m3/a 62 寿命 3年2 变换催化保护剂 Al2O3、SiO2等 m3/次 22 寿命 1年3 硫回收氧化铝催化剂 Al2O3 m3/次 7.2 寿命 3年4 氧化钛催化剂 TiO2 m3/次 11.4 寿命 3年5 加氢催化剂 MoO3 m3/次 2.5 寿命 3年6 氧化催化剂 Al2O3、SiO2 m3/次 2.5 寿命 3年


87

7 冷箱分子筛吸附剂 Al2O3、SiO2等 m3/次 103 寿命 5年四公用工程消耗

1 循环冷却水 30～40℃ 0.25～0.45MPaG m3/h 98932 中压蒸汽 4.0MPaG,400℃ t/h -15.23 低压蒸汽 1.0MPaG,饱和 t/h 38.64 低低压蒸汽 0.5MPaG,饱和 t/h 1.35 锅炉给水 1.8MPaG,132℃ t/h 198.06 锅炉给水 5.8MPaG,132℃ t/h 42.47 脱盐水 1.2MPaG t/h 48.78 新鲜水 0.4MPaG t/h 56.43.2.2.3主要设备

煤制气装置主要设备见表 3.2-7。

表 3.2-7 煤制气装置主要设备一览表

序号名称规格单位数量材料备注

一气化

1 磨煤机单台 61.4t/h，,干基台 5 C.S2 气化炉 DN 4000mm 台 3 A.S/S.S3 破渣机组合件台 3 A.S4 水洗塔 DN 4600mm 台 3 C.S5 磨煤机出口槽泵流量 88 m3/h 台 10 C.S6 煤浆给料泵流量 88 m3/h 台 6 C.S 引进

10 澄清槽 DN24000mm 台 2 C.S11 细渣过滤机单台 70t/h 台 2 C.S二变换

1 变换炉 DN 4200mm 台 1 A.S三低温甲醇洗三

1 甲醇洗涤塔 DN 3600mm 台 2 SA-203

2 H2S浓缩塔 DN 4700mm 台 1 SS

3 甲醇热再生塔 DN 3200/6000mm 台 1 16MnR

4 原料气冷却器绕管式台 2 SS

5 循环甲醇冷却器绕管式台 2 SS

6 甲醇/甲醇换热器 I 绕管式台 1 SS

7 甲醇/甲醇换热器 II 绕管式台 1 SS

8 贫甲醇泵流量 450m3/h 台 2+1 C.S

四冷冻站

1 丙烯压缩机功率：6500kw 台 1 SS

五硫回收

1 制硫燃烧炉 DN 2800/ 台 1

2 制硫余热锅炉 DN 1400× 台 1

3 一级转化器 DN 2400/2500× 台 1


88


4 二级转化器

设计温度：

1000/340℃设计压力：0.3MPaG

台 1

5 加氢反应器

设计温度：

1000/340℃设计压力：0.3MPaG

台 1

6 催化氧化反应器

设计温度：

1000/340℃设计压力：0.3MPaG

台 1

7 尾气焚烧炉 DN 2400/2000× 台 1

8 尾气急冷塔 DN1600/1600× 台 1

9 尾气吸收塔 P=0.8MPa 台 1

10 溶剂再生塔 DN1600× 台 1

11 焚烧炉风机台 1

12 硫磺切片机台 1

六 CO深冷分离

1 CO冷箱成套台 1 AL

2 分子筛吸附器

3 CO 压缩机成套台 2 组合件

4 PSA-H2吸附塔 DN 台 10 C.S

5 原料气缓冲罐 DN 台 1 C.S

6 顺放缓冲罐 DN 台 1 C.S

7 解吸气混合罐 DN 台 2 C.S

8 解析气压缩机流量

Q=25407Nm3/h 台 1 组合件

3.2.2.4“三废”污染源情况

1、煤气化

煤气化“三废”污染源情况见表 3.2-8。

表 3.2-8 煤气化“三废”污染源情况

类别代号污染源名称产生量污染物排放浓度排放

方式控制措施

废气

G11 煤贮斗排放气2×5000Nm3/h 粉尘：30mg/m3 连续

布袋除尘器除尘，除

尘效率 99.5%H=40m

D=300mmT=常温

G12灰水处理-闪蒸

酸性气510 Nm3/h

H2：17.01%CO：18.82%CO2：39.04%

连续至变换装置汽提塔


89

H2S/COS：1.646%H2O：21.09%NH3：3.02%CH4：0.04%N2：1.79%

G13灰水处理-低压

闪蒸不凝气1374 Nm3/h H2S：0.07kg/h

NH3：0.15 kg/h 连续

高空排放H=30m

D=200mmT=常温

G14灰水处理-真空

闪蒸不凝气12 Nm3/h H2S：微量

NH3：微量连续

高空排放H=30m

D=150mmT=70℃

AC11 气化开车排放气 155428Nm3/h

H2:14.46%CO:19.30%CO2:7.13%

H2S+COS:0.216%N2+Ar:0.2%H2O:58.68%

仅开车时

产生送本项目火炬

AC12 气化事故排放气 746053Nm3/h

H2:14.46%CO:19.30%CO2:7.13%

H2S+COS:0.216%N2+Ar:0.2%H2O:58.68%

间断送本项目火炬

A11煤气化装置

无组织排放废气

H2S：0.004 kg/hNH3：0.007 kg/h 连续


废水 W11 气化灰水 110m3/h

pH：7～9TDS：800~1000SS：80～125

COD：450～550BOD：300～500NH3-H：250～500

硫化物：10CN-：10

Cl-：200～500


固废

S11煤贮斗除尘器收

集的粉尘447.6t/a 粉尘连续返回原料系统

S12气化粗渣

（湿基）137600 t/a

碳：2~8%；

灰（包括 SiO2/CaO等灰份及杂质）：

42~45%；

含水：~52%

连续

由捞渣机将湿粗渣

沥水后装车外运至

园区灰渣场贮存并

自然风干，后期综合

利用。

S13过滤机细渣

（湿基）42400 t/a

碳：10~20%；


20~30%；

水：~44%

连续

装车外运至园区灰

渣场贮存并自然风

干，后期综合利用。

2、变换

变换“三废”污染源情况见表 3.2-9。


90

表 3.2-9 变换“三废”污染源情况

类别代号污染物名称产生量主要污染物排放

方式控制措施

废气

G15 汽提塔酸性气 587 m3/h

H2:4.62%CO:1.96%CO2:78.49%H2S:1.31%NH3:0.99%

连续送硫回收装置

AC13 变换事故排放气 311971m3/h

H2:46.62%CO:20.57%CO2:31.79%H2S:0.408%COS:0.012%H2O:0.185%

间断送酸性气火炬

废水

W12 高温冷凝液 202.6 m3/h / 连续送煤气化装置

洗涤塔

W13 低温冷凝液 68.76 m3/h / 连续送煤气化装置

煤浆制备

W14 汽提冷凝液 7.2 m3/h 氨氮：0.45 wt %硫化物：0.004 wt % 连续

送煤气化装置

灰水处理

W15蒸汽发生器

排污水4.7 m3/h

COD：20mg/LBOD：6mg/L氨氮：8mg/L

无机盐：500 mg/L


固废

S14 废催化剂 62m3/3a Al2O3、CoO、MoO3间断，

1次/3年由生产厂家回收

S15 废保护剂 22m3/次 Al2O3等间断，

1次/1年由生产厂家回收

3、低温甲醇洗

低温甲醇洗“三废”污染源情况见表 3.2-10。

表 3.2-10 低温甲醇洗“三废”污染源情况

类

别代号污染物名称产生量污染物

排放

方式控制措施

废

气

G16 水洗塔尾气 109491Nm3/hCO:0.23%H2S:2.1kg/h

CH3OH:42.9mg/m3连续

送锅炉烟囱

高空排放

G17 热再生塔酸性气 4192.4Nm3/h

CO：1.28%H2：0.27%

CO2：67.36%N2：3.75%H2S：25.00%COS：0.64%Ar：1.71%

连续送硫回收

装置

废

水W16

甲醇/水分离塔

塔釜废水8.3m3/h

COD:330mg/LBOD5：120mg/LSS：50mg/L

CH3OH：220mg/L

连续送煤气化装

置煤浆制备


91

4、硫回收

硫回收“三废”污染源情况见表 3.2-11。

表 3.2-11 硫回收“三废”污染源情况

类

别代号污染物名称产生量

污染物排放

浓度

排放

方式控制措施

废

气

G18 焚烧炉尾气 9683Nm3/h烟尘：10mg/m3

NOx：80mg/m3

SO2：138mg/m3连续

经废锅和空气激冷冷却

后送至锅炉脱硫系统脱

硫后排放

G19 硫磺包装废气 4200Nm3/h 粉尘：20mg/m3 连续

布袋除尘器除尘，除尘

效率 99.5%H=20m

D=300mmT=20℃

A12硫回收装置

无组织排放废气H2S：0.002 kg/h 连续


废

水

W17酸性气分液罐分离

酸水0.5m3/h 含 CH3OH，H2S

等连续

送到低温甲醇洗尾气水

洗塔作为洗涤液回用

W18 废热锅炉排污水 0.1m3/h

COD:20mg/LBOD:6mg/L氨氮：8mg/L

无机盐：500mg/L

连续送循环水系统作为补水

回用

固

废

S16第一克劳斯反应器

废氧化铝催化剂7.2m3/次 Al2O3

间断

(1次/3年)

送生产厂家回收

S17第二克劳斯反应器

废氧化钛催化剂11.4m3/次 TiO2

间断

(1次/3年)


S18加氢反应器废催化

剂2.5m3/次 MoO3、CoO等

间断

(1次/3年)


S19氧化反应器废催化

剂2.5m3/次 Al2O3、SiO2等

间断

(1次/3年)


注：尾气焚烧炉废气 NOx浓度参照《全国第一次污染物普查手册》（2010年下册）“4430

工业锅炉产排污系数表-燃气工业锅炉”产排污系数。

5、CO深冷分离

CO深冷分离“三废”污染源情况见表 3.2-12。

表 3.2-12 CO深冷分离“三废”污染源情况

类

别代号污染物名称产生量污染物排放方式控制措施

废

气AC14

CO深冷分离事

故排放气114300Nm3/h

H2: 44.30%CO: 55.23%CO2:≤20ppmN2: 0.31%Ar: 0.13%CH4: 0.03%

间断送火炬系

统

固 S110 分子筛吸附器 103m3/次 Al2O3、SiO2等间断送生产厂


92

废废吸附剂 (1次/5年) 家回收

3.2.2.5装置给排水

煤气化装置给排水见表 3.2-13。

表 3.2-13 煤气化装置给排水一览表（单位：t/h）给水排水

名称数量名称数量

原料煤中含水 18.39 煤气中带走水 288.80变换冷凝液 278.56 气化灰水排放 110.00低温洗废水 8.30 灰渣携带及蒸发损失 34.88

甲醇精馏废水 7.80 闪蒸酸性气带走水 0.07

新鲜水 56.40 低压闪蒸不凝气带走水 1.10

脱盐水 40.40 真空闪蒸不凝气带走水 0.0008高温密封水 15.00低温密封水 10.00

合计 434.85 合计 434.85变换装置给排水见表 3.2-14。

表 3.2-14 变换装置给排水一览表（单位：t/h）给水排水


煤气中含水 288.80 变换工艺冷凝液 278.56变换气带走水 0.09

未变换气带走水 0.29变换反应消耗水 9.80

汽提塔不凝气带走水 0.06合计 288.80 合计 288.80

表 3.2-15 低温甲醇洗装置给排水一览表（单位：t/h）给水排水


脱盐水 8.30 低温甲醇洗废水 8.30变换气带入水 0.39 水洗塔尾气带走水 0.23

硫回收酸性气分离器酸水 0.50 热再生塔酸性气带走水 0.66合计 9.19 合计 9.19

表 3.2-16 硫回收给排水一览表（单位：t/h）给水排水


低温甲醇洗酸性气带入水 0.66 酸性气分离器酸水 0.50变换汽提塔不凝气带入水 0.06 焚烧炉尾气带出水 0.29

灰水处理-闪蒸酸性气带入水 0.07合计 0.79 合计 0.79

3.2.2.6物料平衡

煤制气装置物料平衡见图 3.2-7。


93

3.2.3甲醇装置


1、规模

甲醇装置生产能力为 54.1万 t/a甲醇，设置单系列。

2、产品规格

甲醇产品质量标准执行《工业用甲醇》（GB338-2011）优级产品指标，见

表 3.2-21。

表 3.2-21 工业甲醇国家标准要求

指标名称产品级别优等品一等品合格品

色度，Hazen单位（铂-钴色号） ≤ 5 5 10密度，（ρ20） g/cm3 0.791～0.792 0.791～0.793 0.791～0.793

沸程（0℃，101.3kpa,在 64.0~65.5℃范围内，

包括 64.6℃±0.1℃） ≤ 0.8 1.0 1.5

高锰酸钾试验/min ≥ 50 30 20

水混溶性试验通过试验

（1+3）通过试验

（1+9） -

水，w/% ≤ 0.10 0.15 0.20酸（以 HCOOH计），w/% ≤或碱（以 NH3计），w/% ≤

0.00150.0002

0.00300.0008

0.00500.0015

羰基化合物（以 HCHO计），w/% ≤ 0.002 0.005 0.010蒸发残渣，w/% ≤ 0.001 0.003 0.005硫酸洗涤试验，Hazen单位（铂-钴色号） ≤ 50 50 -乙醇，w/% ≤ 供需双方协商 - -


本项目甲醇合成拟采用 Davy低压甲醇合成技术（径向蒸汽上升式反应器）。

本项目甲醇精馏拟采用技术成熟的节能型 4+1塔精馏工艺。


（1）甲醇合成

①甲醇合成

氢回收后的富氢气与来自低温甲醇洗装置的净化气、CO深冷分离的闪蒸气

和富氢气混合，经压缩机新鲜段增压后与循环气混合，混合后的气体进入压缩机

循环段增压，再进入气气换热器与反应器出口气体换热，升温至约 220℃左右，

然后进入甲醇合成反应器。

甲醇合成反应器为管壳式固定管板反应器。在反应器内，气体流经反应管进

行甲醇合成反应，在催化剂（S21甲醇合成废催化剂）作用下 CO、CO2加氢合成


94

甲醇，该反应为放热反应。

主要反应如下：

CO + 2H2 =CH3OH+Q

CO2 + 3H2 =CH3OH+ H2O+Q

此外还有微量的副反应发生，产生少量的杂质，较典型的副反应为：

2CO+4H2 =CH3CH2OH+H2O+Q

2CH3OH =（CH3）2O+H2O+Q

生成甲酸的副反应：CO + H2O = HCOOH

汽包副产 2.5MPaG 饱和蒸汽，送往蒸汽过热炉过热到 360℃后送入蒸汽管

网。甲醇闪蒸槽闪蒸气送入蒸汽过热炉作为燃料。

甲醇合成反应器内温度由管内上升的蒸汽控制。来自汽包的给水在管程吸收

反应热而副产中压饱和蒸汽，副产的中压饱和蒸汽经蒸汽过热炉过热后送中压蒸

汽管网。蒸汽过热炉的燃料为本项目甲醇合成工段甲醇闪蒸槽闪蒸气及氢回收装

置非渗透气、甲醇精馏工段产生的吸收回收塔尾气，蒸汽过热炉烟气（G21）通

过排气筒排放。

甲醇合成反应器出口气体的温度约 249℃。反应器出口气经过空冷器和水冷

器冷却，温度降到 40℃，再经甲醇分离器进行气液分离。甲醇分离器出口液相

送至粗甲醇闪蒸槽；甲醇分离器出口气相一部分进入循环压缩机，加压后与净化

后合成气混合，进入甲醇合成回路；另一部分气体作为弛放气送往氢回收装置回

收氢气，以调节合成循环回路内的惰性气体含量。

粗甲醇闪蒸槽出口气相（G22）送项目燃料气管网作为燃料气，底部粗甲醇

送至甲醇精馏工段。

②氢回收

甲醇合成弛放气含有大量的氢气，送往氢回收装置，采用膜分离工艺回收其

中的氢气返回甲醇合成单元，与新鲜合成气混合后进入甲醇合成回路。膜分离装

置由气体洗涤塔、气体加热器、膜分离器等设备组成。

甲醇合成弛放气进入膜分离装置，首先用脱盐水洗涤气体中甲醇，洗涤水送

至粗甲醇储罐进入粗甲醇中。然后用低压蒸汽加热后，进入膜分离器，在膜分离

器中氢气可以通过膜，返回甲醇合成单元，不能通过膜分离器的非渗透气(G23)，

送项目燃料气管网作为燃料气。


95

甲醇合成生产工艺流程和产污环节见图 3.3-7。

（2）甲醇精馏

①预精馏

粗甲醇经原料预热器 1、原料预热器 2分别用产品甲醇及废水预热后进入预

塔。预塔釜液经预塔釜液泵增压后送入常压塔；预塔塔顶汽相经预塔主冷器、预

塔尾冷器冷凝后，液相通过预塔回流泵增压后返回预塔，未冷凝气相去吸收回收

塔回收甲醇。

吸收回收塔塔顶尾气（G24）送入蒸汽过热炉作为燃料；塔釜液相分层后，

重组分回流至预塔，轻组分出界区。

②常压精馏

常压塔塔顶汽相经常压塔主冷器、常压塔尾冷器冷凝后，液相通过常压塔回

流泵增压后一部分返回常压塔，其余作为产品采出，未冷凝气相去吸收回收塔回

收甲醇；常压塔釜液经常压塔液相泵增压，送入常压塔釜液预热器 1、常压塔釜

液预热器 2分别与蒸汽凝液换热后进入低压塔。

③低压精馏

低压塔塔顶汽相进入常压塔再沸器，为常压塔提供热量。冷凝后的液相通过

低压塔回流泵增压后一部分返回低压塔，其余作为产品采出，未冷凝气相送入预

塔主冷器；塔釜液相通过低压塔釜液泵增压后，送入低压塔釜液预热器与蒸汽凝

液换热后进入高压塔。

④高压精馏

高压塔塔顶汽相进入低压塔再沸器，为低压塔提供热量。冷凝后的液相通过

高压塔回流泵增压后一部分返回高压塔，其余作为产品采出，未冷凝气相送入常

压塔再沸器；塔釜液相通过高压塔釜液泵增压后送入末塔。高压塔再沸器采用蒸

汽加热。

⑤末塔精馏

末塔塔顶汽相进入预塔再沸器，为预塔提供热量。冷凝后的液相经末塔回流

泵增压后一部分返回末塔，其余作为产品采出，未冷凝气相送入预塔主冷器；末

塔侧线采出杂醇油（S22），经杂醇冷却器冷却后出界区；塔釜废水（W22）送出

界区。末塔再沸器采用蒸汽加热。

低压塔、高压塔和末塔塔顶甲醇先送入原料预热器 1冷却，再与常压塔塔顶


96

产品甲醇混合后经甲醇冷却器冷却后送出界区。

原料粗甲醇中会有微量甲酸等酸性物存在，为减少酸性物对设备的腐蚀，设

置了加碱装置，通过向原料进料中注入 32%(wt)碱液中和酸性物质。

⑥甲醇精馏中间罐区

甲醇精馏中间罐区设置粗甲醇储罐、精甲醇储罐。粗甲醇储罐贮存来自甲醇

合成的粗甲醇和接受不合格的精甲醇或精馏工段事故停车时的系统排放液。精甲

醇储罐接受甲醇精馏装置产生的精甲醇，化验合格后经泵加压后送至醋酸装置。

甲醇精馏生产工艺流程和产污环节见图 3.3-8。


甲醇装置原辅料及公用工程消耗见表 3.2-22。

表 3.2-22 甲醇装置原辅料及公用工程消耗表

序


一主要原材料

1 甲醇合成气 5.4MPa 33℃ Nm3/h 1523472 氢氧化钠 99% t/a 194.3 外购

二辅助材料

1 甲醇合成催化剂铜系催化剂 m3/次 180 生产厂家提供

三动力消耗

1 循环冷却水30～40℃

0.25～0.45MPaG m3/h 4543 循环冷却水系统

2 脱盐水 0.6Mpa m3/h 7.8 脱盐水站

3 锅炉给水 5.8MPa 132℃ m3/h 86.7 锅炉给水系统

4 中压蒸汽 1.27MPa 饱和 t/h 55 中压蒸汽管网

5 低压蒸汽 0.5MPa 饱和 t/h 16.5 低压蒸汽管网

9 副产蒸汽 2.0MPa 360℃ t/h -52.3 甲醇合成汽包

3.2.3.3主要设备

甲醇装置主要设备见表 3.2-23。

表 3.2-23 甲醇装置主要设备一览表

序号名称规格型号单

位

数

量材料

备注

1 预反应器 Φ2400×7000mm 台 1 AS/SS

2 甲醇合成反应器

Φ4000×7800mm，

壳：SA-387 Gr.22 class 2管：SA-209 Gr.T1

台 1 AS/SS

3 合成气缓冲罐台 14 合成气净化预热器台 15 合成器净化槽台 16 合成回路换热器台 1 CS/SS7 锅炉给水预热器台 1


97

8 反应器汽包台 19 蒸汽过热炉台 110 循环压缩机台 1 组合件

11 粗甲醇冷凝器台 112 粗甲醇调节冷凝器台 113 粗甲醇分离器台 114 粗甲醇过滤器台 115 粗甲醇闪蒸槽台 116 气体洗涤塔台 117 气体加热器台 118 膜分离器台 119 预精馏塔台 1 CS20 加压塔台 1 CS21 常压塔台 1 CS22 甲醇回收塔台 1 CS23 各个泵台 1324 杂醇油提纯塔台 1 CS


甲醇装置“三废”污染源情况见表 3.2-24。

表 3.2-24 甲醇装置“三废”污染源情况

类型代号污染源名称产生量污染物排放方式控制措施

废气

G21蒸汽过热炉烟

气11257Nm3/h

NO2排放浓度：80mg/Nm3

烟尘排放浓度：15mg/Nm3

连续

高空排放H=40m

D=500mmT=100℃

G22 闪蒸槽闪蒸气 2482Nm3/h

H2:26mol%CO:23.1mol%CO2:35.06mol%CH4:2.21mol%N2:5.66mol%Ar:2.44mol%CH3OH:5.36%H2O:0.17%

连续送项目燃料气管网作为

燃料气

G23氢回收装置的非渗透气

2118Nm3/h

H2:31.69mol%CO:18.39mol%CO2:1.65mol%CH4:4.26mol%N2:31.77mol%Ar:11.01mol%CH3OH:1.23%H2O:0.01%


燃料气

G24

甲醇精馏吸收回收塔塔顶尾

气239 Nm3/h

H2:35.53%CO:17.8%CO2:16.9%CH4:1.84%N2:19.8%Ar:8.07%


燃料气

AC21甲醇合成事故

排放气417375Nm3/h H2: 70.68%

CO :4.9% 间断送火炬系统

燃烧


98

CO2: 2.56%CH4 :1.88%N2: 14.76%Ar:4.78%

AC22甲醇精馏事故

排放气119403 Nm3/h CH3OH:100% 间断送火炬系统

废水

W21甲醇合成汽包排含盐废水

1.7m3/h

COD:20mg/LBOD:6mg/L氨氮：8mg/L

无机盐：500 mg/L

间断送循环水系统作为补水

回用

W22末塔塔釜排甲醇精馏废水

7.8m3/h

COD：75 mg/LBOD5：45 mg/LSS：30 mg/L

CH3OH：50 mg/L

连续送项目污水

处理站

固废

S21甲醇合成废催

化剂180m3/次主要成分为CuO、

ZnO、Al2O3

间断，1次/3年


S22 杂醇油 17600 t/a

甲醇：20.14%乙醇：2.72%丙醇：2.583%丁醇：1.56%盐：0.037%水：72.96%

连续送有资质单

位处置


甲醇装置给排水情况见表 3.2-25。

表 3.2-25 甲醇装置给排水一览表（单位：t/h）给水排水或去向


脱盐水 4.20 甲醇精馏废水 7.80反应生成水 3.60 甲醇合成废气 0.0036

甲醇精馏废气 0.0001合计 7.80 合计 7.80

3.2.3.6物料平衡

甲醇装置物料平衡见表 3.2-26。

3.2.4醋酸装置


1、规模

醋酸装置生产规模 100万 t/a醋酸，设置单系列。

2、产品规格

本项目主产品醋酸产品质量符合《工业冰乙酸》（GB/T 1628.1-2000）优等

品指标，见表 4.1-2。



99

醋酸装置拟选用兖矿国拓科技的甲醇低压羰基合成醋酸技术。


醋酸主装置包括醋酸合成、醋酸精馏、尾气吸收和催化剂制备等单元。

（1）醋酸合成

①反应原理

主反应方程式：

CH3OH+CO → CH3COOH+2265.1kJ/kg·HAc

较典型的副反应方程式：

变换反应：CO+H2O→ CO2+H2

丙酸生成：CH3COOH+2H2 → C2H5OH+H2O

C2H5OH+CO → C2H5COOH

酯化：CH3COOH+CH3OH→ CH3COOCH3+H2O

烷化：CH3OH+H2 → CH4+H2O

②工艺流程

煤气化装置 CO 深冷分离工序来的一氧化碳送至界区经计量、调节压力至

3.2MPa（G）后，送至反应器底部气体分布器进入反应釜（R1301）内。甲醇由

甲醇装置送至醋酸装置中间罐区，再经由中间罐区甲醇加料泵送至本工序，经计

量、调节与来自精馏工序的稀醋酸（轻相）、返回的碘甲烷（重相）混合液混合，

进入反应釜（R1301）底部。各股物料在流体搅拌的作用下充分混合与一氧化碳

反应生成醋酸。

由反应釜（R1301）气相来的一氧化碳气体，通过气体分布器进入反应釜

（R1302）内，与反应釜（R1301）液相出口来的反应液中未反应的甲醇、醋酸

甲酯进一步反应生成醋酸，溶液中的催化剂二碘二羰基铑逐步转化成稳定的多碘

羰基铑。反应液由反应釜（R1302）液相出口流出，由闪蒸调节阀经减压（从

2.85MPa减压至 0.15-0.2MPa）后通过喷射管切线进入闪蒸器中部；尾气（含未

反应完的一氧化碳气、有机蒸汽及副反应生成的和原料中带入的 H2、CO2、CH4、

N2等不凝性气体）由反应釜（R1302）顶部排出，经反应釜冷凝器，使汽体冷凝

冷却至 50℃后进入高压分离器进行气液分离。含少量饱和有机蒸汽的气相由高

压分离器顶部排出送至高压吸收塔塔釜吸收尾气中的碘甲烷，液相由高压分离器

靠重力返回反应釜（R1301）底部。


100

进入闪蒸器的物料通过快速减压闪蒸，蒸发出的粗醋酸气体由顶部排出送往

精馏工序脱轻塔，液体（含铑-碘的羰基络合物、碘化氢、醋酸、水等的溶液）

收集在闪蒸器底部，由母液循环泵升压至 3.2MPa，少部分返回闪蒸器底部；大

部分经计量，进入母液冷却器降至 107℃后，进入反应釜底部。

为了控制反应温度，带出反应热，设置一外循环系统。反应釜外循环物料由

中上部引出，经循环泵增压后从反应釜顶部喷入，藉此流体能量对釜内溶液搅动

混合；同时，物流还经过废锅换热器和循环换热器被冷却降温，用来移出反应热

量以调控反应釜温度。

（2）醋酸精馏

来自醋酸合成工段闪蒸器顶部的气态物料进入脱轻塔下部。经过精馏分离

后，塔顶蒸汽主要含有醋酸、水、碘甲烷等组份，进入脱轻塔初冷器冷凝冷却到

50℃，脱轻塔初冷器冷凝液进入分层器；未冷凝的气相进入脱轻塔终冷器，用冷

冻水进一步冷凝冷却到 16℃后进入冷凝液分离器，未冷凝的尾气去吸收工段低

压吸收塔进一步回收碘甲烷、醋酸等，冷凝液进入分层器。

在分层器中物料分为轻、重两相，轻相主要含水和醋酸，重相主要含碘甲烷。

轻相一部分经脱轻塔回流泵回流入脱轻塔顶，一部分与少量脱水塔的回流液一起

经由稀醋酸泵送到醋酸合成工段反应釜。分层器的重相液体由重相泵送到醋酸合

成工段反应釜（R1301）。

从脱轻塔底部采出来的物料为含水和少量碘甲烷的粗醋酸，经脱水塔进料泵

进入脱水塔，与少量含有碘化氢和碘甲烷的成品塔塔顶采出液一起进入脱水塔作

为脱水塔的第一进料；为了避免碘化氢在脱水塔中部集聚，由入醋酸合成工段反

应釜（R1301）的甲醇进料泵引来一股甲醇作为脱水塔的第二进料，从脱水塔下

部富集处加入，使其与碘化氢反应生成碘甲烷和水加以回收。

脱水塔顶出来的汽相进入脱水塔冷凝器，冷凝冷却到 60℃，冷凝液经脱水

塔回流罐由脱水塔回流泵，将一部分冷凝液回流回脱水塔顶，一部分与脱轻塔分

层器的轻相采出液（稀醋酸）一起由稀酸泵送至醋酸合成工序。

脱水塔釜液为含水量很少的干燥醋酸，经成品塔进料泵送入成品塔。为了除

去塔中微量的 HI，在成品塔的富集处及成品塔进料管线上加入少量 25%的 KOH

溶液，与 HI反应生成 KI和水。当成品塔出现游离碘时，在成品塔进料管线上加

入次磷酸，使游离碘转化为 I-。


101

成品塔塔顶出来的蒸汽经成品塔冷凝器冷凝冷却到 72℃，流入成品塔回流

罐。由于塔顶会富集少量的碘化氢和碘甲烷，因此大部分液体经成品塔回流泵回

流入成品塔顶部，少量采出送至脱水塔。

成品醋酸从第 5块板侧线采出，经成品冷却器冷却到 38℃送去醋酸成品中

间槽。

成品塔釜物料为含丙酸及其它碘化物的醋酸溶液，用提馏塔进料泵送入提馏

塔顶部，提馏塔塔顶出来的蒸汽返回成品塔底部，提馏塔塔釜含丙酸及其它碘化

物溶液（S31）由提馏塔底部经废酸冷却器冷却后排至废酸槽，用废酸泵送至槽

区废酸贮槽。

在成品塔底和提馏塔的无水条件下，醋酸可能脱水生成醋酐，加剧设备腐蚀，

因而在提馏塔再沸器中直接加少量软水，以抑制醋酐生成。随着生产时间的增加，

烷烃会在系统中不断积累，含量逐步增高。当重相中烷烃含量达到 4%，就必须

进行脱除烷烃的操作。将重相泵出口一小部分溶液送至脱烷塔。塔顶含碘甲烷蒸

汽随蒸发器气相出口物料一起进入脱轻塔，塔底烷烃随醋酸溶液一起送废酸槽。

副反应要消耗少量水，产品和尾气也可能带出少量水，为了使水在系统中保

持平衡，在分层器的进料管线上加入少量软水。在个别情况下，系统中的水量也

可能超过正常值，这时将脱水塔回流的稀醋酸部分送往不合格产品槽暂存，待系

统的水下降需要补充水时，再通过不合格品泵逐渐将不合格品槽中的稀醋酸经脱

水塔返回系统。

（3）尾气吸收

来自醋酸合成工序高压分离器的高压尾气进入高压吸收塔的底部，自下而上

流动，来自吸收甲醇进料泵的贫液经吸收甲醇冷却器冷却后进入高压吸收塔的顶

部，自上而下流动，二者在高压吸收塔内的填料上进行传质，甲醇将高压尾气中

的碘甲烷等有机组份吸收下来。吸收后的尾气（G31）主要含有一氧化碳，从高

压吸收塔的顶部排出，去高压分液罐分离后送火炬处理。含碘甲烷的饱和甲醇富

液从高压吸收塔的底部排出，进入再生塔顶部。

来自醋酸精馏工序冷凝液分离器的低压尾气进入低压吸收塔的底部，自下而

上流动；来自低压吸收甲醇冷却器进一步冷却后的甲醇进入低压吸收塔的顶部，

自上而下，二者在低压吸收塔内的填料上进行传质过程。甲醇将低压尾气中的碘

甲烷等有机组份-吸收下来。被吸收后的放空尾气（G32）主要含有一氧化碳，从


102

低压吸收塔的顶部排出，进入低压分液罐分离夹带的液体，然后送火炬燃烧处理。

含碘甲烷的低压饱和甲醇从低压吸收塔底部排出，进入再生塔的顶部。

从高压吸收塔和低压吸收塔底部来的吸收饱和甲醇进入再生塔的顶部，经再

生塔再沸器加热、汽化，在塔中经过传质分离，塔顶蒸汽（主要成份是碘甲烷）

去脱轻塔底部回收碘甲烷；塔釜得到纯度较高的甲醇，经贫液冷却器冷却和吸收

甲醇进料泵加压后进入高压吸收塔和低压吸收塔，循环使用。

（4）催化剂制备

从醋酸精馏工序来的醋酸和界外来的脱盐水分别经计量进入催化剂解罐。固

体粉末状的 RhI3由催化剂加料口（漏斗）加入催化剂溶解罐搅拌加热，并用一

氧化碳充压 0.8MPa后升温 140℃，以充分溶解 RhI3催化剂。分析 Rh浓度达到

指标后，降温、泄压，经计量排至母液罐贮备待用，在合成反应系统需要添加催

化剂时，可以随时加入反应系统。

将外购的氢碘酸用泵打入助催化剂贮槽，用一氧化碳给助催化剂贮槽充压，

根据醋酸合成系统母液组份情况间断的补入闪蒸器，氢碘酸与反应系统中的甲醇

反应生成碘甲烷。

低压甲醇羰基合成醋酸的反应是以铑络合物作为催化剂、含碘离子物质作为

助催化剂的液态均相反应，醋酸合成反应加入的氢碘酸作为助催化剂，作用的是

稳定主催化剂，同时加快反应速率。从反应机理方程式可以看出，催化剂和助催

化剂在整个反应过程中通过络合价态的变换起到促进反应的催化作用，液态催化

剂及助催化剂始终在反应系统中循环使用，整个生产过程没有废催化剂的产生、

排放。

醋酸装置生产工艺流程及其产物环节见图 3.2-5。


醋酸装置主要原料消耗见表 3.2-27。

表 3.2-27 醋酸装置主要原材料及动力消耗表

序号名称规格单位消耗量备注

一主要原材料

1 甲醇 3.2MPa 30℃ t/h 67.632 CO 98.996% Nm3/h 51251二辅助材料

1 氢氧化钾 95% t/a 65.8 外购

2 次磷酸 50%~52%(wt) t/a 13 外购


103

3 碘化铑以铑计，含铑18.5~21.5%(wt) kg/a 160 外购

4 氢碘酸 57%(wt) t/a 169 外购

三动力消耗

1 低压蒸汽 0.5MPaG饱和 t/h 252 中压蒸汽 1.3MPaG饱和 t/h 1603 氮气 0.6MPaG Nm3/h 30004 仪表空气 0.6MPaG Nm3/h 10005 工厂空气 0.6MPaG Nm3/h 1000

6 循环冷却水30～40℃

0.25～0.45MPaG m3/h 16200

7 脱盐水 0.7MPaG，30℃ t/h 248 冷冻水 6~12℃ t/h 5009 锅炉水 132℃ t/h 25.510 回收蒸汽凝液 0.4MPaG，95℃ t/h -20011 副产蒸汽 0.65MPaG饱和 t/h -253.2.4.3主要设备

醋酸装置主要设备见表 3.2-28。

表 3.2-28 醋酸装置主要设备一览表


1 母液换热器F=~200m2 L=~5m

AEU 台 1 Zr702 进口

2 转化釜冷凝器F=~180m2 L=~6.5m


3 循环换热器F=~300m2 L=~6m


4 废锅换热器F=~500m2 L=~6.5m

AKU 台 1 Zr702 进口

5 反应釜循环泵Q=400m/h，N=150kW，

设软启动台 2 Zr702/705 进口


醋酸装置“三废”污染源情况见表 3.2-29。

表 3.2-29 醋酸装置“三废”污染源情况

类型

代号

污染源名称产生量污染物排放方式控制措施

废气

G31吸收工序高压

吸收塔排放气2400～4500

H2：0.936wt%N2：5.905wt%CO：75.102wt%CO2：15.213wt%CH4：1.635wt%HAC：1.199wt%

连续

回收利用或

送火炬系统

燃烧

G32吸收工序低压

吸收塔排放气1100～2250

H2：1.107wt%N2：7.517wt%CO：58.773wt%CO2：30.897wt%CH4：0.45wt%

连续送火炬系统

燃烧


104

H2O:0.0001wt%HAC：1.246wt%

固废

S31 废酸 24000醋酸：54~68%丙酸：41~27%

其它：5%连续

送有资质单位处置


醋酸装置给排水情况见表 3.2-30。

表 3.2-30 醋酸装置给排水一览表（单位：t/h）给水排水或去向


甲醇带入水 0.07 成品醋酸带走水 0.19次磷酸带入水 0.00005 吸收工序高压吸收塔、低压吸收塔排放气 0.0005反应生成水 0.12

合计合计 0.19

3.2.4.6物料平衡

醋酸装置物料平衡见表 3.2-31。

3.2.5空分装置


1、规模

本项目选用 1套 90000Nm3/h（O2）空分装置。

2、产品规格

空分装置的产品规格和产量见表 3.2-32。

3.2-32 空分装置产品方案表

序

号

产品

名称产量规格用户

输出状况

备注压力MPa(g)

温度

℃

1 氧气 I 83700 O2≥99.6% 煤气化 8.7 常温连续（内压缩）

2 氧气 II 200 O2≥99.6% 硫回收 0.5 常温连续（内压缩）

3 氮气 I 40000 ≤10PPMO2 全厂 0.42 常温连续


本项目空分装置选用全低压分子筛净化吸附、空气增压透平膨胀机制冷、全

精馏无氢制氩、产品氧气内压缩、空气增压循环的工艺流程。


（1）空气过滤、压缩、预冷及纯化


105

空气首先进入空气过滤器，以除去灰尘和其它颗粒杂质，然后被吸入空气压

缩机进行压缩，经过四级压缩三级冷却，然后送入空冷塔进行清洗和预冷。

进入空气冷却塔的空气经过常温水和冷冻水二级冷却，供给空气冷却塔的循

环冷却水是由水冷塔提供。出空冷塔的空气进入分子筛吸附器，分子筛吸附器为

单床层结构，用来清除空气中的水分、二氧化碳和一些碳氢化合物，从而可以获

得干净而又干燥的空气。两台吸附器（废分子筛 S41和废铝胶 S42）交替使用，即

一台吸附器进行工作，另一台吸附器用污氮气进行再生。

（2）空气的分馏（氮气和氧气的分离）

净化后的空气经过滤后，分为两路：一路经主换热器被冷却到饱和温度状态

下进入下塔；另一路空气经膨胀机增压端增压，经冷却器冷却后，进主换热器从

中部抽出，进入透平膨胀机中进行膨胀。膨胀后的空气送入上塔参加精馏。

已冷却的空气进入下塔初步分离。利用上升气体和下流液体的浓度差和组分

差进行热质交换，高沸点的氮被蒸发，低沸点的氧被冷凝，经过多级塔板的冷凝

和蒸发在塔釜形成富氧液空。

在塔顶形成高纯度氮气，大部分氮蒸汽经过冷凝蒸发器，与上塔底部液氧进

行热交换，液氧被蒸发，而氮蒸汽被冷凝，部分冷凝的液氮再回到下塔作回流液。

另一部分液氮，在过冷器中进行过冷，然后送入上塔作为上塔的回流液。

氧产品最终在上塔精馏产生。高纯度液氧从上塔底部提取经液氧泵加压后送

至主换热器，被正流空气汽化，空气被部分冷凝，气化的氧气做为产品气送出。

纯氮气从上塔顶部抽出，首先在过冷器中被纯液氮、污液氮和富氧液空复热，然

后进入主换热器中复热后出装置。一部分送往压氮系统作为产品气，其余部分作

为冷水塔的冷源。废氮从上塔上部抽出，首先在过冷器中被纯液氮、污液氮和富

氧液空复热，然后进入主换热器中复热后送出装置。一部分做为纯化系统的再生

气，其余部分作为冷水塔的冷源。

空分装置工艺流程及排污节点图见图 3.2-13。


空分装置原辅料及公用工程消耗见表 3.2-33。


106

表 3.2-33 空分装置原辅料及公用工程消耗一览表

序号名称规格单位消耗量备注

一原辅料

1 分子筛 Φ3～5，球形 m3/次 370 寿命 5年2 铝胶 m3/次 75 寿命 5年二公用工程

1 蒸汽 9.81MpaG，540℃ t/h 195.82 蒸汽 2.0Mpa，360℃ t/h 5.03 蒸汽 0.5Mpa，饱和 t/h 5.0

4 循环水30～40℃

0.25～0.45MPaG m3/h 6360

3.2.5.3主要设备

空分装置主要设备见表 3.2-34。

表 3.2-34 空分装置主要设备一览表

序号名称单位数量技术规格备注

1 空气压缩机及增压机套 1 组合件

2 蒸汽驱动用汽轮机套 13 空冷塔台 1 碳钢，

4 水冷塔台 1 碳钢

5 制冷机组台 1 组合件

6 分子筛吸附器台 2 碳钢

7 分馏塔（上塔、下塔）套 18 高压板式换热器套 1 铝合金

9 低压板式换热器套 1 铝合金

10 透平增压膨胀机套 1+1 组合件

11 粗氩塔台 1 /12 高压液氧泵台 1+1 组合件

3.2.5.4 “三废”污染源情况

空分装置“三废”污染源情况见表 3.2-35。

表 3.2-35 空分装置“三废”污染源情况

类别代号污染物名称产生量主要成分排放规律处理措施

及去向

固废

S41 废分子筛 370m3/次 AL2O3、SiO2 间断，1次/5年送生产厂

家回收

S42 废铝胶 75m3/次 AL2O3 间断，1次/5年送生产厂

家回收


107

3.3污染源强核算

3.3.1正常生产状况污染源及污染治理措施

3.3.1.1废气

1、有组织废气

全厂有组织废气污染物产排情况及达标分析见表 3.3-1。

废气排污数据来源：锅炉的排污数量根据《污染源源强核算技术指南火电》

（HJ888-2018）公式计算得到；硫回收装置焚烧废气和过热炉烟气的 NOx产生

浓度参照《全国第一次污染物普查手册》（2010年下册）“4430工业锅炉产排污

系数表-燃气工业锅炉”产排污系数计算得到；其它排污数据来自本项目可行性研

究报告和相关技术资料。


108

表 3.3-1 全厂有组织废气污染物产排情况及达标分析一览表

编

号

污染源

名称废气量Nm3/h

污染物

名称

主要污染物产生

治理措施去除

效率%

主要污染物排放排放标准排气筒温

度

℃

排

放

规

律

执行标准产生

浓度mg/m3

产生

速率kg/h

排放

浓度mg/m3

排放

速率kg/h

排放

量t/a

浓度mg/m3

速率kg/h

个

数

高

度m

直

径m

G11

煤

制

气

装

置

煤

气

化

煤贮斗

排放气2×5000 粉尘 6000 2×30

布袋除尘

器除尘后

达标排放

99.5 30 2×0.15 2.40 120 39 2 40 0.3 常

温

连

续

《大气污染物综合排

放标准》

（GB16297-1996）二

级标准

G12

灰水处

理-闪蒸

酸性气

510

H2

COCO2

H2S/COSH2ONH3

CH4

N2

17.01%18.82%39.04%1.646%21.09%3.02%0.04%1.79%

/ 至变换装

置汽提塔/ / / / / / / / / / / /

G13

灰水处

理-低压

闪蒸不

凝气

1374 H2SNH3

29.1165.50

0.040.09 高空排放 / 29.11

65.500.040.09

0.320.72

//

1.320 1 30 0.2 常

温

连

续

《恶臭污染物排放标

准》（GB14554-93）

G14

灰水处

理-真空

闪蒸不

凝气

12 H2SNH3

微量

微量

微量

微量高空排放 / 微量

微量

微量

微量

微量

微量//

1.320 1 30 0.15 70 连

续

《恶臭污染物排放标

准》（GB14554-93）

G15变

换

汽提塔

酸性气587

H2

COCO2

H2SNH3

4.62%1.96%78.49%1.31%0.99%

/ 送硫回收

装置/ / / / / / / / / / / /

G16

低

温

甲

醇

洗

水洗塔

尾气109491

COH2S

CH3OH

0.23%0.0006%42.9

314.792.14.70

送锅炉烟

囱

高空排放

/ / / ///50

/32.8/

/ / / / /

H2S执行《恶臭污染

物综合排放标准》

（GB14554-93）；甲

醇执行《石油化学工

业污染物排放标准》

（GB31571-2015）表

6废气中有机特征污

染物及排放限值


109

G17

热再生

塔酸性

气

9683

COH2

CO2

N2

H2SCOSAr

1.28%0.27%67.36%3.75%25.00%0.64%1.71%

/ 送硫回收

装置/ / / / / / / / / / / /

G18

硫

回

收

焚烧炉

尾气9683

烟尘SO2

NOx

1013880

0.101.340.77

送锅炉烟

气脱硫系

统处理后

经锅炉烟

囱排放

99.99880

0.012.7616

0.00010.030.15

/ 400 / / / / / /

《石油炼制工业污染

物排放标准》

（GB31570-2015）表

3酸性气回收装置大

气污染物排放限值

G19硫磺包

装废气4200 粉尘 4000 16.80

布袋除尘

器除尘后

达标排放

99.5 20 0.08 0.67 120 5.9 1 20 0.3 常

温

连

续


放标准》

（GB16297-1996）二

级标准

G21

甲

醇

装

置

甲

醇

合

成

蒸汽

过热炉

烟气

11257 烟尘NOx

1580

0.170.90 高空排放

//

1580

0.170.90

1.357.20

20150

// 1 40 0.5 100 连

续

《石油化学工业污染

物排放标准》

（GB31571-2015）中

表 4大气污染物排放

限值

G22闪蒸槽

闪蒸气2482

H2

COCO2

CH4

N2

ArCH3OHH2O

26mol%23.1mol%35.06mol%2.21mol%5.66mol%2.44mol%5.36 mol %0.17 mol %

/

送本项目

燃料气管

网作为燃

料气

/ / / / / / / / / / / /

G23

氢回收

装置的

非渗透

气

2118

H2

COCO2

CH4

N2

ArCH3OHH2O

31.69mol%18.39mol%1.65mol%4.26mol%31.77mol%11.01mol%1.23 mol %0.01 mol %

/

送项目燃

料气管网

作为燃料

气

/ / / / / / / / / / / /


110

G24

甲

醇

精

馏

吸收回

收塔塔

顶尾气

239

H2

COCO2

CH4

N2

ArH2O

35.53mol%17.8 mol %16.9 mol %1.84 mol %19.8 mol %8.07mol%0.06mol %

/

送项目燃

料气管网

作为燃料

气

/ / / / / / / / / / / /

G31

醋

酸

装

置

尾

气

吸

收

吸收工

序高压

吸收塔

排放气

3100

H2

N2

COCO2

CH4

H2OHAC

0.936wt%5.905wt%75.102wt%15.213wt%1.635wt%0.01 wt%1.199wt%

/ 送火炬系

统/ / / / / / / / / / / /

G32

吸收工

序低压

吸收塔

排放气

1500

H2

N2

COCO2

CH4

H2OHAC

1.107wt%7.517wt%58.773wt%30.897wt%0.45wt%0.0001wt%1.246wt%

/ 送火炬系

统/ / / / / / / / / / / /

G51

公用工

程及辅

助设施

锅炉

烟气363275

烟尘SO2

NOxHg

11113.492672.99137.000.03

4037.25971.0349.770.01

LJD-FGD新型烟气

循环流化

床干法脱

硫除尘一

体化工艺+选择性非

催化还原

（SNCR）+催化氧化

吸收

（COA）脱

硝经锅炉

烟囱排放

99.9598.780

5.5634.7527.400.03

2.0212.629.950.01

16.15100.9979.630.09

1035500.03

////

/ / / / 连

续

《全面实施燃煤电厂

超低排放和节能改造

方案》提出的燃煤锅

炉超低排放标准（即

在基准氧含量 6%条

件下，烟尘、二氧化

硫、氮氧化物排放浓

度分别不高于 10、35、50mg/m3）；汞执行《火

电厂大气污染物排放

标准》

（GB13223-2011）表

1燃煤锅炉大气污染

物排放限值

（0.03mg/m3）

G’51锅炉烟

囱排放

废气

482449

烟尘SO2

NOxHgH2S

CH3OH

/ / / /

4.1826.2220.950.024.359.74

2.0212.6510.110.012.104.70

16.15101.2080.870.0916.8037.58

/ / 1 150 5 145 连

续/


111

G52灰库除

尘尾气3500 粉尘 6000 21.00

布袋除尘

器除尘后

达标排放

99.5 30 0.11 0.84 120 23 1 30 0.4 常

温

连

续


放标准》

（GB16297-1996）二

级标准

G53渣仓除

尘尾气2500 粉尘 6000 15.00

布袋除尘

器除尘后

达标排放

99.5 30 0.08 0.60 120 23 1 30 0.4 常

温

连

续


放标准》

（GB16297-1996）二

级标准

G54

石灰石

料仓除

尘尾气

2×300 粉尘 6000 2×1.80布袋除尘

器除尘后

达标排放

99.5 30 2×0.009 0.14 120 5.9 2 20 0.3 常

温

连

续


放标准》

（GB16297-1996）二

级标准

G55

生石灰

料仓除

尘尾气

300 粉尘 6000 1.80布袋除尘

器除尘后

达标排放

99.5 30 0.01 0.07 120 5.9 1 20 0.3 常

温

连

续


放标准》

（GB16297-1996）二

级标准

G56

污水处

理站废

气

4000H2SNH3

臭气浓度

1.2010.0200

0.00480.0040.8

采用生物

除臭法处

理后达标

排放

959595

0.060.510

0.00020.002

0.00190.016

///

0.334.92000

1 15 0.3 28 连

续

《恶臭污染物综合排

放标准》

（GB14554-93）


112

2、无组织废气

①生产装置区

生产装置区各种物料的“跑、冒、滴、漏”无组织量的大小与生产装置的工艺

水平、操作管理水平等因素密切相关，在生产过程中应严格技术管理，避免由于

设备腐蚀老化、操作管理不善等认为造成的污染。

本项目生产装置区无组织排放主要为硫回收装置和气化装置，会产生少量

H2S、NH3，排放方式为无组织面源，H2S无组织排放量通过“3.4.2硫平衡”衡算

确定。

②罐区

本项目无组织排放废气主要为罐区储罐的呼吸损失。储罐区因收发作业、储

存等产生的蒸发损耗，即储罐“大呼吸”损耗和“小呼吸”损耗。

储罐“大呼吸”损耗，是指储罐进行收发作业时产生的挥发损失。物料装罐时，

由于罐内液体体积增加液位升高，罐内气体受到压缩压力增加。当罐内气相压力

超过泄放压时，呼吸阀自动开启排气，罐内气体排出罐外造成损耗。

储罐“小呼吸”损耗，是指储罐内物料静止储存时，因温度和大气压力变化而

引起罐内物料挥发，使得储罐内上部空间气体膨胀，罐内压力随之升高。当压力

达到呼吸阀允许值时，气体就逸出罐外造成损耗。本项目新增储罐均为内浮顶罐，

由于该类型储罐气体空间很小，因此“小呼吸”损耗较小。

类比同类项目，得到本项目储罐无组织排放源强。

本项目无组织排放情况见表 3.3-2。

表 3.3-2 本项目废气污染物无组织排放一览表

序号污染源污染物排放速率

（kg/h）长×宽×高（m）

排放

规律备注

A11 煤气化H2S 0.002

108×101×15 间断NH3 0.005

A12 硫回收 H2S 0.01 65×37×15 间断

A13 污水处理站H2S 0.0003

94×47×5 间断NH3 0.004

A14 醋酸成品罐区非甲烷总烃 0.88 179×125×22 间断

A15 醋酸中间罐区非甲烷总烃 0.03 84×53×11.5 间断

A16 甲醇罐区甲醇 1.54 191×80×16 间断

A17 甲醇中间罐区甲醇 0.08 68×48×11.5 间断

3.3.1.2废水

根据本项目可行性研究报告及相关技术资料，本项目废水污染源强汇总结果

见表 3.3-3。


113

表 3.3-3 全厂废水污染源强排放情况一览表

编号装置名称污染源名称产生量（m3/h）主要污染物排放

规律治理措施

名称排放浓(mg/L)

W11

煤制

气装

置

煤气化气化灰水 110.0

pHCODBODNH3-HSS

硫化物CN-

Cl-无机盐

7～950020020045010<0.5<3002000


W12

变换

高温冷凝液 202.60 含氨氮，硫化物等连续送煤气化装置洗涤塔

W13 低温冷凝液 68.76 含氨氮，硫化物等连续送煤气化装置煤浆制备

W14 汽提冷凝液 7.20 氨氮

硫化物0.45 wt %0.004 wt % 连续送煤气化装置灰水处理

W15 蒸汽发生器排污水 4.7

CODBOD氨氮无机盐

2068500


W16 低温甲醇洗甲醇/水分离塔塔釜废水 8.3

CODBOD5SS

CH3OH

33012050220

连续送煤气化装置煤浆制备

W17

硫回收

酸性气分液罐分离酸水 0.5 含 CH3OH，H2S等连续送低温甲醇洗装置尾气

水洗塔作为洗涤液回用

W18 废热锅炉排污水 0.1

CODBOD氨氮

无机盐

2068500


W21甲醇装置

甲醇合成

甲醇合成汽包排污水 1.7

CODBOD氨氮无机盐

2068500

间断送回用水处理站


114

W22甲醇精馏

末塔塔釜排甲醇精馏废水

7.8

CODBOD5

SSCH3OH

75453050

连续送煤气化装置煤浆制备

W51

公用工程及辅助设施

循环水系统排污水 115.8 COD无机盐

802000 连续送回用水处理站

W52 脱盐水系统排污水173.8（冬季）

171.7（夏季）

COD无机盐

803500 连续送回用水处理站

W53 锅炉排污水6.4（冬季）

5.7（夏季）

CODBOD氨氮

无机盐

2068500


W54 设备冲洗水 6.4

CODBODNH3-NSS

石油类

硫化物

无机盐

50080754402002800


W55 生活污水 4.0

CODBODNH3-NSS

无机盐

40020035150870


W56 污水处理站排水 126.24

CODBODNH3-NSS

硫化物CN-

无机盐

37.79.28.98.60.90.021611.4


W57 回用水处理站排水 299.14 COD无机盐

209.28055.8 连续送浓盐水处理站

W58 EP纯化系统废水 7.12CODBODSS

1000400100



115

3.3.1.3固体废弃物

本项目固体废弃物污染源强汇总结果见表 3.3-4。

固废数据来源：项目可行性研究报告和相关技术资料。

表 3.3-4 全厂固体废弃物排放情况一览表

序号装置名称固废名称排放量

（t/a）主要成分性质排放规律拟采取处理处置方法

S11

煤

制

气

装

置

煤气

化

煤贮斗除尘器收集粉尘 447.6 煤粉尘一般固废Ⅱ类连续送锅炉作为燃料回用

S12气化粗渣

（湿基）137600

碳：2~8%；


42~45%；

含水：~52%

一般固废Ⅱ类连续

厂内不设置暂存场，由捞渣

机将湿粗渣沥水后装车外

运至园区灰渣场贮存并自

然风干，后期综合利用。

S13过滤机细渣

（湿基）42400

碳：10~20%；


20~30%；

水：~50%

一般固废Ⅱ类连续

厂内不设置暂存场，细渣装

车外运至园区灰渣场贮存

并自然风干，后期综合利

用。

S14

变换

废催化剂 62m3/3a Al2O3、CoO、MoO3危险废物

（HW50废催化剂）间断(1次/3年)

桶装暂存在厂内的 1个400m2危废暂存库内，定期

送生产厂家回收。

S15 废保护剂 22m3/次 Al2O3、SiO2等危险废物

（HW49其他废物）间断(1次/1年)

袋装暂存在厂内的 1个400m2危废暂存库内，定期


S16硫回

收

第一克劳斯反应器废氧化

铝催化剂7.2m3/次 Al2O3

危险废物




S17第二克劳斯反应器废氧化

钛催化剂11.4m3/次 TiO2

危险废物





116

S18 加氢反应器废催化剂 2.5m3/次 MoO3、CoO等危险废物




S19 氧化反应器废催化剂 2.5m3/次 Al2O3、SiO2等危险废物




S110CO深冷

分离分子筛吸附器废吸附剂 103m3/次 Al2O3、SiO2等一般固废Ⅱ类间断(1次/5年)

袋装暂存在厂内的 1个100m2一般固废暂存库内，

定期送生产厂家回收。

S21

甲醇装置

甲醇合成

甲醇合成废催化剂 180m3/次主要成分为CuO、ZnO、Al2O3

危险废物

（HW50废催化剂

261-167-50）间断(1次/3年)



S22甲醇精馏

杂醇油 17600

甲醇：20.14%乙醇：2.72%丙醇：2.583%丁醇：1.56%盐：0.037%水：72.96%

危险废物

（HW11精馏残渣

261-128-11）连续

暂存在厂内 1个 500m3杂醇

油储罐内，定期送有资质的

单位处理。

S31

醋酸装置

醋酸精馏

废酸 24000醋酸：54~68%丙酸： 41~27%

其它：5%

危险废物

（HW11精馏残渣

261-128-11）连续

暂存在厂内 1个 1000m3废

酸储罐内，定期送有资质的

单位处理。

S41

空分装置

废分子筛 370m3/次 AL2O3、SiO2 一般固废Ⅱ类间断(1次/5年)袋装暂存在厂内的 1个

100m2一般固废暂存库内，


S42 废铝胶 75m3/次 AL2O3 一般固废Ⅱ类间断(1次/5年)袋装暂存在厂内的 1个

100m2一般固废暂存库内，


S51公用工程

及辅助设

施

锅炉渣 48000 主要含 SiO2、C等一般固废Ⅱ类连续

暂存于厂内 2座 750m3渣仓

内，定期由汽车送园区灰渣

场暂存，后期综合利用。


117

锅炉灰 72800 主要含 SiO2、C等一般固废Ⅱ类连续

暂存于厂内 2座 850m3灰库

内，定期由汽车送园区灰渣

场暂存，后期综合利用。

S52 污水处理站生化污泥 800 有机物，含水率80% 危险废物连续定期送有资质的单位处理。

S53中水处理系统废超滤及反

渗透膜50根/3a 芳香族聚酰胺高分

子化合物一般固废 I类间断

袋装暂存在厂内的 1个100m2一般固废暂存库内，


S54高含盐水蒸发及结晶处理

结晶盐8690 氯化钠、硫酸钠危险废物连续

袋装单独暂存在厂内的 1个300m2结晶盐暂存库内，定

期送有资质的单位处理。

S55高含盐水蒸发及结晶处理

杂盐1550 无机盐类危险废物连续

袋装单独暂存在厂内的 1个300m2结晶盐暂存库内，定

期送有资质的单位处理。

S56 机械密封、机电维修废油 0.8 矿物油、润滑油等

危险废物

（HW08废矿物油

与含矿物油废物）

间断

桶装暂存在厂内的 1个400m2危废暂存库内，定期

送有资质的单位处理。

S57 生活垃圾 93 有机物等生活垃圾连续由园区环卫部门统一处理


118

3.3.1.4噪声

本项目主要噪声污染源及污染物汇总见表 3.3-5。

表 3.3-5 噪声源强一览表

装置类别噪声源名称台数声压级

dB(A)排放规律治理措施

煤气化

装置

磨煤机 3 90 连续置于室内

破渣机 3 90 连续置于室内

细渣过滤机 1 85 连续置于室内，隔音减震

煤浆给料泵 3 85 连续置于室内，隔音减震

锁斗循环泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

黑水循环泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

水泵 6 85 连续置于室内，隔音减震

变换装置蒸汽发生器 4 95 连续置于室内，加消声器

低温甲醇

洗装置

贫甲醇泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

循环气压缩机 2 80 连续置于室内，减震

净化气压缩机 2 80 连续置于室内，减震

硫回收

装置焚烧炉风机 1 85 连续置于室内，加消声器

CO深冷

分离

CO压缩机 1 80 连续置于室内，减震

闪蒸气压缩机 1 80 连续置于室内，减震

甲醇装置

反应器汽包 1 95 连续置于室内，加消声器

合成压缩机 1 80 连续置于室内，减震

粗甲醇冷凝器 1 90 连续置于室内，减震

粗甲醇调节冷凝器 1 90 连续置于室内，减震

泵类 10 85 连续置于室内，隔音减震

醋酸装置

转化釜冷凝器 1 90 连续置于室内，减震

反应釜循环泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

母液循环泵 3 85 连续置于室内，隔音减震

脱轻塔初冷器 2 90 连续置于室内，减震

脱轻塔终冷器 1 90 连续置于室内，减震

脱水塔冷凝器 1 90 连续置于室内，减震

脱水塔回流泵 3 85 连续置于室内，隔音减震

稀醋酸泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

成品塔冷凝器 1 90 连续置于室内，减震

成品冷却器 2 90 连续置于室内，减震

提馏塔进料泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

吸收甲醇送料泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

再生塔甲醇加料泵 1 85 连续置于室内，隔音减震

贫液冷却器 1 90 连续置于室内，减震

空分装置

空气压缩机 1 80 连续置于室内，减震

制冷机组 1 80 连续置于室内，减震

管道 / 90 连续室外


119

液氮泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

液氧泵 2 85 连续置于室内，隔音减震

空压站

空气压缩机组 1 90 连续置于室内，减震

管道 / 90 连续室外

空气增压机组 1 90 连续置于室内，减震

冷冻站丙烯压缩机 1 90 连续置于室内，减震

水处理泵类 10 85 连续置于室内，减震

锅炉风机 2 85 连续置于室内，减震

运输运输汽车 5辆/h 90 间断 /

3.3.5非正常工况分析

3.3.5.1非正常工况废气处理系统

本项目非正常工况下废气源强见表 3.3-6。

3.3-6 非正常排放核算表

代号污染源非正常

排放原因产生量污染物

排放方式

应对措施

AC11气化开车排

放气开车 155428

H2:14.46%CO:19.30%CO2:7.13%

H2S+COS:0.216%N2+Ar:0.2%H2O:58.68%

仅开车

时产生送本项目火炬

AC12气化事故排

放气事故 746053

H2:14.46%CO:19.30%CO2:7.13%

H2S+COS:0.216%N2+Ar:0.2%H2O:58.68%


AC13变换事故排

放气事故 311971

H2:46.62%CO:20.57%CO2:31.79%H2S:0.408%COS:0.012%H2O:0.185%

间断送酸性气火炬

AC14CO深冷分离

事故排放气事故 114300

H2: 44.30%CO: 55.23%CO2:≤20ppmN2: 0.31%Ar: 0.13%CH4: 0.03%


AC21甲醇合成事故排放气

事故 417375H2: 70.68%CO :4.9%CO2: 2.56%



120

CH4 :1.88%N2: 14.76%Ar:4.78%

AC22甲醇精馏事故排放气

事故 119403 CH3OH:100% 间断送本项目火炬

AC51冷冻站丙烯

事故气事故 42167 C3H8:100% 间断送本项目火炬

本项目火炬系统设有事故火炬、酸性气火炬和醋酸火炬，3座火炬与内蒙古

卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）火炬共塔架敷设（高度 90m）。

火炬气由火炬总管先后经分液罐、水封罐后送入火炬头燃烧。

本项目设置事故火炬一套，处理装置中的事故、紧急、非正常生产工况下产

生的排放压力较高的易燃、有毒气体事故火炬系统的火炬气。本项目设置酸性气

火炬一套，处理事故生产工况下产生的来自变换酸性气、硫回收酸性气及其他火

炬系统中的小流量火炬气。本项目设置醋酸火炬一套：处理醋酸装置产生的尾气，

分别为连续排放尾气及事故排放气。其中连续排放尾气主要来自装置高、低压吸

收塔的连续排放。

为预防此类工况发生，除确保生产设备和施工安装质量先进可靠外，还需加

强管理，做好设备的日常维护、保养工作，定期检查设施的运行情况，同时严格

按照操作规程生产，可减少此类非正常工况的发生。

3.3.5.1非正常工况废水处理系统

本项目设置一个有效容积 V=10000m3事故水池，收集厂区污染的消防废水、

初期雨水及污水处理站处理装置发生故障或处理效率达不到设计指标要求时废

水，然后分批送本项目污水处理站进行处理，不外排。

3.3.6污染物排放统计

本项目污染物排放情况汇总见表3.3-7~3.3-9。

表 3.3-7 大气污染物有组织排放量核算表

序

号排放口编号污染物

核算排放浓度/（μg/m3）

核算排放速率/（kg/h）

核算年排放量/（t/a）

主要排放口

1灰水处理-低压闪

蒸不凝气

H2S 29.11 0.04 0.32

NH3 65.5 0.09 0.72

2 硫磺包装废气颗粒物 20 0.08 0.67

3 蒸汽过热炉烟气颗粒物 15 0.17 1.35

NOx 80 0.9 7.2


121

序

号排放口编号污染物

核算排放浓度/（μg/m3）

核算排放速率/（kg/h）

核算年排放量/（t/a）

4锅炉烟囱

排放废气

颗粒物 4.18 2.02 16.15

SO2 26.22 12.65 101.2

NOx 20.95 10.11 80.87

Hg 0.02 0.01 0.09

H2S 4.35 2.1 16.8

CH3OH 9.74 4.7 37.58

主要排放口合计

颗粒物 18.17

SO2 101.20

NOx 88.07

Hg 0.09

H2S 17.12

CH3OH 37.58

一般排放口

5 煤贮斗排放气颗粒物 30 2×0.15 2.40

6 灰库除尘尾气颗粒物 30 0.11 0.84

7 渣仓除尘尾气颗粒物 30 0.08 0.60

8石灰石料仓除尘

尾气颗粒物 30 0.018 0.14

9生石灰料仓除尘

尾气颗粒物 30 0.01 0.07

10 污水处理站废气H2S 0.06 0.0002 0.0019

NH3 0.5 0.002 0.016

一般排放口合计

颗粒物 4.05

H2S 0.0019

NH3 0.016有组织排放总计

有组织排放总计

颗粒物 22.22SO2 101.20NOx 88.07H2S 17.12NH3 0.74

CH3OH 37.58Hg 0.09


122

表 3.3-8 大气污染物无组织排放量核算表

序

号

排放口

编号

产污

环节污染物

主要污染

防治措施

国家或地方污染物排放标准年排放量/（t/a）标准名称

浓度限值/（μg/m3）

1 A11煤气

化

H2S

加强管理

《恶臭污染物排放

标准》

（GB14554-93）

0.06 0.016

NH3 1.5 0.04

2 A12硫回

收H2S 0.06 0.08

3 A13

污水

处理

站

H2S 0.06 0.0024

NH3 1.5 0.032

4 A14

醋酸

成品

罐区

非甲烷

总烃/

《石油化学工业污

染物排放标准》

（GB31571-2015）

4.0 7.04

5 A15

醋酸

中间

罐区

非甲烷

总烃/ 4.0 0.24

6 A16甲醇

罐区甲醇氮封

《大气综合排放标

准》（GB16297-1996）

12 12.32

7 A17

甲醇

中间

罐区

甲醇氮封 12 0.64

无组织排放总计

无组织排放总计

H2S 0.10NH3 0.07

非甲烷总烃 7.28甲醇 12.96

表 3.3-9 大气污染物年排放量核算表

序号污染物年排放量/（t/a）

1 颗粒物 22.22

2 SO2 101.2

3 NOx 88.07

4 H2S 17.22

5 NH3 0.81

CH3OH 37.58

Hg 0.09

非甲烷总烃 7.28

甲醇 12.96


123

4环境现状调查与评价

4.1自然环境概况

4.1.1地理位置

本项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区纳林河化工

项目区。

鄂尔多斯市位于内蒙古自治区西南部，地处鄂尔多斯高原腹地。东、南、西

与晋、陕、宁接壤，北及东北面与包头以及自治区首府呼和浩特隔河相望。东西

长约 400km，南北宽约 340km，总面积 86752km2。

乌审旗位于鄂尔多斯市西南部，东北部、北部与伊金霍洛旗、杭锦旗接壤，

西北部、西部与鄂托克旗交界，西南部与鄂托克前旗毗连，南部与陕西省靖边县、

横山县为邻，东部与陕西省榆林市相依，东北部分地段与陕西省神木县相靠。全

旗境东西最宽处 104km，南北最长处 194km，总面积 11645km2。

项目地理位置见图 4.1-1。

4.1.2地形地貌

乌审旗地处鄂尔多斯高原东南部，总的地形是西北高，东南低，中部略有隆

起。境内大部地区沟谷发育、纵横密布。属丘陵沟壑地貌。根据南北地貌差异分

为四个类型：黄河南岸平原区：旗境北部边缘，占全旗总平积的 7.8%，为中生

化晚期、第四纪初进一步发育的东西向断陷盆地，黄河及其支流冲积平原，地形

平坦。北部库布其沙漠区：库布其沙漠向东延伸的尾端，第四纪全新统风积物，

以流动、半固定、固定沙丘覆盖，占全旗总面积的 11.7%，沙丘呈新月状。中部

丘陵沟壑区：东部以上侏罗一下白至系统为主，中部以第三纪上新统砖红色泥岩

为主，西部以三迭纪上统砂质泥岩、中统的含砾砂岩、泥质粉砂岩、综红色砂质

泥岩、砂砾砂岩为主，占全旗总面积 40%，沟谷密布，基岩裸露。南部黄土丘陵

沟壑区：旗境南部，与晋、陕黄土高原相连，第四纪时期一种特殊纳林河沉积物，

本身又是未固定的土状堆积物，加上水蚀风蚀，本区沟谷发育、沟谷深切，出现

了源、梁、如、坪等不同地形。

乌审旗纳林河新区地势南高北低，高度变化从 1120m 到 1260m，差值最大

达到 140m左右。该区域地处库布其沙漠的东边缘，地表为第四纪上更新统风积


124

沙层和黄土层（Q4）覆盖层，平均厚度约 20m 左右，其下为第三系上新统（N2）

红色泥岩夹砂岩（含钙质结核），厚度 5～10m；白垩系志丹群（K1zh5-7）砂岩

层，砂岩中含水层平均厚度在 100m左右，最薄处不小于 80m。

4.1.3 气候气象

厂址地处西北内陆，属典型的中温带干旱大陆性季风气候区，主要气候特征

为冬季长而寒冷，夏季短而炎热，春季风多沙大，秋季凉爽，冷热多变，昼夜温

差悬殊；冰冻期 11 月至次年 4 月，冬春季多西北风，夏秋季多东南风，年平均

风速 3.4m/s；多年平均气温 6.7℃，多年平均降水量 322.8mm，多年平均蒸发量

2314mm，多年平均相对湿度 55%，最大冻结深度 1.46m。

4.1.4 水文水系

乌审旗跨无定河流域和闭流区两个区域。旗内主要河流包括无定河、纳林河、

海流图河、白河，而无定河的支流则主要包括小河、母户河、臭河沟、东沟。这

些河流集中分布在乌审旗东南部，其中无定河属于过境河流，其它河沟均发源于

乌审旗，乌审旗河流沟川情况详见图 4.1-2。

无定河：无定河发源于陕西省定边县白宇山北麓，流经靖边县，在二层河圪

台进入鄂尔多斯市鄂托克前旗城川镇境内，流经跌哨沟湾进入乌审旗河南乡境

内，经巴图湾水电站，在奶妈地湾又进入陕西省横山县红墩界乡境内，流经白城

子又进入乌审旗无定河镇境内，流经张冯畔水电站在庙畔桥又入陕西省横山县，

流经镇川、米脂、绥德，与黑河汇合后称无定河，最终在青涧县入黄河，流域面

积 6941km2。乌审旗境内流域面积 2560km2，干流长 80km，比降为 1.74‰，河

道下切深度为 30~50m，河床为沙壤土质，河底平均宽 30~40m。

纳林河：乌审旗境内流域面积 1783km2，河道全长 67km，比降为 2.02‰。

海流图河：海流图河发源于乌审旗达布察克镇姑子滩，流经达布察克镇和巴

彦柴达木乡。流域面积 1630km2，河道全长 35km，比降为 2.3‰。

白河：白河发源于乌审旗乌兰陶勒盖苏木石边滩，流经乌兰陶勒盖苏木。流

域面积 968km2，河道全长 25km，比降为 4.4‰。乌审旗北部沙地面积较大，沙

丘起伏，形成很多相对闭流区，部分地区汇集形成少量的淡水湖。

4.1.5土壤植被

项目区土壤以中生代沉积岩为主体岩层，岩层主要以二叠纪、三叠纪、侏罗


125

纪、白垩纪的松散沉积岩、红色及茶色泥岩和砂岩为主，上世纪开始有露顶煤系

统沉淀。在第四纪的干冷气候下，岩层上部堆积了黄土和风沙土层，黄土和风沙

土成为项目区土壤的成土母质层，土壤受强烈的侵蚀影响，地带性土壤不明显，

非地带性土壤分布广泛，风沙土比例较大，其次是黄绵土，此外还有少量砒砂岩

土。厂址用地以沙地地形为主，在其北部和中部分布有新月状及波伏状流动沙丘。

项目区植被属暖温型草原植被，多为 30～40cm高的人工植被，抗侵蚀力较强。

常见植被有沙地柏、沙鞭沙生冰草、白草、冷蒿、木岩黄芪、苦豆子、沙珍棘豆、

牛心朴子、沙兰刺头等。

4.1.6矿产资源

鄂尔多斯市是资源富集区，是国家重要的能源基地。含煤面积约占鄂尔多斯

全市面积的 70％，煤炭探明储量 1496亿 t，约占全国储量的 1/6，预测储量达 1 万

亿 t，约占全国 1/4，初步探明鄂尔多斯市煤层气资源总量 11.3 万亿 m3。乌审旗

煤炭资源约 300亿 t，还有品种齐全、蕴藏丰富的其它矿产资源，主要有盐、碱、

芒硝、石油、陶土、白垩土、石英砂等。

4.2环境质量现状评价

4.2.1环境空气质量现状监测与评价

1、基本污染物环境质量现状

为了解区域环境空气质量达标区判定情况，本项目采用鄂尔多斯市 2017年

1月 1日~2017年 12月 31日中心城区空气质量统计数据进行评价，数据来自鄂

尔多斯市生态环境局网站，基本污染物环境质量现状见表 4.2-1。

表 4.2-1 基本污染物环境质量现状单位：μg/m3

污染物年评价指标现状浓度

（μg/m3）

标准值

（μg/m3）占标率/% 达标情况

SO2 年平均 14 60 20.00 达标

NO2 年平均 27 40 62.50 达标

O3

日最大 8小时平均

第 90百分位数浓

度

159 160 102.50 不达标

CO24小时平均第 95百分位数浓度

1.1mg/m3 4 mg/m3 27.50 达标

PM10 年平均 67 70 94.29 达标

PM2.5 年平均 24 35 65.71 达标


126

由表 4.2-1 统计结果可知，鄂尔多斯 2017年 SO2、NO2、PM10、PM2.5年均

浓度分别为 14μg/m3、27μg/m3、67μg/m3、24μg/m3；CO 24小时平均第 95百分位

数为 1.1mg/m3，O3日最大 8小时平均第 90百分位数为 159μg/m3；各污染物平均

浓度均低于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）及其修改单二级标准浓度限

值要求，项目所在区域为环境空气质量达标区域。

2、其他污染物环境质量现状评价

为了解评价区其他污染物环境质量现状，采用内蒙古富源新纪检测有限责任

公司于 2019年 03月 23日~04月 13日对本项目进行的环境空气质量现状监测值。

①监测点位

本次环境现状监测共布设2个监测点，监测点位见表4.2-2，监测布点见图

4.2-1。

表 4.2-2 其他污染物补充监测点位基本信息

监测点名称相对厂址方位相对厂界距离/m

拟建厂址 / /

下风向 2km N 2000

②监测项目

TSP、甲醇、氨、硫化氢、非甲烷总烃、TVOC；

各监测因子的监测项目详见下表。

表 4.2-3 各监测因子监测项目表

监测项目类别监测因子

特征监测因子

1小时平均浓度监测甲醇、氨、硫化氢、非甲烷总烃；

8小时平均浓度监测 TVOC

日均浓度监测 TSP、甲醇；

③监测时间及频率

监测时间：连续监测 7天；

监测频率：1小时质量浓度监测值至少获取当地时间 02、08、14、20时 4 个

小时浓度，日平均浓度监测值应符合 GB3095-2012 及相关标准对数据的有效性

规定。

④监测方法

采样及分析方法按照《环境空气质量监测技术规范（试行）》要求执行。监


127

测仪器、分析方法具体见表 4.2-4。

表 4.2-4 环境空气质量现状检测仪器及分析方法表

序

号

检测

项目检测方法及方法来源使用仪器及编号检出限

1 TSP

《环境空气总悬浮颗粒物的测定

重量法》GB/T15432-1995及第 1号修改单

（GB/T15432-1995/XG1-2018）

大气颗粒物综合采样器

FYXJ/ZL-001[013]、[015]电子天平

FYXJ/HY-101[003]

0.001mg/m3

2硫化

氢

环境空气亚甲基蓝分光光度法

《空气和废气监测分析方法》第

四版增补版第三篇第一章（十一）


FYXJ/ZL-001[014]、[016]可见分光光度计

FYXJ/HY-113[001]

0.001mg/m3

3 氨

环境空气和废气氨的测定纳

氏试剂分光光度法

（HJ533-2009）


FYXJ/ZL-001[014]、[016]可见分光光度计

FYXJ/HY-113[001]

0.01mg/m3

4 甲醇

气相色谱法《空气和废气监测分

析方法》第四版增补版第六篇第

一章（六）


FYXJ/ZL-001[013]、[015]24小时恒温自动连续采样

器

FYXJ/HY-006[005]、[006]气相色谱仪

FYXJ/HY-116[001]

0.1mg/m3

5非甲

烷总

烃

环境空气总烃、甲烷和非甲烷总

烃的测定直接进样-气相色谱法

（HJ604-2017）

废气 VOCs采样仪

FYXJ/HY-019[001-1]气相色谱仪

FYXJ/HY-116[003]

0.07mg/m3

（以碳计）

6

*总挥

发性

有机

物

TVOC

室内环境空气质量监测技术规范

（HJ/T 167-2004 附录 K 规范

性附录室内空气中总挥发性有机

物的测定方法气相色谱法-热解

析/毛细管气相色谱法（1））


FYXJ/ZL-001[017]、[018]气相色谱质谱仪

FYXJ/HY-137[001-2]

0.5μg/m3

备注：按照委托方要求使用此室内空气检测方法对 TVOC进行检测，检测结果仅供参考。

⑤监测期间气象条件

监测期间气象条件见表 4.2-5。


128

表 4.2-5 环境空气质量现状检测气象参数观测结果统计表

采样日期采样时间气温（℃）气压（hPa）风速（m/s）风向

2019.03.23

02:00~03:00 -2.1 868.9 2.0 NW

08:00~09:00 2.3 867.5 1.8 NW

14:00~15:00 7.1 867.0 1.0 NW

20:00~21:00 2.9 870.1 2.1 NW

2019.03.24

02:00~03:00 2.6 869.4 0.8 NW

08:00~09:00 7.4 867.6 0.5 NW

14:00~15:00 11.7 867.2 1.0 NW

20:00~21:00 6.9 869.8 1.4 NW

2019.03.25

02:00~03:00 2.8 870.1 0.4 N

08:00~09:00 7.9 869.2 0.3 N

14:00~15:00 13.6 867.5 0.5 N

20:00~21:00 8.0 869.3 0.4 N

2019.03.26

02:00~03:00 5.2 869.3 1.4 NW

08:00~09:00 10.6 868.2 0.9 NW

14:00~15:00 17.1 867.1 1.5 NW

20:00~21:00 9.4 868.9 1.0 NW

2019.03.27

02:00~03:00 4.2 869.9 1.4 NW

08:00~09:00 9.3 868.2 1.0 NW

14:00~15:00 14.9 867.4 1.6 NW

20:00~21:00 8.0 868.5 1.2 NW

2019.03.28

02:00~03:00 0.6 869.3 1.8 NW

08:00~09:00 4.5 869.0 2.0 NW

14:00~15:00 9.8 868.1 2.3 NW


129

采样日期采样时间气温（℃）气压（hPa）风速（m/s）风向

20:00~21:00 6.3 868.6 2.5 NW

2019.03.29

02:00~03:00 -4.8 870.3 2.5 NW

08:00~09:00 -2.3 869.2 2.0 NW

14:00~15:00 5.0 868.5 1.8 NW

20:00~21:00 2.3 868.9 1.9 NW

⑥监测结果及评价

采用单因子指数法对监测项目进行评价，评价结果见表 4.2-6。

表 4.2-6 其他污染物环境质量现状监测及评价表

监测

点位污染物平均时间

评价标准

(mg/m3)浓度范围

(mg/m3)最大浓度

占标率%超标率

%达标

情况

拟建

厂址

TSP 日均值300

（μg/m3）

167-246（μg/m3）

82.00 0 达标

甲醇小时值 3 0.1L / 0 达标

日均值 1 0.1L / 0 达标

氨小时值 0.2 0.01L / 0 达标

硫化氢小时值 0.01 0.001L / 0 达标

非甲烷总烃小时值 2.0 0.06-0.34 17.00 0 达标

TVOC日均最大

8小时

600（μg/m3）

6.4-6.9（μg/m3）

1.15 0 达标

下风向

2km

TSP 日均值300

（μg/m3）

188-251（μg/m3）

83.67 0 达标

甲醇小时值 3 0.1L / 0 达标

日均值 1 0.1L / 0 达标

氨小时值 0.2 0.01L / 0 达标

硫化氢小时值 0.01 0.001L / 0 达标

非甲烷总烃小时值 2.0 0.10-0.41 20.50 0 达标

TVOC日均最大

8小时

600（μg/m3）

11.8-13.4（μg/m3）

2.23 0 达标

由表 4.2-6统计结果可知，评价区内 2个监测点位 TSP日均值满足《环境空

气质量标准》（GB3095-2012）及其修改单二级标准；NH3小时值、H2S小时值、

甲醇小时值、日均值和总挥发性有机物（TVOC）日均最大 8小时均满足《环境

影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D其他污染物空气质量浓度参

考限值，非甲烷总烃小时值满足河北省地方标准《环境空气质量非甲烷总烃限

值》（DB13/1577-2012）二级标准。


130

4.2.2地下水环境质量现状

本次委托内蒙古富源新纪检测有限责任公司进行现状监测，监测时间为2019

年 03月 30日。

（1）监测点布置

本次评价地下水监测布设 7个水质监测点，14个水位监测点，监测布点图

见图 4.2-2。布点情况见表 4.2-7。（2）监测项目

钾、钠、钙、镁、碳酸根、重碳酸根、氯化物、硫酸盐、pH、氨氮、硝酸

盐、亚硝酸盐、挥发酚、氰化物、总硬度、氟化物、溶解性总固体、耗氧量、总

大肠菌群、细菌总数、石油类、砷、铅、汞、六价铬、铁、锰、镉、甲醇。


131

表 4.2-7 地下水监测布点统计表

点位坐标地表高程(m) 水位高程(m) 水位埋深(m) 水井功能

DXS01项目厂址 N：38*05'42.03'' E：109*00'27.07'' 1152.01 1129.7 22.31 饮用

DXS02刘应沙牧民水井 N:38*07'30.62'' E:109*00'24.37'' 1170.81 1139.5 31.31 饮用

DXS03毛乌素牧民水井 N:38*06'14.48'' E:108*58'08.96'' 1157.72 1132.7 25.02 饮用

DXS04加油站自备井 N:38*05'53.36'' E:109*00'52.69'' 1157.46 1130.8 25.66 饮用

DXS05搅拌站水井 N:38*05'05.33'' E:108*59'58.46'' 1144.5 1125.5 19 饮用

DXS06九安喜顺物流自备井 N:38*04'48.08'' E:109*01'31.87'' 1142.9 1122.3 20.6 饮用

DXS07天然气门站水井 N:38*04'33.49'' E:109*00'32.63'' 1139.27 1121.7 17.57 饮用

DXS08布拉格音柴达木 N:38*07'27.27'' E:108*57'18.81'' 1179.9 1141.1 38.8 饮用

DXS09雷加羊厂灌溉井 N:38*06'04.84'' E:109*04'48.26'' 1134.48 1120 14.48 灌溉

DXS10西摊变电站水井 N:38*04'46.59'' E:109*01'48.13'' 1135.57 1119.5 16.07 饮用

DXS11第二净化水厂水井 N:38*04'12.51'' E:109*01'53.71'' 1132.18 1118.6 13.58 饮用

DXS12水清湾村民水井 N:38*02'41.73'' E:109*00'36.43'' 1111.2 1098.3 12.9 饮用

DXS13中煤生活区供水井 N:38*04'41.14'' E:108*58'50.62'' 1139.88 1123 16.88 饮用

DXS14白家堂村民水井 N:38*04'53.68'' E:108*56'33.24'' 1141.47 1125 16.47 饮用


132

（3）监测结果

监测结果见表 4.2-8。

表 4.2-8 地下水监测结果统计表

序

号

监测

项目单位

监测结果

项目

厂址

刘应沙

牧民

水井

毛乌素

牧民

水井

加油站自

备井

搅拌站

水井

九安喜

顺物流

自备井

天然气

门站

水井

1 pH值 —— 7.84 7.74 7.8 7.88 7.86 7.74 7.58

2 钾 mg/L 1.84 1.28 2.13 1.5 1.63 1.54 2.85

3 钠 mg/L 10.4 11.1 12.2 9.5 5.8 8.05 39.6

4 钙 mg/L 35 48 39 51 40 60 160

5 镁 mg/L 7 10 6 9 4 11 15

6 氯化物 mg/L 7 10 9 10 7 11 79

7 硫酸盐 mg/L 6 26 18 28 6 39 235

8 碳酸根 mg/L 5L 5L 5L 5L 5L 5L 5L

9 重碳酸根 mg/L 154 169 157 182 187 199 228

10 氨氮 mg/L 0.025L 0.025L 0.025L 0.025L 0.025L 0.025L 0.025L

11 硝酸盐氮 mg/L 2.23 4.73 0.09 4.77 3.84 4.15 19.2

12亚硝酸盐

（氮）mg/L 0.003L 0.004 0.004 0.015 0.003L 0.003L 0.96

13 挥发酚 mg/L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L

14 氰化物 mg/L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L

15 总硬度 mg/L 129 157 123 154 116 203 432

16 氟化物 mg/L 0.23 0.18 0.21 0.13 0.12 0.11 0.09

17溶解性总

固体mg/L 165 230 178 238 174 270 690

18 耗氧量 mg/L 0.36 0.6 0.43 0.49 0.64 0.56 10.9

19总大肠

菌群

MPN/100

mL<2 <2 <2 <2 <2 <2 <2

20 细菌总数 CFU/mL 4 5 76 44 26 16 5

21 石油类 mg/L 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.03

22 砷 mg/L 0.0036 0.0005 0.0023 0.0012 0.003 0.0011 0.0034

23 铅 mg/L 0.0025L 0.0025L 0.0025L 0.0025L 0.0025L 0.0025L 0.0025L

24 汞 mg/L 0.00004L 0.00004L 0.00004L 0.00004L0.00004

L

0.00004

L

0.00004

L

25 六价铬 mg/L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L

26 铁 mg/L 0.03L 0.03L 0.03L 0.03L 0.03L 0.03L 0.03L

27 锰 mg/L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L

28 镉 mg/L 0.0005L 0.0005L 0.0005L 0.0005L 0.0005L 0.0005L 0.0005L

29 甲醇 mg/L 0.2L 0.2L 0.2L 0.2L 0.2L 0.2L 0.2L


133

（4）评价结果

采用的评价方法为单因子指数法，采用的标准为《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准值，评价结果见表 4.2-9。

表 4.2-9 地下水现状评价结果表

序号监测项目

评价结果

项目厂址刘应沙牧

民水井

毛乌素牧

民水井

加油站

自备井

搅拌站

水井

九安喜顺

物流

自备井

天然气门

站水井

1 pH值 0.560 0.493 0.533 0.587 0.573 0.493 0.387

2 钠 0.052 0.056 0.061 0.048 0.029 0.040 0.198

3 氯化物 0.028 0.040 0.036 0.040 0.028 0.044 0.316

4 硫酸盐 0.024 0.104 0.072 0.112 0.024 0.156 0.940

5 氨氮 - - - - - - -

6 硝酸盐氮 0.112 0.237 0.005 0.239 0.192 0.208 0.960

7亚硝酸盐

（氮）- 0.004 0.004 0.015 - - 0.960

8 挥发酚 - - - - - - -

9 氰化物 - - - - - - -

10 总硬度 0.287 0.349 0.273 0.342 0.258 0.451 0.960

11 氟化物 0.230 0.180 0.210 0.130 0.120 0.110 0.090

12溶解性总

固体0.165 0.230 0.178 0.238 0.174 0.270 0.690

13 耗氧量 0.120 0.200 0.143 0.163 0.213 0.187 3.633

14总大肠菌

群- - - - - - -

15 细菌总数 0.040 0.050 0.760 0.440 0.260 0.160 0.050

16 石油类

17 砷 0.360 0.050 0.230 0.120 0.300 0.110 0.340

18 铅 - - - - - - -

19 汞 - - - - - - -

20 六价铬 - - - - - - -

21 铁 - - - - - - -

22 锰 - - - - - - -

23 镉 - - - - - - -

由表 4.2-9可看出，除天然气门站水井耗氧量超标 2.633倍外，其余监测点

监测因子均没有出现超标现象，超标原因可能是该水井中地下水受到有机物污

染。


134

4.2.3声环境质量现状监测与评价

噪声现状数据采用内蒙古富源新纪检测有限责任公司于 2019年 3月 24日和

25日对本项目进行的噪声质量现状监测值。

1、监测布点

为了解项目厂界噪声现状，在本项目厂址四周东、南、西、北厂界各布设 2

个噪声监测点，设 8个监测点，具体点位见现状监测布点图 4.2-1。

2、监测仪器及方法

拟建项目厂界噪声环境质量现状监测按照《声环境质量标准》

（GB3096-2008）中规定的方法进行监测；具体监测方法及仪器见表 4.2 -10。

表 4.2-10 分析方法、来源及主要分析仪器汇总表（声）

分析项目采样方法及来源使用仪器校准前

dB(A)校准后

dB(A)

厂界噪声《声环境质量标准》

（GB3096-2008）

多功能声级计

FYXJ/HY-009[004]声校准器

FYXJ/HY-012[003]

93.8 93.8

3、监测时间和频率

监测 2天，分昼间和夜间分别进行，昼间 6:00-22:00、夜间 22:00-次日 6:00。4、噪声监测结果

噪声现状监测结果见表 4.2-11。

表 4.2-11 噪声现状监测结果表

监测编号昼间dB(A) 执行

标准

夜间dB(A) 执行

标准2019.03.24 2019.03.25 2019.03.24 2019.03.251＃东厂界 52.0 52.0

65

48.9 47.8

55

2＃东厂界 50.9 51.8 47.0 47.43＃南厂界 50.7 51.1 46.8 46.64＃南厂界 51.7 51.6 46.2 48.95＃西厂界 52.0 51.2 46.7 47.96＃西厂界 50.7 52.3 46.6 45.97＃北厂界 52.7 50.3 47.5 48.78＃北厂界 52.7 50.6 47.5 46.4

备注执行《声环境质量标准》GB3096-2008 3 类区标准

5、噪声质量现状评价

本项目厂址所处区域属于工业区，执行《声环境质量标准》（GB3096—2008）

中 3类区标准，昼间 65dB(A)，夜间 55dB(A)。


135

从表 4.2-11监测结果表明，昼间监测值在 50.3～52.7dB(A)，夜间监测值在

45.9～48.9dB(A)之间，该厂界连续等效 A 声级昼间、夜间均未出现超标值，符

合《声环境质量标准》(GB3096-2008)3类标准要求。

4.2.4土壤环境质量现状监测与评价

土壤现状数据采用内蒙古富源新纪检测有限责任公司 2019年 3月 29日（采

样一次）对本项目进行的土壤质量现状监测值。

1、监测布点

本次土壤环境现状监测共布设了 5个监测点，共 7个土壤样点，具体监测点

位见表 4.2-12。

表 4.2-12 土壤现状监测布点

序号监测点位坐标采样点

1 厂址西北侧N38°06'01.63"E108°59'43.75"

表层样（0～20cm）

2

拟建厂址

N38°05'46.03"E109°00'24.41"


3N38°05'46.03"E109°00'24.41"

中层样（20～60cm）

4N38°05'46.03"E109°00'24.41"

深层样（60～100cm）

5 厂址东南侧N38°05'41.23"E109°00'39.37"


6 厂址西侧N38°05'35.05"E109°00'00.10"


7 厂址东侧N38°05'51.73"E109°00'49.06"


2、监测项目

拟建厂址监测项目：砷、镉、铬（六价）、铜、铅、汞、镍，四氯化碳、氯

仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、顺-1,2-二氯乙烯、反

-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四氯乙烷、

四氯乙烯、1,1,1-三氯乙烷、1,1,2-三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3-三氯丙烷、氯乙烯、

苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、

邻二甲苯，硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并蒽、苯并芘、苯并荧蒽、䓛、二苯并蒽、

茚并芘、萘。

厂址西北侧、厂址东南侧、厂址西侧、厂址东侧监测项目：砷、镉、铬（六


136

价）、铜、铅、汞、镍。

3、监测方法

采样和分析方法按《土壤环境监测技术规范》（HJ/T166－2004）及《土壤

环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中相关

要求进行，见表 4.2-13。

表 4.2-13 土壤检测项目及分析方法一览表

序

号检测项目分析方法及来源检出限

1 铜土壤质量铜、锌的测定火焰原子吸收分光光度法

（GB/T17138-1997）1mg/kg

2 铅土壤质量铅、镉的测定石墨炉原子吸收分光光度

（GB/T17141-1997）0.1mg/kg

3 铬（六价）

六价铬碱消解比色法

US EPA METHEOD 3060A:1996&US EPAMETHEOD7196A:1992

0.5mg/kg

4 镉土壤质量铅、镉的测定石墨炉原子吸收分光光度法

（GB/T17141-1997）0.01mg/kg

5 镍土壤质量镍的测定酸消解-火焰原子吸收分光光度

（GB/T17139-1997）5mg/kg

6 汞土壤质量总汞、总砷、总铅的测定原子荧光法第 1部分

土壤中总汞测定（GB/T22105.1-2008）0.002mg/kg

7 砷土壤质量总汞、总砷、总铅的测定原子荧光法第 2部分

土壤中总砷测定（GB/T22105.2-2008）0.01mg/kg

8 四氯化碳土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱

-质谱法（HJ605-2011）1.3μg/kg

9三氯甲烷

（氯仿）

土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱

-质谱法（HJ605-2011）1.1μg/kg

10 氯甲烷土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱

-质谱法（HJ605-2011）1.0μg/kg

111,1-二氯

乙烷


-质谱法（HJ605-2011）1.2μg/kg

121,2-二氯

乙烷


-质谱法（HJ605-2011）1.3μg/kg

131,1-二氯

乙烯


-质谱法（HJ605-2011）1.0μg/kg

14顺-1,2 -二氯乙烯


-质谱法（HJ605-2011）1.3μg/kg

15反-1,2 -二氯乙烯


-质谱法（HJ605-2011）1.4μg/kg

16 二氯甲烷土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱

-质谱法（HJ605-2011）1.5μg/kg


137

171,2-二氯

丙烷

土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-质谱法（HJ605-2011）

1.1μg/kg

181,1,1,2-四氯乙烷


1.2μg/kg

191,1,2,2-四氯乙烷


1.2μg/kg

20 四氯乙烯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.4μg/kg

211,1,1-三氯

乙烷


1.3μg/kg

221,1,2-三氯

乙烷


1.2μg/kg

23 三氯乙烯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.2μg/kg

241,2,3-三氯

丙烷


1.2μg/kg

25 氯乙烯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.0μg/kg

26 苯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.9μg/kg

27 氯苯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.2μg/kg

281,2-二氯

苯


1.5μg/kg

291,4-二氯

苯


1.5μg/kg

30 乙苯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.2μg/kg

31 苯乙烯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.1μg/kg

32 甲苯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.3μg/kg

33间/对二甲

苯


1.2μg/kg

34 邻二甲苯土壤和沉积物挥发性有机物的测定吹扫捕集/气相色谱-

质谱法（HJ605-2011）1.2μg/kg

35 2-氯酚土壤和沉积物酚类化合物的测定气相色谱法

（HJ703-2014）0.04mg/kg

36 萘土壤和沉积物多环芳烃的测定气相色谱-质谱法

（HJ805-2016）0.09mg/kg

37 苯并[a]蒽土壤和沉积物多环芳烃的测定气相色谱-质谱法

（HJ805-2016）0.12mg/kg

38 苯并[a]芘土壤和沉积物多环芳烃的测定气相色谱-质谱法

（HJ805-2016）0.17mg/kg


138

39苯并[b]荧

蒽

土壤和沉积物多环芳烃的测定气相色谱-质谱法

（HJ805-2016）0.17mg/kg

40 硝基苯土壤和沉积物半挥发性有机物的测定气相色谱-质谱法

（HJ834-2017）0.10mg/kg

41 苯胺土壤和沉积物半挥发性有机物的测定气相色谱-质谱法

（HJ834-2017）0.10mg/kg

42苯并[k]荧

蒽


（HJ805-2016）0.11mg/kg

43 䓛土壤和沉积物多环芳烃的测定气相色谱-质谱法

（HJ805-2016）0.14mg/kg

44二苯并

[a,h]蒽土壤和沉积物多环芳烃的测定气相色谱-质谱法

（HJ805-2016）0.13mg/kg

45茚并

[1,2,3-cd]芘


（HJ805-2016）0.13mg/kg

4、监测结果

土壤环境质量现状监测结果见表 4.2-14。

5、评价标准

本项目位于工业园区内，土壤环境评价执行《土壤环境质量—建设用地土壤

污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）表 1筛选值第二类用地标准。

6、评价结果

采用单因子指数法对监测项目进行评价，评价结果见表 4.2-15。

由表 4.2-15统计结果可知，各监测点位监测值均满足《土壤环境质量标准—

建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）表 1筛选值第二类用地标

准要求，土壤环境质量良好。


139

表 4.2-14 土壤环境质量现状监测结果单位：mg/kg

序号检测项目厂址西北侧厂址东南侧厂址

西侧

厂址

东侧

拟建厂址拟建厂址拟建厂址

（表层土）（中层土）（深层土）

1 砷 1.08 0.84 1.07 0.92 0.95 0.78 1.052 镉 0.16 0.13 0.12 0.13 0.14 0.14 0.123 铬（六价） / / / / 0.5L 0.5L 0.5L4 铜 2 2 5 3 4 6 45 铅 15.2 17.2 16.7 13.6 14.6 14 14.56 汞 0.017 0.016 0.016 0.015 0.018 0.015 0.0187 镍 5L 5L 5L 5L 5L 5L 5L8 四氯化碳 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L9 三氯甲烷 / / / / 0.0011L 0.0011L 0.0011L10 氯甲烷 / / / / 0.001L 0.001L 0.001L11 1,1-二氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L12 1,2-二氯乙烷 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L13 1,1-二氯乙烯 / / / / 0.0010L 0.0010L 0.0010L

14 顺-1,2 -二氯乙烯 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L

15 反-1,2 -二氯乙烯 / / / / 0.0014L 0.0014L 0.0014L

16 二氯甲烷 / / / / 0.0015L 0.0015L 0.0015L17 1,2-二氯丙烷 / / / / 0.0011L 0.0011L 0.0011L

18 1,1,1,2-四氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L

19 1,1,2,2-四氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L

20 四氯乙烯 / / / / 0.0014L 0.0014L 0.0014L21 1,1,1-三氯乙烷 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L


140

22 1,1,2-三氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L23 三氯乙烯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L24 1,2,3-三氯丙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L25 氯乙烯 / / / / 0.0010L 0.0010L 0.0010L26 苯 / / / / 0.0019L 0.0019L 0.0019L27 氯苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L28 1,2-二氯苯 / / / / 0.0015L 0.0015L 0.0015L29 1,4-二氯苯 / / / / 0.0015L 0.0015L 0.0015L30 乙苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L31 苯乙烯 / / / / 0.0011L 0.0011L 0.0011L32 甲苯 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L33 间/对二甲苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L34 邻二甲苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L35 硝基苯 / / / / 0.10L 0.10L 0.10L36 苯胺 / / / / 0.10L 0.10L 0.10L37 2-氯酚 / / / / 0.04L 0.04L 0.04L38 苯并[a]蒽 / / / / 0.12L 0.12L 0.12L39 苯并[a]芘 / / / / 0.17L 0.17L 0.17L40 苯并[b]荧蒽 / / / / 0.17L 0.17L 0.17L41 苯并[k]荧蒽 / / / / 0.11L 0.11L 0.11L42 䓛 / / / / 0.14L 0.14L 0.14L43 二苯并[a,h]蒽 / / / / 0.13L 0.13L 0.13L44 茚并[1,2,3-cd]芘 / / / / 0.13L 0.13L 0.13L45 萘 / / / / 0.09L 0.09L 0.09L

注：/为未检测项目


141

表 4.2.4-4 土壤环境质量现状评价结果单位：mg/kg

序号检测项目厂址西北侧厂址东南侧厂址西侧厂址东侧拟建厂址拟建厂址拟建厂址

筛选值二类（表层土）（中层土）（深层土）

1 砷 0.0180 0.0140 0.0178 0.0153 0.0158 0.0130 0.0175 602 镉 0.0025 0.0020 0.0018 0.0020 0.0022 0.0022 0.0018 653 铬（六价） / / / / 0.5L 0.5L 0.5L 5.74 铜 0.0001 0.0001 0.0003 0.0002 0.0002 0.0003 0.0002 180005 铅 0.0190 0.0215 0.0209 0.0170 0.0183 0.0175 0.0181 8006 汞 0.0004 0.0004 0.0004 0.0004 0.0005 0.0004 0.0005 387 镍 5L 5L 5L 5L 5L 5L 5L 9008 四氯化碳 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L 2.89 三氯甲烷 / / / / 0.0011L 0.0011L 0.0011L 0.910 氯甲烷 / / / / 0.001L 0.001L 0.001L 3711 1,1-二氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 912 1,2-二氯乙烷 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L 513 1,1-二氯乙烯 / / / / 0.0010L 0.0010L 0.0010L 6614 顺-1,2 -二氯乙烯 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L 59615 反-1,2 -二氯乙烯 / / / / 0.0014L 0.0014L 0.0014L 5416 二氯甲烷 / / / / 0.0015L 0.0015L 0.0015L 61617 1,2-二氯丙烷 / / / / 0.0011L 0.0011L 0.0011L 518 1,1,1,2-四氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 1019 1,1,2,2-四氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 6.820 四氯乙烯 / / / / 0.0014L 0.0014L 0.0014L 5321 1,1,1-三氯乙烷 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L 84022 1,1,2-三氯乙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 2.823 三氯乙烯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 2.824 1,2,3-三氯丙烷 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 0.5


142

25 氯乙烯 / / / / 0.0010L 0.0010L 0.0010L 0.4326 苯 / / / / 0.0019L 0.0019L 0.0019L 427 氯苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 27028 1,2-二氯苯 / / / / 0.0015L 0.0015L 0.0015L 56029 1,4-二氯苯 / / / / 0.0015L 0.0015L 0.0015L 2030 乙苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 2831 苯乙烯 / / / / 0.0011L 0.0011L 0.0011L 129032 甲苯 / / / / 0.0013L 0.0013L 0.0013L 120033 间/对二甲苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 57034 邻二甲苯 / / / / 0.0012L 0.0012L 0.0012L 64035 硝基苯 / / / / 0.10L 0.10L 0.10L 7636 苯胺 / / / / 0.10L 0.10L 0.10L 26037 2-氯酚 / / / / 0.04L 0.04L 0.04L 225638 苯并[a]蒽 / / / / 0.12L 0.12L 0.12L 1539 苯并[a]芘 / / / / 0.17L 0.17L 0.17L 1.540 苯并[b]荧蒽 0.17L 0.17L 0.17L 1541 苯并[k]荧蒽 / / / / 0.11L 0.11L 0.11L 15142 䓛 / / / / 0.14L 0.14L 0.14L 129343 二苯并[a,h]蒽 / / / / 0.13L 0.13L 0.13L 1.544 茚并[1,2,3-cd]芘 / / / / 0.13L 0.13L 0.13L 1545 萘 / / / / 0.09L 0.09L 0.09L 70

注：/为未检测项目


143

4.3项目周围环境概况

本项目拟建于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区纳林河化

工项目区。厂址北侧为内蒙古中煤远兴能源化工有限公司 60万吨煤制甲醇项目，

厂址西侧为内蒙古鄂尔多斯市诚峰石化有限责任公司，厂址南侧为内蒙古博大实

地化学有限公司，厂址东侧为空地。

本项目厂址周围概况图见图 4.3-1。


144

5环境影响预测与评价

5.1环境空气质量预测与评价

5.1.1地面气象历史资料

5.1.1.1资料来源

环境空气气象资料来自乌审旗气象站，乌审旗气象站属国家一般气象观测

站，是鄂尔多斯市气象局的下设单位，位于乌审旗嘎鲁图镇，地理坐标：北纬

108°50′、东经：38°36′，拔海高度 1307.2m。

5.1.1.2常规气象资料统计分析

乌审旗地处中温带大陆性气候，日照时间长，蒸发量大于降雨量，气候干燥，

昼夜温度变化大。乌审旗近 20 年的主要地面气象统计资料，各常规气象要素统

计结果见表 5.1-1。

表 5.1-1 乌审旗气象站近 20 年主要气候资料统计结果表

序号项目统计结果序号项目统计结果

1 年平均风速 2.11m/s 6 年均蒸发量 2590mm

2 年最大风速 12.5m/s 7 年均降水量 220-360mm

3 年平均气温 6.7℃ 8 年最大降水量 937mm

4 极端最高气温 36.5℃ 9 年日照时数 2406.8h

5 极端最低气温 -30.1℃ 10 年最多风向频率 10.78%（NNE）

⑴ 风向

评价区年主导风向为 NNW 风，出现频率为 10.78%；次主导风向为W 风，

频率为 8.96%；年最少风向频率为 ENE 风，出现频率 1.82%；全年静风频率为

6.18%。乌审旗近 20 年风向频率，见表 5.1-2。

表 5.1-2 风向频率表

月份 N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSW SW WSW W WNW NW NNW 静风

1月 17.88 3.09 4.17 0.94 2.28 4.97 2.96 3.76 3.09 2.15 1.61 5.38 6.05 7.66 8.33 20.83 4.84

2月 10.27 2.98 1.93 1.04 1.19 4.91 2.38 3.27 3.72 2.68 4.32 5.51 12.5 14.88 9.82 14.73 3.87

3月 5.24 3.63 4.17 2.69 4.3 6.72 5.38 6.05 3.36 1.75 1.61 5.11 9.54 12.9 10.22 11.69 5.65

4月 8.89 2.5 2.64 2.64 1.67 4.44 9.72 9.86 6.25 3.61 5.56 5.56 9.03 7.5 6.39 10.69 3.06

5月 13.44 6.59 5.91 3.23 3.09 1.75 4.57 4.97 4.7 3.63 5.11 6.05 7.8 5.65 5.24 11.83 6.45

6月 10.69 4.44 2.64 2.22 3.61 5.69 10.83 12.08 7.08 4.72 3.75 5.97 8.47 3.89 3.75 6.94 3.19


145

7月 6.85 4.03 4.17 2.55 3.76 8.74 14.92 16.26 11.02 4.3 2.15 4.03 3.63 2.96 2.15 5.51 2.96

8月 5.11 2.55 4.57 2.28 3.9 6.99 9.14 11.96 7.8 4.3 4.17 5.24 6.72 7.39 5.65 9.27 2.96

9月 5.83 4.31 5.42 2.92 4.31 8.19 12.64 12.22 7.5 5 4.31 5.83 4.03 3.47 4.03 3.33 6.67

10月 5.51 3.09 2.15 0.81 2.69 8.2 11.56 10.08 4.17 3.23 3.23 6.05 9.54 9.01 7.26 7.93 5.51

11月 5.28 1.39 0.83 0.42 0.56 1.81 2.5 4.17 1.39 0.83 2.08 8.47 16.39 15.97 12.36 10.83 14.72

12月 9.54 1.48 0.54 0 0.67 2.15 1.75 2.82 2.96 2.82 1.61 7.26 14.25 10.89 11.42 15.73 14.11

全年 8.71 3.34 3.28 1.82 2.68 5.39 7.39 8.15 5.26 3.25 3.28 5.87 8.96 8.47 7.2 10.78 6.18

春季 9.19 4.24 4.24 2.85 3.02 4.30 6.56 6.96 4.77 3.00 4.09 5.57 8.79 8.68 7.28 11.40 5.05

夏季 7.55 3.67 3.79 2.35 3.76 7.14 11.63 13.43 8.63 4.44 3.36 5.08 6.27 4.75 3.85 7.24 3.04

秋季 5.54 2.93 2.80 1.38 2.52 6.07 8.90 8.82 4.35 3.02 3.21 6.78 9.99 9.48 7.88 7.36 8.97

冬季 12.56 2.52 2.21 0.66 1.38 4.01 2.36 3.28 3.26 2.55 2.51 6.05 10.93 11.14 9.86 17.10 7.61

⑵ 风速

该区域年平均风速为 2.11m/s，随着风向的不同，各风向下的平均风速也有

变化。年平均风速最大的风向为 NW 风，其平均风速为 2.69m/s，年平均风速最

小的风向为 ENE 风，其平均风速均为 1.5m/s。

表 5.1-3 各风向平均风速一览表

月份 N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSW SW WSW WWNW NW NNW平均

1月 2.22 1.42 1.41 1.73 1.48 1.6 2.12 1.96 1.34 1.17 1.22 1.18 1.33 1.71 1.53 2.14 1.7

2月 2.33 1.18 1.15 0.79 1.78 1.82 2.19 2.12 1.88 1.98 1.38 1.19 1.56 2.34 2.43 2.33 1.91

3月 3.16 1.71 1.77 1.69 2.36 2.03 2.39 2.74 2.95 2.47 2.17 1.7 2.26 3.11 3.34 3.16 2.47

4月 3.28 1.54 1.47 1.01 1.32 1.81 3.02 2.71 2.04 2 2.93 2.02 2.37 3.13 3.08 3.18 2.52

5月 3.67 2.44 2.03 1.5 1.26 2.02 2.12 2.5 2.06 2.58 2.79 2.35 2.19 2.2 2.93 3.81 2.49

6月 2.64 2 2.24 2.03 2.15 2.46 2.84 2.65 2.11 2.04 1.82 1.84 2.14 2.62 3.45 3.18 2.38

7月 2.88 1.99 1.34 1.64 1.87 2.07 2.96 2.93 2.22 2.26 1.39 1.74 1.81 1.66 2.11 2.76 2.3

8月 2.17 1.52 1.48 1.8 1.85 1.88 2.47 2.66 2.3 2.35 1.89 1.96 1.56 2.52 2.47 2.06 2.09

9月 1.52 1.67 1.79 1.3 1.77 2.11 2.57 2.58 1.88 1.75 1.45 1.57 1.31 1.77 1.84 2.04 1.82

10月 1.82 1.46 1.06 1.12 1.33 1.55 1.87 2.14 1.85 1.62 1.32 1.72 1.89 2.71 2.48 2.34 1.84

11月 1.66 0.72 1.32 1.27 0.98 1.34 1.33 2.28 1.58 1.68 1.35 1.46 1.86 2.63 2.71 2.36 1.78

12月 3.22 1.15 0.7 0 0.56 1.64 1.48 1.83 1.64 1.34 1.23 1.72 1.89 2.69 3.22 2.83 2.05

全年 2.65 1.73 1.61 1.5 1.74 1.91 2.5 2.56 2.06 1.98 1.9 1.7 1.89 2.54 2.69 2.68 2.11

春季 3.37 1.90 1.76 1.40 1.65 1.95 2.51 2.65 2.35 2.35 2.63 2.02 2.27 2.81 3.12 3.38 2.49

夏季 2.56 1.84 1.69 1.82 1.96 2.14 2.76 2.75 2.21 2.22 1.70 1.85 1.84 2.27 2.68 2.67 2.26

秋季 1.67 1.28 1.39 1.23 1.36 1.67 1.92 2.33 1.77 1.68 1.37 1.58 1.69 2.37 2.34 2.25 1.81

冬季 2.59 1.25 1.09 0.84 1.27 1.69 1.93 1.97 1.62 1.50 1.28 1.36 1.59 2.25 2.39 2.43 1.89


146

域各月份平均风速 4 月最高，为 2.52m/s；1 月份最低，为 1.7m/s。项目区

域年平均风速的月变化，见表 5.1-4 及图 5.1-3。

表 5.1-4 年平均风速月变化一览表

月份 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月全年

风速 1.7 1.91 2.47 2.52 2.49 2.38 2.3 2.09 1.82 1.84 1.78 2.05 2.11

⑶ 气温

项目区域气温随月份变化，最低气温出现在 1 月份，最高气温出现在 7 月

份。区域年平均气温月变化，见表 5.1-5 及图 5.1-4。

表 5.1-5 年平均气温月变化

月份 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月全年

温度 -10.95 -8.48 5.67 11.48 17.35 21.43 23.28 20.08 15.62 9.3 1.63 -6.2 8.44

5.1.2大气环境影响预测

5.1.2.1预测因子和预测内容

（1）预测因子及预测点

选取《环境空气质量标准》（GB3095-2012）、《环境影响评价技术导则-

大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D及参考国外有环境质量标准的污染物作为本次

评价的预测因子，分别为 SO2、NO2、PM10、TSP、氨、硫化氢、甲醇、非甲烷

总烃、Hg。

根据工程分析，本项目 SO2+NOx的排放量小于 500t/a，不需要考虑预测二次

污染物 PM2.5。

由于评价范围内没有环境空气保护目标，因此本次评价仅将评价范围内的网

格点作为预测点。

（2）预测内容

①正常排放条件下，预测网格点各主要污染物的短期浓度和长期浓度贡

献值及最大浓度占标率；

②正常排放条件下，预测叠加环境空气质量现状浓度后，网格点各主要

污染物的保证率日平均质量浓度和年平均质量浓度的达标情况，以及只有短

期浓度限值的污染物短期浓度叠加后的达标情况；

③非正常排放条件下，网格点主要污染物的 1h最大浓度贡献值及占标率；


147

④项目厂界浓度是否满足大气污染物环境质量短期浓度限值及厂界浓度限

值，大气环境防护距离设置情况。

5.1.2.2评价基准年的选取

根据 HJ2.2-2018 规定，依据评价所需环境空气质量现状、气象资料等数据

的可获得性、数据质量、代表性等因素，选取 2018年为评价基准年。

5.1.2.3预测模式选取

根据项目的评价范围、等级、污染源特征及地形特征，预测模式按《环境影

响评价技术导则》（HJ-2.2-2018）中推荐的进一步预测模式中的 AERMOD模式

进行污染物预测。

5.1.2.4预测模式所需基础数据及有关参数

（1）气象数据

本次评价选取乌审旗气象站 2017年全年逐日逐时地面气象数据及本项目厂

址西南 10.6km的高空气象探测站点。模型所用气象数据基本内容见表 5.1-6

表 5.1-6 观测气象数据信息

气象站名称

气象站编号

气象站等级

气象站坐标相对距

离海拔高度

数据年份

气象要素经度纬度

乌审旗气象站

53644 市级站

108.83° 38.60° 57.9km 1309m 2017风向、风速、总云量、低云量、

干球温度高空气象站点

117089 108.91° 38.04° 10.6km 1204m 2017 气压、离地高度、干球温度

（2）地形数据

选用 EIAProA2018大气预测软件中的 DEM文件生成器生成的地形数据。地

形数据源采用 csi.cgiar.org提供的 srtm免费数据，精度为 90m。项目所在地 90m

分辨率地形高程示意详见图 5.1-5。

5.1.2.5本项目及评价范围内基本信息

预测范围覆盖评价范围，本次预测范围为以厂址为中心区域，边长为

5km×5km的矩形区域。预测时取东西向为 X轴，南北向为 Y轴。本项目基本信

息底图及项目基本信息图详见图 5.1-6

本次预测共设置三类计算点：环境空气保护目标、预测范围内的网格点以及区域

最大地面浓度点。环境空气保护目标2个点；预测范围内的网格点设置采用嵌套

网格方式：区域预测网格间距设置100m，区域最大地面浓度点参照网格点设置。


148

5.1.2.6预测源强

本项目污染源详见表 5.1-7。

表 5.1-7 本项目预测污染源强表

编

号

污染源

名称

废气

量

Nm3/h

污染物

名称

主要污染物排放排气筒温

度

℃

排放规

律

排放

浓度

mg/m3

排放

速率

kg/h

个

数

高

度

m

直

径

m

G11 煤贮斗排放气 2×5000 粉尘 30 2×0.15 2 40 0.3常

温连续

G13灰水处理-低压闪蒸

不凝气1374

H2SNH3

29.1165.50

0.040.09

1 30 0.2常

温连续

G19 硫磺包装废气 4200 粉尘 20 0.08 1 20 0.3常

温连续

G21蒸汽

过热炉烟气11257

烟尘

NO21580

0.170.90

1 40 0.5 100 连续

G51 锅炉烟囱排放废气 482449

烟尘

SO2

NO2

HgH2S

CH3OH

4.1826.2220.950.024.359.74

2.0212.6510.110.012.104.70

1 150 5 145 连续

G52 灰库除尘尾气 3500 粉尘 30 0.11 1 30 0.4常

温连续

G53 渣仓除尘尾气 2500 粉尘 30 0.08 1 30 0.4常

温连续

G54石灰石料仓除尘尾

气2×300 粉尘 30 2×0.009 2 20 0.3

常

温连续

G55生石灰料仓除尘尾

气300 粉尘 30 0.01 1 20 0.3

常

温连续

G56 污水处理站废气 4000H2SNH3

0.060.5

0.00020.002

1 15 0.3 28 连续

A11 煤气化 /H2S / 0.002

108×101×15 间断NH3 / 0.005

A12 硫回收 / H2S / 0.01 65×37×15 间断

A13 污水处理站 /H2S / 0.0003

94×47×5 间断NH3 / 0.004

A14 醋酸成品罐区 /非甲烷总

烃/ 0.88 179×125×22 间断

A15 醋酸中间罐区 /非甲烷总

烃/ 0.03 84×53×11.5 间断

A16 甲醇罐区 / 甲醇 / 1.54 191×80×16 间断

A17 甲醇中间罐区 / 甲醇 / 0.08 68×48×11.5 间断


149

5.1.2.7预测结果及评价

本项目各预测评价因子对评价范围内网格最大浓度点贡献浓度、叠加现

状浓度后保证率日平均质量浓度分布图和年平均质量浓度、占标率、达标情

况统计见表 5.1-8。

⑴ SO2预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子 SO2小时、日、年贡献浓度值及其占

标率均未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。

预测因子 SO2叠加背景浓度后对区域网格点小时最大浓度叠加值占标率为

0.54%；98%保证率日均浓度叠加值占标率为 70.095%；年平均浓度值占标率

为 24.32%。均未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标

准限值。叠加现状浓度后保证率日平均质量浓度分布图和年平均质量浓度分

布图见图 5.1-6、图 5.1-7。

⑵ NO2预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子 NO2小时、日、年贡献浓度值及其占

标率均未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。

预测因子 SO2叠加背景浓度后对区域网格点小时最大浓度叠加值占标率为

2.00%；98%保证率日均浓度叠加值占标率为 84.07%；年平均浓度值占标率为

49.70%。均未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准

限值。叠加现状浓度后保证率日平均质量浓度分布图和年平均质量浓度分布

图见图 5.1-8、图 5.1-9。

⑶PM10预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子 PM10日、年贡献浓度值及其占标率均

未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。预

测因子PM10叠加背景浓度后对区域网格点95%保证率日均浓度叠加值占标率

为 398.03%；年平均浓度值占标率为 109.81%。均超过《环境空气质量标准》

(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。其出现超标主要是由于背景浓度值

超标。叠加现状浓度后保证率日平均质量浓度分布图和年平均质量浓度分布

图见图 5.1-10、图 5.1-11。

⑷TSP预测结果


150

由预测结果可知，本项目预测因子 TSP日、年贡献浓度值及其占标率均

未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。预

测因子 TSP叠加背景浓度后对区域网格点日均浓度叠加值占标率为 83.95%；

年平均浓度值占标率为 110.93%。年平均浓度值超过《环境空气质量标准》

(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值，日均浓度值未超过《环境空气质量

标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。其出现超标主要是由于背景

浓度值超标。叠加现状浓度后保证率日平均质量浓度分布图和年平均质量浓

度分布图见图 5.1-12、图 5.1-13。

⑸H2S预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子 H2S小时贡献浓度值及其占标率均未

超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。预测

因子 H2S 叠加背景浓度后对区域网格点小时最大浓度叠加值占标率为

22.30%，未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限

值。叠加现状浓度后小时平均质量浓度分布图见图 5.1-14。

⑹NH3预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子 NH3小时贡献浓度值及其占标率均未


因子NH3叠加背景浓度后对区域网格点小时最大浓度叠加值占标率为 2.48%，

未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。叠加

现状浓度后小时平均质量浓度分布图见图 5.1-15。

⑺甲醇预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子甲醇小时贡献浓度值及其占标率均未


因子甲醇叠加背景浓度后对区域网格点小时最大浓度叠加值占标率为

10.05%，未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限

值。叠加现状浓度后小时平均质量浓度分布图见图 5.1-16。

⑻非甲烷总烃预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子非甲烷总烃小时贡献浓度值及其占标

率均未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。


151

预测因子非甲烷总烃叠加背景浓度后对区域网格点小时最大浓度叠加值占标

率为 5.16%，未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标

准限值。叠加现状浓度后小时平均质量浓度分布图见图 5.1-17。

⑼Hg预测结果

由预测结果可知，本项目预测因子 Hg小时贡献浓度值占标率为 0.07%，

未超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值。叠加

现状浓度后小时平均质量浓度分布图见图 5.1-18。

综合上述分析，本项目网格 PM10最大预测浓度叠加背景值后保证率日均浓

度超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值，分析其

超标原因为环境质量背景值超标，超标点贡献值日均、年均占标率仅为 0.1%、

0.02%；本项目网格 TSP最大预测浓度叠加背景值后日均质量浓度和年平均质

量浓度超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单二级标准限值，分

析其超标原因为环境质量背景值超标，超标点贡献值日均、年均占标率仅为

0.28%、0.07%；其他因子最大预测浓度叠加背景值后保证率日均浓度、年均浓

度及小时浓度均未超标，满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单

二级标准限值。


152

表 5.1-8 各评价因子预测结果统计表

预测

因子

点名

称

点坐标(x或r,y或 a)

贡献值贡献值+背景值

浓度类

型浓度增量(mg/m3) 出现时间

评价标准(mg/m3)

占标

率%是否

超标背景浓度(mg/m3)

叠加背景后的浓度(mg/m3)

占标率%(叠加背景)

是否

超标

叠加背景后的保

证率日均浓度(mg/m3)

占标率% 是否

超标

SO2 网格

-902,-626 1小时 0.002701 17021310 0.500000 0.54 达标 0.000000 0.002701 0.500000 0.542298,-1426 日平均 0.000141 170116 0.150000 0.26 达标 0.105000 0.105141 0.150000 70.09 0.105144 70.095 达标

98,774 全时段 0.000029 平均值 0.060000 0.05 达标 0.014564 0.014593 0.060000 24.32

NO2 网格

698,-226 1小时 0.003992 17010310 0.2 2 达标 0.000000 0.003992 2.00 达标

898,-426 日平均 0.000797 171028 0.08 1 达标 0.072000 0.072281 90.35 达标 0.067258 84.07 达标

1098,-426 全时段 0.000087 平均值 0.04 0.22 达标 0.019795 0.019882 49.70 达标

PM10 网格898,-426 日平均 0.000150 171028 0.150000 0.10 达标 0.597000 0.597051 398.03 超标 0.597023 398.015 超标

1098,-426 全时段 0.000017 平均值 0.070000 0.02 达标 0.076852 0.076869 109.81 超标

TSP 网格898,-426 日平均 0.000847 171122 0.300000 0.28 达标 0.251000 0.251847 83.95 达标

898,-426 全时段 0.000150 平均值 0.200000 0.07 达标 0.221714 0.221864 110.93 超标

H2S 网格 698,174 1小时 0.002229 17021709 0.010000 22.29 达标 0.000001 0.002230 22.30 达标

NH3 网格 1098,-226 1小时 0.004955 17122505 0.200000 2.48 达标 0.000005 0.004960 2.48 达标

甲醇网格 898,174 1小时 0.301302 17021709 3.000000 10.04 达标 0.000050 0.301352 10.05 达标

非甲

烷总

烃

网格 898，-26 1小时 0.102945 17120209 2.000000 5.15 达标 0.000345 0.103290 5.16 达标

Hg 网格 -702，-426 1小时 0.000002 17021310 0.003000 0.07 达标 0 0.003000 0.07 达标


153

5.1.2.8 大气环境防护距离

根据《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ 2.2-2018)，使用环境保护部评估

中心推荐的进一步预测模型，预测本项目污染源及拟在建工程污染源对厂址附近网

格点 SO2、NO2、PM10、TSP、氨、硫化氢、甲醇、非甲烷总烃长期及短期浓度贡献

值占标率，厂界线外均未出现超标点。

因此，本项目无需设置环境防护区域。

5.2水环境影响分析

5.2.1地表水影响分析

5.2.1.1废水处理可行性分析

本项目优化水系统设计，源头减少废水排放。合理划分给排水系统，实行“清污

分流、污污分流、分质处理、分类回用”。

一、废水处理方案

生产污水主要来自煤气化装置气化灰水、设备冲洗水、EP纯化系统废水；低温

甲醇洗甲醇/水分离塔塔釜废水、甲醇装置甲醇精馏末塔塔釜排甲醇精馏废水等，低

温甲醇洗甲醇/水分离塔塔釜废水、甲醇装置甲醇精馏末塔塔釜排甲醇精馏废水送煤

气化装置煤浆制备回用。煤气化装置气化灰水、设备冲洗水、EP纯化系统废水等经

生产污水管线输送至污水处理站处理。生活污水经过化粪池预处理后排至本项目拟

新建的污水处理站。污水处理站处理能力 150m3/d，采用“SBR法”生化工艺，污水

处理站出水送至回用水处理站。

本项目循环水站排水、脱盐水站排水、锅炉排污等清净下水与污水处理站出水

送至回用水处理站。回用水处理站处理能力 500m3/d，采用“加药预处理+超滤+3级

反渗透”工艺处理后中水回用，产生的浓盐水排入浓盐水处理站。

回用水处理站排放的浓盐水，送浓盐水处理站进行处理。浓盐水处理站处理能

力 150m3/d，采用“EP纯化+蒸发结晶（四效蒸发结晶+闪发结晶）”处理工艺，回收

冷凝液回用，蒸发出的结晶盐先按照危险废物管理，和杂盐一起送有资质单位处置，

待相关标准出台后，结晶盐可作为副产品外售。

厂区设置事故水池 1个，有效容积为 10000m3。当污水处理系统的某一环节发


154

生故障，污水经处理后的出水无法满足回用水的水质要求时，将此部分污水送到事

故水池内临时贮存，待污水处理站正常运行后再进行处理回用。同时作为全厂消防

事故和其他重大事故时污染排水的储存、提升设施，收集后废水分批送项目拟建污

水处理站进行处理。事故水池采用地下式钢筋混凝土结构，事故水池底部和四周均

进行防渗处理，防治污水下渗对项目所在地地下水的污染。

5.2.1.2地表水环境影响分析

从上面的分析可以看出，本项目生产废水不外排。废水均不会直接排入水体环

境中，因此本项目的废水不会对当地水体环境造成直接的、大的影响。

5.2.2地下水影响分析

5.2.2.1环境水文地质条件

一、区域环境水文地质概况

1、区域地形地貌

乌审旗地处毛乌素沙漠腹部，地势由西北向东南倾斜，海拔一般在 1300〜

1400m。乌审旗内地貌类型以成因类型分为构造剥蚀地形、堆积地形、风积地形、

黄土地形、河成地形五类；以形态分为波状高原、梁地、内陆湖淖、滩地（冲积湖

积平原），流动与半流动沙丘、固定沙地、黄土梁和河谷地八种地类。地形分布特

点：大部分为“梁地、滩地、沙地”相间，北部全为沙源，内多有柳丛，伴有沼泽、

湖泊 70多处；沙漠、滩地、梁地呈西北-东南条带状分布。

2、区域地层概况

项目所在区域从构造角度来讲，系指跨越晋、陕、蒙、廿、宁五省（区）的同

一中生代盆地，习惯称为鄂尔多斯盆地。东胜煤田位于盆地的西北边缘，项目厂区

位于东胜煤田南端更接近于盆地的中心地带。整个鄂尔多斯盆地，无论是从盆地成

因还是从盆地聚煤规律来说，三叠系上统延长组（T3y)为侏罗纪聚煤盆地和含煤地

层的沉积基底。除此之外，区域地层系统构成还包括侏罗系、白垩系、第三系上新

统和第四系更新统、全新统等地层。详见表 5.2-1。


155

表 5.2-1 区域地层组成表

系统组厚度（m）

最小～最大岩性描述

第四系

全新

统（Qh） 10～50 为湖泊相沉积层、冲洪积层、残积层和风积层。

上更

新统

萨拉乌苏组

（Qp3s）0～80 浅黄色砂砾层，不整合于一切老地层之上。

第三系上新

统（N2） 0～100

上部为红色、土黄色粘土及其胶结疏松的砂质泥岩，

下部为灰黄、棕红、绿黄色砂岩、砾岩，夹有砂岩

透镜体。不整合于一切老地层之上。

白垩系

下统

志丹

群

环河组（Klh） 0～600

岩性横向变化大。在浩勒报吉、乌审召、嘎鲁图庙

以东及其南，为一套棕紫红色-中粒长石砂岩夹紫红、

褐红色泥岩、泥质粉砂岩。泥岩发育泥裂，具水平

层理。粉砂岩具斜波状或波状层理，砂岩碎屑成分

有石英、长石、云母、角闪石、石榴石等。长石多

风化成白色高岭土，胶结物为泥质及钙质，胶结形

式主要有基底式和接触式胶结，分选差，含泥砾及

少量的细砾石，多沿斜层理底面排列，显示粒度变

化规律。在浩勒报吉、乌审召、嘎鲁图庙以西以北，

则为黄绿、灰绿、青灰色长石砂岩及硬砂质长石砂

岩，夹紫、褐绿色泥岩、粉砂岩条带。下部粒度变

化规律性明显，由含砾粗中粒砂岩、中细粒砂岩、

粉砂岩、泥岩组成厚度达 70m以上的沉积层。上部

几乎全为块状粗中粒砂岩。砂岩发育斜层理，普遍

含咖啡色、紫红色泥砾及铁化植物树干，且多顺斜

层理底面排列。含鱼化石 Sinomia SP及直径 10〜30cm的钙质结核。泥岩发育泥裂，具水平层理、斜

波状层理，偶具虫痕。含植物化石。

洛河组（K1l）200～300

以风成沙丘砂岩夹丘间细粉砂岩、泥质岩组合为主。

沙丘砂岩是洛河组沙漠沉积主体，以砖红、棕红、

紫红色块状中、细粒长石石英砂岩、长石砂岩为主，

少量含砾砂岩、粗砂岩、粉细砂岩，以发育巨型交

错层理、板状层理为特征。岩石结构成熟度和成分

成熟度较高，结构疏松，孔隙发育且连通性好。丘

间细粉砂岩、泥质岩分布局限，厚度较小，且不连

续。砂岩占地层比例高（90%以上）、延伸稳定、规

模巨大、结构疏松，而成为盆地最主要的含水层。

侏罗系

中统

安定组（J2a） 20～100 浅灰、灰绿、黄紫褐色泥岩、砂质泥岩、中砂岩。

含钙质结核。

直罗组（J2z） 50～278灰白、灰黄、灰绿、紫红色泥岩、砂质泥岩、细砂

岩、中砂岩、粗砂岩。下部夹薄煤层及油页岩，含 1煤组。与下伏地层呈平行不整合。

延安组

（J1-2y）78～285

灰-灰白色砂岩，深灰色、灰黑色砂质泥岩，泥岩和

煤。含 2、3、4、5、6、煤组。与下伏地层呈平行不

整合接触。

下统富县组（J1f） 0～110 上部为浅黄、灰绿、紫红色泥岩，夹砂岩。下部以

砂岩为主，局部为砂岩与泥岩互层，底部为浅黄色


156

砾岩。与下伏地层呈平行不整合。

三叠系

上统延长组（T3y） 35～312 黄、灰绿、紫、灰黑色厚层状中粗砂岩。夹灰黑、

灰绿色泥岩和煤线。与下伏地层呈整合接触。

中统二马营组

（T2er）87～367 以灰绿色含砂砾岩、砾岩、紫色泥岩、粉砂岩为主。

3、区域地下水类型及分布

根据地下水的赋存分布特征、含水层性质，可以把区域内具有供水意义的地下

水划分为第四系松散岩类孔隙水与白垩系碎屑岩裂隙孔隙水两大类型。

1、第四系松散岩类孔隙水

（1）分布规律

区内第四系松散岩类孔隙水分布广泛，主要含水层有第四系上更新统萨拉乌苏

组含水层、第四系全新统风积砂含水层和第四系全新统冲洪积含水层。河谷第四系

全新统冲洪积含水层沿纳林河呈条带状分布；第四系上更新统萨拉乌苏组含水层在

区内分布比较广泛，除在波状高原及梁地局部缺失之外，在其它地区则伏于其它第

四系含水层之下，与上覆含水层组成一个多层的非均质的复合含水层(组)；第四系

全新统风积砂含水层亦分布较广，但其厚度变化较大，而且一般水量微小，甚至变

成透水不含水层，多与下伏含水层组成一个复合含水层(组)。受地形起伏、河谷割

切深度等因素的控制，水位埋深一般小于 5m，在冲积湖积滩地及湖泊沼泽周围，

水位埋藏最浅，纳林河两岸小于 1m，另外在局部地区第四系透水不含水，而直接

变为白垩系环河组碎屑岩裂隙孔隙水。各含水层的分布受着不同地貌单元所约束。

Q3s主要分布在鄂尔多斯高原南部的乌审旗一带，Q4al+pl主要分布在各大沟谷之中，

Q3m主要分布在梁峁地带，Q4eol主要分布在毛乌素沙漠之中，K1zh在区内广泛分布。

各潜水含水层之间没有隔水层，水力联系密切。

（2）厚度

第四系松散岩类孔隙水含水层主要受地质及地貌条件控制，其厚度变化较大，

总体趋势为四周薄，中间厚。以纳林河为界，其东厚度小于 40m，而且东北部的梁

地之上及无定河镇堵嘎尔湾附近第四系含水层缺失；区域沿西北-东南向含水层厚度

较大，厚 80～140m，在中部偏西的巴嘎柴登西北，含水层厚度最大。

（3）富水性


157

区域内第四系松散岩类孔隙水含水层的富水性大多数地区一般，单井涌水量（8″

口径 5 m降深涌水量，以下相同）为 500～1000m3/d，但由于受含水层厚度及粒度

大小的控制，粒度粗、厚度大的地区富水性则大些，反之则小些。在区域的南部无

定河南岸臭河沟区域，涌水量较小，单井涌水量为 100～500m3/d。

2、白垩系碎屑岩裂隙孔隙水

区内承压水主要赋存于白垩系下统志丹群（K1zh）、侏罗系中统安定组（J2a）、

直罗组（J2z）以及侏罗系中下统延安组（J1-2y）砂岩中，其中，具有供水意义的含

水层为白垩系下统志丹群碎肩岩类裂隙孔隙水。含水层岩性为各种粒级的砂岩、含

砾粗粒砂岩夹砂质泥岩，在区内没有出露，地层厚度变化较大。地下水位埋深受地

形控制，梁峁高地水位埋深大，洼地可自流，含水层的富水性不均，含水层的富水

性弱〜一般。由于没有较好的隔水层，含水层与上部潜水含水层水力联系密切，白

垩系地层与下部侏罗系地层之间有一层连续稳定分布的泥岩层，致使白垩系与侏罗

系水力联系微弱。

区域水文地质图见图 5.2-1。

4、区域地下水补、径、排条件

根据含水层类型及分布，将区域的地下水的补、径、排条件分述如下：

（1）第四系孔隙水

第四系孔隙水的主要补给来源是大气降水，其次有邻区的侧向补给以及适宜地

段深部白垩系碎屑岩裂隙孔隙水的垂向补给。由于降水量较小，蒸发量很大。因此，

潜水的补给量也较小。潜水的径流主要受地貌条件的控制。鄂尔多斯高原中间高，

四周低，被黄河三面环绕，潜水分水岭位于鄂托克的扎德善－苏吉－苏木图－马拉

迪以及东胜一带，潜水一般沿分水岭两侧南、北向分布的沟谷径流。总的来看，地

下水面是一个由西北向东南倾斜的波状曲面。但以纳林河为界，其东部和西部地下

水径流流方向不同，纳林河东部的地下水由东北向西南流向纳林河，而纳林河的西

部地下水由西北向东南流向纳林河，部分以地表径流的形式排泄。第四系孔隙水主

要以蒸发、地表水径流和侧向径流及人工开采的方式排泄。蒸发主要集中在纳林河

两岸及其它水位埋深小于 4m的区域。人工开采主要用于农田灌溉及人畜饮用，农

田灌溉主要集中于纳林河两岸的农业区。


158

（2）白垩系碎屑岩裂隙孔隙水

白垩系下统环河组碎屑岩裂隙孔隙水的主要来源有三个：一是区内部分地区直

接接受大气降水入渗补给；二是第四系孔隙水的垂向补给；三是上游邻区地下水的

侧向补给。区内白垩系下统志丹群碎屑岩裂隙孔隙水总体流向与第四系的径流趋势

相同。承压水总的流向是由西北向东南径流，水力坡度一般为 0.0011～0.0021。由

于高地潜水对承压水的越流补给，使该地承压水位抬高，形成承压水也从高处向低

洼处的局部径流。主要以侧向径流和人工开采的方式排泄，另外在局部湖积平原区，

白垩系下统志丹群碎屑岩裂隙孔隙水水位高于第四系水位，可向第四系含水层进行

排泄。

（3）第四系孔隙水与白垩系碎屑岩裂隙孔隙水的关系

据钻孔资料，第四系孔隙水含水层与白垩系碎屑岩裂隙孔隙水含水层之间没有

连续的相对隔水层，仅部分地区存在相对隔水的弱透水层透镜体，而且两含水层的

水位标高相差不大，仅 20～40cm，另外第四系孔隙水和白垩系碎屑岩裂隙孔隙水的

流场图基本相同，部分地区第四系透水不含水，而直接为白垩系碎屑岩裂隙孔隙水。

所以二者之间存在水力联系，可以相互补给。

5、区域地下水水位动态特征

区域地下水水位动态特征分为孔隙水和裂隙孔隙水描述如下：

（1）第四系孔隙水

第四系孔隙水水位动态主要为降水入渗-开采型。降水集中在 7-9月，降水对地

下水有一定的入渗补给，但因此阶段为农灌期，地下水开采量较大，地下水位在此

期间呈下降趋势，农灌期（9月份）结束后地下水位开始逐渐回升，水位逐渐恢复

至平稳，一直到次年的 5 月份。观测期内水位变幅 0.18～1.10m，最大变幅为 8月

份。

（2）白垩系碎屑岩裂隙孔隙水

白垩系碎屑岩裂隙孔隙水水位变化主要受开采影响，属径流-开采型。其特征表

现为每年的 5～8月受地下水开采的影响，地下水水位下降，此间水位变化较大，最

大变幅为 0.5～2.14m。9月份以后开采结束，水位开始上升，此后地下水主要受径

流影响，其动态变化幅度小，变幅为 0.16～0.36m。由于受第四系覆盖层影响，白


159

垩系碎屑岩裂隙孔隙水水位变化与降水的关系不大。

二、评价区水文地质条件

1、评价区地形地貌

评价区所在的纳林河地区地貌类型主要有构造剥蚀地貌、堆积地貌、风沙地貌

和河流地貌。其中毛乌素沙地，风沙地貌分布广泛。风沙地貌由流动及半流动沙丘

和固定与半固定沙丘组成。流动及半流动沙丘几乎没有或少量植物覆盖，由零星分

布的高度和大小不一的各种新月形沙丘、新月形沙丘链及格状或蜂窝状沙丘组成。

固定及半固定沙丘基本上被植物所固定，土壤开始发育，但植物尚未完全覆盖整个

沙丘，迎风坡仍可出现风蚀坑，整个沙丘不能向前移动，但仍有风沙沿地表移动。

其地貌形态表现为“蹄”、“盾”、“塊”三种，高度 1〜20m。

本项目位于毛乌素沙漠的东缘，地貌单元为毛乌素风沙滩地和固定沙丘的过渡

地段，地势北高南低，大部分为沙丘地形。现状土地基本为沙丘地与荒草地及小范

围林地。

2、评价区地层情况

评价区范围内三叠系以上地层主要有侏罗系（J）、白垩系下统志丹群（Klzh）

和第四系（Q）地层。分述如下：

（1）侏罗系（J）

上部深灰、灰黑色泥岩与灰色砂岩互层，夹多层煤，底部为厚层砂岩；中部岩

性为灰白色中粗砂岩与灰绿色泥岩呈不等厚互层，局部夹炭质页岩及煤层，底部为

中粗砂岩或砾岩；中下部为中、粗粒长石砂岩与灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质

泥岩不等厚互层夹煤层和煤线；下部为中、粗粒长石砂岩与灰黑色泥岩、泥质粉砂

岩、粉砂质泥岩不等厚互层夹煤层和煤线。厚度 665m左右。

（2）白垩系下统志丹群（Klzh）

为白垩系下统志丹群环河组地层。根据区域纳林河一矿储量核实报告可知：该

组地层区域上厚度 110〜145m，厚度由北东向南西逐渐增厚，评价区钻孔皆未揭穿

该地层。岩性下部以深红色泥岩、砂质泥岩夹细粒砂岩为主，上部以棕紫红色、浅

红色砾岩为主。钻孔揭露结果显示：上部中粒砂岩呈紫红色，矿物成份主要为：石

英、长石，含少量暗色矿物，中细粒结构，层状构造，斜层理发育，分选中等，上


160

部砂岩风化严重，含水，透水性较好。夹薄层紫红色砂质泥岩，厚度 96m〜118m；

下部泥局部夹细粒砂岩，泥岩分布连续稳定，属良好的隔水层，厚度 14〜27m。

（3）第四系（Q）

该地层发育有上更新统的萨拉乌素组（Qp3S）、全新统的冲积物（Qhal）和全新

统风积砂（Qheol）。

①第四系上更新统萨拉乌素组（Qp3S）在评价区未出露，下伏于全新统风积砂

和冲积物。岩性为黄、灰绿、灰黄色粉细砂，夹含钙质结核的黄土状砂粘土和粘砂

土，具水平层理和交错层理，与下伏白垩系下统志丹群（Klzh）呈不整合接触。该

层位于粉细砂层之下，钻孔揭露该层厚 84.68m-142.85m，厚度变化大，由西北部向

东南部逐渐变薄，结构松散，孔隙发育，分选中等，具水平层理和交错层理，透水

含水，该层与下伏白垩系中细砂岩之间存在约 4m风化带。

②第四系全新统风积沙（Qheol）：遍布于评价区梁峁上，岩性以风积细砂为主，

多为新月形或波状沙丘，厚度一般小于 20m。该层发育的粉细砂层为土黄色，矿物

成份主要为：石英、长石，含少量的暗色矿物，分选较好，次圆状，结构松散，无

胶结，孔隙发育，透水性较好，在本区属透水不含水层。总之，第四系厚度变化较

大，角度不整合于一切下伏地层之上。

3、评价区含水层类型

（1）第四系松散层（Q）潜水含水层

①全新统冲洪积砂砾石层孔隙潜水含水层（Q4al+pl）

岩性为灰黄色、浅黄色中细砂及砂砾石层，厚度一般 5～20m，主要分布在无

定河、纳林河及嗅河沟的河床、河漫滩及阶地之上。根据《内蒙古自治区乌审旗水

文地质普查报告》（1978年 4月）成果：地下水位埋深 1～3m，单位涌水量 q=2.5～

5L/s·m，溶解性总固体小于 1000mg/L，地下水化学类型为 HCO3～Ca·Na及 HCO3～

Na·Ca型水。因此，含水层的富水性强，透水性能良好，地下水水质良好。

②全新统风积砂层孔隙潜水含水层（Q4eol）

岩性为灰黄色、黄褐色中细砂、粉细砂，结构松散，沉积厚度一般小于 30m，

遍布全区。根据《内蒙古自治区乌审旗水文地质普查报告》（1978年 4月）成果：

地下水位埋深 0.50～3.00m，单位涌水量 q=0.25～1.00L/s·m，溶解性总固体小于


161

1000mg/L，地下水化学类型为 HCO3~Ca·Na及 HCO3~Na·Ca型水。因此，含水层的

富水性中等，透水性能良好，地下水水质良好。

③上更新统萨拉乌素组孔隙潜水含水层（Q3s）

岩性为黄色、灰黄色、灰绿色冲湖积粉细砂，类黄土状亚砂土，含钙质结核，

疏松，具水平层理和斜层理，全区赋存，厚度一般 40～60m，最大 130m，含水层

厚度由南东至北西逐渐增厚。地下水位埋深由南东向北西逐渐增大，至北西部大于

30m。评价区范围内含水层富水性在评价区北西部，由于含水层厚度大，富水性较

强，含水层涌水量 500-1000m3/d，至评价区南东部，随着含水层厚度变小，涌水量

减小为 100 m3/d。溶解性总固体小于 1000mg/L，地下水化学类型为 HCO3~Ca·Na

及 HCO3~Na·Ca型水，水质良好，含水层透水性能良好。因大气降水量较少，补给

条件较差，补给量一般不大，但雨季补给量会明显增大。潜水含水层与大气降水、

地表水体以及下部的白垩系含水层的水力联系非常密切。根据本次所收集到的水文

地质钻孔抽水试验资料可知，评价区范围内第四系松散岩类孔隙潜水含水层渗透系

数为 4.273-5.395m/d，含水层给水度为 0.20。

（2）白垩系下统志丹群（K1zh）裂隙孔隙潜水～承压水含水层

岩性为各种粒级的砂岩、含砾粗粒砂岩夹砂质泥岩，在区内没有出露，地层厚

度 53.88~279.08m，平均 138.31 m，厚度由北东向南西逐渐增厚。根据原纳林河勘

查区施工的 NL34号钻孔抽水试验资料：含水层厚度 86.68m，地下水位埋深 25.28m，

水位标高1127.65m，钻孔涌水量Q=0.240L/s，单位涌水量q=0.00935L/s·m，水温11℃，

溶解性总固体 229mg/L，PH值 8.1，NO3-含量 0.00mg/L，F含量 0.35mg/L，地下水

化学类型为 HCO3～Ca·Mg型水。含水层的富水性弱。根据本次所收集到的水文地

质钻孔抽水试验资料可知，渗透系数为 0.451-0.473m/d。

（3）侏罗系中统（J2）碎屑岩类承压水含水层

岩性下部 J2z为青灰色、浅黄色中粗粒砂岩，杂色粉砂岩及砂质泥岩，上部 J2a

为紫红色、灰绿色中粗粒砂岩、砂质泥岩夹粉砂岩及细粒砂岩，分布广泛。在区内

地表没有出露。根据原纳林河勘查区施工的 NL66号钻孔抽水试验成果：含水层厚

度 163.10m。地下水位标高 1108.79m，水位埋深 38.20m，钻孔涌水量 Q=0.177L/S，

单位涌水量 q=0.00623L/s·m，渗透系数 k=0.00288m/d，水温 11℃，溶解性总固体


162

8872mg/L，PH值 7.9，AS含量 0.02mg/L，F含量 0.98mg/L，地下水化学类型为 SO4~

Ca型水，水质较差。另据本次勘查施工的 MD27 号钻孔简易水文地质观测，孔深

430m处钻孔自流量 Q=6.565L/S，由此可知，含水层富水性不均，含水层的富水性

弱～强，地下水的径流条件差～好。

（4）侏罗系中统延安组顶部隔水层

位于 2 煤组顶板以上，岩性主要由灰色泥岩、砂质泥岩等组成，隔水层厚度

21.21～25.76m，平均 23.49m。隔水层的厚度较稳定，分布较为连续，隔水性能良

好。

（5）侏罗系中统延安组（J2y）碎屑岩类承压水含水层

岩性主要为浅灰色、灰白色各粒级砂岩，灰色、深灰色砂质泥岩、泥岩及煤层。

全区赋存，分布广泛，区内地表没有出露。根据本次勘查施工的MD23、MD27号

钻孔抽水试验成果：含水层厚度 59.22～62.89m，平均 61.06m。地下水位埋深 66.28～

68.60m，水位标高 1074.17～1055.56m，水位降深 S=32.10～27.96m，钻孔涌水量

Q=0.200～0.189L/s，单位涌水量 q=0.00623～0.00676L/s·m，渗透系数 k=0.00905～

0.00902m/d，水温 11～12℃，溶解性总固体 279～272mg/L，PH值 7.5～7.7，NO3－

含量 0.18～0.00mg/L，As含量 0.010～0.000mg/L，F含量 0.34～0.36mg/L。地下水

化学类型为 HCO3～Ca·Mg型水，水质良好。因此含水层的富水性弱，透水性与导

水性能差，地下水的补给条件与径流条件均较差。含水层与上伏潜水含水层及大气

降水的水力联系均较小。

（6）侏罗系中统延安组底部隔水层

位于 6煤组底部，岩性以深灰色砂质泥岩为主，隔水层厚度 7.70～12.55m，平

均 10.13m。分布较连续，隔水性能良好。

（7）三叠系上统延长组（T3y）碎屑岩类承压水含水层

岩性主要为灰绿色中粗粒砂岩、含砾粗粒砂岩，夹细粒砂岩及砂质泥岩。钻孔

揭露厚度不全，最大揭露厚度 78.02m。根据邻区铜匠川详查区 617号钻孔抽水试验

成果：地下水位标高 1365.70m，水位降深 44.75m，钻孔涌水量 Q=0.209L/s，单位

涌水量 q=0.00467L/s·m，渗透系数 k=0.00586m/d。水温 10℃，溶解性总固体 580mg/L，

PH值 7.8，地下水化学类型为 HCO3—Ca·mg型水，水质较好。含水层的富水性弱，


163

透水性能差，与上部含水层的水力联系较小。

评价区水文地质图见图 5.2-3，水文地质剖面图见图 5.2-4。

4、评价区地下水补、径、排条件

（1）潜水

潜水主要赋存于第四系上更新统萨拉乌素组（Qp3S）冲湖积砂层中。区内第四

系地层广泛分布。因此，潜水的主要补给来源为大气降水，次为区外潜水的侧向径

流补给以及深部承压水的越流补给。本区大气降水量较小，但是比较集中，因此，

雨季潜水的补给量会明显增大。潜水一般沿沟谷方向径流，潜水的排泄方式为径流

排泄、人工挖井开采排泄、蒸发排泄，泉水排泄等。区内潜水一般由西北向东南流

出区外。

（2）承压水

承压水主要赋存于白垩系下统志丹群（K1zh）、侏罗系中统安定组（J2a）、直

罗组（J2z）以及侏罗系中统延安组（J2y）砂岩中，基岩在地表没有出露，因此承压

水的主要补给来源为区外承压水的侧向径流补给，次为上部潜水的垂直渗入补给，

在区外出露处也接受大气降水的渗入补给。承压水与潜水在不同地段可形成互补关

系。承压水一般沿地层走向径流。承压水以侧向径流排泄为主，次为人工打井开采

排泄。承压水一般沿南及南东方向流出区外。

5、评价区水文地质参数

（1）抽水试验

本次收集了距离项目 0.32km西北方向的工业园区浓盐水深度处理回用项目的

抽水试验资料，选取了 4口第四系孔隙潜水开采井以及 3口白垩系碎屑岩类裂隙孔

隙水开采井，计算结果白垩系碎屑岩类裂隙孔隙水含水层渗透系数为

0.451-0.473m/d，第四系孔隙潜水含水层渗透系数为 4.273-5.395m/d。

（2）渗水试验

本次收集了距离项目 0.32km西北方向的工业园区浓盐水深度处理回用项目厂

区内进行的 3 个试验点的渗水试验资料，计算结果包气带渗透系数为

1.255-2.163m/d。


164

5.2.2.2地下水环境影响评价

由上述地下水类型及赋存特征可知，评价区第四系松散岩类孔隙潜水含水层与

白垩系下统志丹群（K1zh）裂隙孔隙潜水～承压水含水层水力联系较为密切，白垩

系地层与下部侏罗系地层之间有一层连续稳定分布的泥岩层，致使白垩系与侏罗系

水力联系微弱。因此，本次以第四系及白垩系作为研究对象进行建模。

区内地下水动态随着降水量、开采量、蒸发量等季节变化而变化，属非稳定地

下水流系统，但由于本项目关注的主要地下水环境问题是建设项目对地下水水质的

影响，项目对地下水水位和水量影响甚微，且根据对区内地下水流场调查可知，区

内地下水流场形态随季节变化不明显，水位的变化只表现为整体抬升或整体下降，

地下水年内动态变化过程中水力梯度不会发生较大变化，加之本次对评价区地下水

动态资料掌握有限，难以满足非稳定流模拟，因此，在模拟过程中适当简化，将地

下水流态概化为稳定流，因此，本次模拟将地下水流系统概化为非均质各向同性、

稳定地下水流系统。

地下水数值模型是进行地下水环境影响预测分析、影响评价的基础和主要手段。

根据建模目的，首先确定建立项目调查评价区的地下水稳定流数值模型，并以此作

为调查评价区内地下水环境影响预测分析的基础技术平台。

一、水文地质概念模型

建立地下水系统的概念模型，是根据建模的要求和具体的水文地质条件，对系

统的主要因素和状态进行刻画，简化或忽略与系统目的无关的某些系统的要素和状

态，以便于数学描述。

综合考虑前述的地质、水文地质结构和含水介质类型，模拟区主要含水层为第

四系松散岩类孔隙含水层和白垩系下统志丹群裂隙孔隙含水层，由于该两类含水层

之间没有连续的隔水层，含水层之间水力联系极为密切，属统一的地下水流动系统，

因此，本次将区内白垩系及以上含水层概化为一个地下水流动系统，分别对应于不

同的含水层类型概化为两层。模型底界为连续稳定分布的泥岩层，该层渗透性差，

概化为隔水底板。评价区北及南部边界大致平行于地下水等水位线，且稳定流水头

已知，划定为给定水头边界，边界流入流出量根据边界附近含水层厚度、边界长度、

等水位线与边界夹角以及边界附近水力梯度和渗透系数计算。西部及东部边界以地


165

下水流线为界，概化为第二类零流量边界。模拟区上边界为潜水面，主要发生大气

降水入渗及潜水蒸发排泄等垂向水量交换，概化为潜水面边界。

模拟区东西宽约 11.8km，南北长约 8.5km，大地坐标 X=19320700～19332500m，

Y=4216400～4224900m，总面积为 68.67km2。整个模拟区概化为非均质各向同性、

稳定地下水流系统。模拟区水文地质概念图见图 5.2-5。

本次建模由美国地调局开发的MODFLOW 数值模拟软件对研究区域地下水进

行模拟计算。

二、地下水水流模型建立

本次模拟选用的是高斯投影坐标系，模拟区范围地理位置属于高斯投影的第 19

投影带（6°带）。

（1）模型离散化及顶底板插值

综合模拟区面积大小、计算速度、数据精度等因素，并经试算，最终确定离散

方案：本次模拟剖分采用分别平行于 x、y轴的 50m×50m的等间距网格进行剖分，

横向上模拟区剖分为 236列，纵向上剖分为 170行，垂向上剖分为 2层。为保证溶

质运移结果的精度，在厂区附近进行加密剖分，剖分单元格间距 10m×10m。平面上

剖分结果见图 5.2-6。

地表高程：基于 1：5万地形图，通过高程点提取、抽稀、异常点剔除以获得模

拟区原始高程数据，在此基础上，为生成数字高程模型（见图 5.2-7），需进一步利

用 Surfer软件采用克里格（Kriging）空间插值方法进行插值，其网格间距设为 20m，

符合计算区数值模拟的精度要求。模型分层：通过收集建设项目周边钻孔资料，并

结合区域地层起伏规律及分析水文地质资料，获得模型层网格化底板标高。

（2）源汇项概化

评价区内补给项主要为大气降水入渗补给量和侧向径流补给量，排泄项有侧向

径流排泄量和人工开采量。

①大气降水入渗补给

大气降水入渗补给地下水是一个复杂的过程，入渗补给量的大小不仅与降水强

度、降水在时间上的分配、地形、植被的情况有关，而且与地下水的埋深、包气带

岩性以及降水前包气带的含水量等有关。本次模拟概化为面状问题，根据不同的地


166

貌单元分成不同的入渗分区，利用MODFLOW中的 RCH子程序包来处理。项目区

年平均降水量 328mm。在模型中计算大气降水入渗补给量的公式为：

= i i ii

Q PA降

式中：

Q 降— 大气降水入渗补给量（m3/d）；

αi— 各计算分区大气降水入渗系数，评价区包气带性质变化不大，因此

概化时不再分区，选取经验值 0.20。Pi— 各计算分区降水量（m/d），项目区年平均降水量 328mm；Ai— 各计算分区面积（m2）。

②侧向径流补给排泄量

评价区北部及南部边界定义为给定水头边界，边界流入流出量根据边界附近含

水层厚度、边界长度、等水位线与边界夹角以及边界附近水力梯度和渗透系数计算。

③人工开采量

人工开采量为野外实地调查的评价区开采量，将调查的开采量以“WELL”的形

式赋予模型。

（3）水文地质参数

为了较准确的刻画评价区水文地质条件，模型中参数的确定主要依据评价区已

有的水文地质勘查资料，并结合项目所在地区域水文地质资料和经验值，确定含水

层参数值。

表 5.2-2 模型水文地质参数一览表

含水层 Kx Ky Kz第四系孔隙含水层 4.834 4.834 0.4834

白垩系下统志丹群裂隙孔隙含水层 0.462 0.462 0.0462

（4）模型求解方法

通过大量试算表明，本次模拟采用WHS计算模块较为适合。本次模拟计算过

程中取定外部迭代最大次数(Maximum Outer Iterations)为 500，内部迭代最大次数

(Maximum Inner Iterations)为 250，水位变化收敛标准 (Head Change Criterion)为

0.001m，残差收敛标准(Residual Criterion)为 0.001m，阻尼系数(Damping Factor)为

0.6。


167

（5）稳定流模型建立、校正及可靠性

在边界条件、汇源项概化、参数赋值、模型离散、顶底板插值基础上，检查并

修正概念模型中的技术错误后，转化、运行模型，初步建立起稳定流地下水数值模

型。在稳定流模型初步建立后，采用试估校正法对模型进行校正。具体就是通过参

数值及参数分区的调整，反复试算，达到校正数值模型目的。模型校正所依据的原

则是：模拟地下水流场与已知流场一致性较好。依据上述原则，下面对所建模型可

靠性进行论述。

流场比较：对比评价区已知流场及计算模拟出的流场，可看出两者一致性较好，

基本符合水位波动规律及模型精度要求。拟合结果见图 5.2-8。

模拟参数：初步的参数值是依据前人区域研究成果、水文地质勘查资料取得。

通过模型校正，优化的渗透系数（K）统计表见表 5.2-3。参数值符合评价区水文地

质勘查成果。

表 5.2-3 模拟区渗透系数优化结果统计表

含水层 Kx Ky Kz第四系孔隙含水层 5.15 5.15 0.515

白垩系下统志丹群裂隙孔隙含水层 0.46 0.46 0.046

因此模拟流场形态与已知情况基本相符，优化的水文地质参数符合勘查认识，

表明所建模型对地下水系统的仿真性高，可靠性强，满足进行地下水环境影响评价

的要求。在此基础上，建立溶质模型进行污染预测，可保证预测的精度与可靠性。

三、运营期地下水环境影响预测

1、预测原则

本次地下水污染预测评价遵循如下原则：

（1）选择《地下水质量标准》（GB/T 14848-2017）中有标准的污染因子进行

预测，地下水质量标准中没有的因子参照《生活饮用水卫生标准》（GB 5749-2006）

或《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）。

（2）由于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，因此，从最不利角度考虑，预测时只考


168

虑污染物在地下水中的对流和弥散作用，不考虑吸附、生物降解、挥发、沉淀等其

他的物理化学和生物化学作用。选择预测因子时，将各项因子采用标准指数法进行

排序，取所有因子中的标准指数最大的因子作为预测因子。选择标准指数最大的因

子进行预测，其结果能代表同等泄漏强度下所有污染因子在地下水中迁移和污染的

最大范围。

（3）本厂区包气带岩性为中细砂、粉细砂，透水性较强，为了考虑最不利状况，

模型预测时将不考虑包气带对污染物的截留作用，假设污染物可以直接通过包气带

进入地下水体，最大限度地考虑污染物对评价区水体的影响。

2、数学模型

地下水中溶质运移的数学模型可表示为：

WCnCVxx

CnDxt

Cn iij

iji

e')()(

其中：αijmn—含水层的弥散度；

Vm，Vn—分别为 m和 n方向上的速度分量；

∣v∣—速度模；

C—模拟污染质的浓度（mg/L）；

ne —有效孔隙度；

Cˊ—模拟污染质的源汇浓度（mg/L）；

W—源汇单位面积上的通量；

Vi —渗流速度（m/d）；

C＇—源汇的污染质浓度（mg/L）。

联合求解水流方程和溶质运移方程就可得到污染质的空间分布。

3、地下水污染风险识别和预测情景设定

根据本项目工艺流程和总平面布置，本次对项目厂区所有工程单元逐单元进行

地下水污染风险识别，识别结果见表 5.2-4。

VVV

D nmijmnij


169

表 5.2-4 地下水污染风险识别结果一览表

工程单元地下水污染途径污染特征

生产车间：醋酸装

置区、变换车间、

净化车间、甲醇合

成精馏车间、气化

车间、灰水处理车

间、磨煤车间、空

分装置区、回用水

站

可能发生“跑、冒、滴、漏”污染地下水。

装置皆置于地面，地面设置防渗，发生

“跑、冒、滴、漏”可及时发现并得到处置，

不会污染地下水。

污水处理厂

污水处理的装备设施“跑、

冒、滴、漏”污染地下水。污

水池、均质池、反应池等防

渗层破损发生持续泄漏对地

下水造成污染。

置于地面的装置，地面设置防渗，发生

“跑、冒、滴、漏”可及时发现并得到处置，

不会污染地下水。污水池、均质池、反应

池等防渗层破损发生持续泄漏，会对地下

水造成持续污染。

醋酸、甲醇等罐区储罐底部防渗层破损泄漏污

染地下水。

本项目罐区有内浮顶罐、固定顶罐、卧式

罐，均位于地上，用于储存生产线所用的

醋酸、甲醇、废酸、杂醇油、丙烯，储罐

一旦破损，泄漏物将流出到罐区可视范围

内的围堰内，可及时发现并得到处理，一

般不会对地下水造成长时间污染。

由地下水污染风险识别结果一览表可知：本项目所有的主体工程、储运工程和

公辅工程皆置于地面以上，装置发生“跑、冒、滴、漏”皆位于可视范围内，能及时

发现并得到处置。各区域皆设置防渗，正常状况防渗层完好无损，“跑、冒、滴、漏”

降落到地面的液体不会下渗，不会对地下水造成污染。非正常状况若防渗层发生破

损，在泄漏的液体被完整清理掉之前会发生短暂的泄漏，污染地下水。由本项目工

程分析可知，项目厂区废水量最大且污染物种类最多、浓度最大的位置集中到污水

处理厂，假定反应池防渗层破损，较为隐蔽，使得污染物发生持续性渗漏。主要设

置如下预测情景：

本项目生产废水及生活污水合计 2925.6m3/d进入污水处理站处理，根据工程分

析，废水污染因子及标准指数法计算结果见表 5.2-5。选择石油类、氨氮作为代表进

行预测。


170

表 5.2-5 本项目运营期各种废水污染物标准指数计算结果统计表

产

生

位

置

废水量

（m3/d）污染

因子

浓度

（mg/L）标准限值

（mg/L）标准标准

指数

污

水

处

理

站

2925.6

TDS 1000 1000

地下水质量标准（GB/T14848-2017）的Ⅲ类限值

1氨氮 500 0.5 1000

硫化物 10 0.02 500氰化物 10 0.05 200氯化物 500 250 2CODcr 9000 20

地表水环境质量标准

（GB3838-2002）的Ⅲ类限值

450BOD 500 4 125石油类 500 0.05 10000

（1）正常状况

本项目各工程单元严格参照 GB 18597、GB 18599、GB/T 50934 设计地下水污

染防渗措施。本次预测假设污染物可以直接通过包气带进入地下水体，先进行符合

导则要求的最低标准，防渗措施防渗等级至少达到 6米厚渗透系数 1×10-7cm/s粘土

的防渗效果，在此情景下预测污水处理站反应池标准指数最大的石油类的运移情况。

反应池按照M=6m厚粘土，渗透系数 K不大于 10-7cm/s的防渗等级设置防渗，

假设正常状况池内水深为 H=3m，则根据达西定律计算正常状况废水下渗强度：

Q=KI=K·H/M=0.0000864 ×3÷6 m3/（d·m2）=0.0000432 m3/（d·m2）

由预测结果可知，在此防渗等级条件下，没有出现超标污染晕，表明防渗等级

达到 6米厚渗透系数 1×10-7cm/s粘土的防渗效果，可以保证正常状况下不污染地下

水。

（2）非正常状况

①源强概化：

假定污水处理站反应池防渗膜破损或老化导致泄漏，泄露量具有不确定性。假

定泄漏强度是总废水量的 1‰，则非正常状况泄漏强度为 3m3/d。企业需在容易发生

泄漏的区域下游设置地下水污染跟踪监测井，进行地下水污染跟踪监测，发现泄漏

及时采取措施切断泄漏源。根据监测计划，下游跟踪监测井监测频率为 2月/次，假

设发现地下水污染后，立即切断污水向含水层泄漏途径，则假定泄漏持续时间为 60

天。


171

②预测结果及分析评价

基于确定的评价因子、源强估算结果，采用 MT3DMS模块对假定的情景下，

污染物渗漏可能对地下水环境的影响进行预测。预测结果见表 5.2-6 及图 5.2-9 至

5.2-13。由预测结果可知，污水处理站废水中石油类在预测时间段内会出现超标，

且超标范围在 1000天超出厂界，运移至 9000天不再超标，超标范围内没有饮用水

井及规划水源地分布。污水处理站废水中氨氮在预测时间段内会出现超标，但超标

范围没有超出厂界，运移至 1500天不再超标。

表 5.2-6 非正常状况污染晕特征统计表

污染源污染物预测时段超标污染晕面

积（m2）

超标污染晕超出

厂界面积（m2）

超标污染晕最大

迁移距离（m）

污水处理

站

石油类

100天 37833.31 0 1431000天 86106.68 18221.15 4275000天 143577.22 143577.22 1130

氨氮

100天 16272.59 0 911000天 14212.48 0 2135000天 0 0 0

未采取防渗措施或防渗措施破损的状况下，污染源所在位置及周边会出现超标

污染晕，且随时间延长，污染晕面积会不断增大，且不断向下游运移，随着地下水

的稀释扩散作用，地下水中的污染物浓度逐渐减小，污染源在预测时间段内有超标

污染晕下游超出本项目厂界的范围，规划水源地位于项目区地下水流向侧向，不属

于下游，超标范围不影响规划水源地，且超标范围内没有分布饮用水井，但是在超

标范围内的地下水会受到影响。非正常状况下，需要通过跟踪监测井监测或是定期

检查防渗措施，及时发现并采取措施阻断污染源，可有效控制污染物向地下水中的

泄露时间和泄露量，使泄露所造成的地下水污染控制在可接受的范围和时段内。

③非正常状况污染渗漏对保护目标的影响

根据预测结果可知，在超标范围内没有分布饮用水井，不会影响到周边分散的

饮用水井，但是会影响到超标污染晕范围内含水层中的地下水。规划水源地位于项

目区地下水流向侧向，不属于下游，超标范围不影响规划水源地，因此不会影响到

规划水源地。

④结论

综合分析项目场地环境水文地质条件、地下水环境影响预测结果及污染防控措


172

施、总平面布置等方面，建设项目在正常状况下，采取符合导则要求的防渗措施，

不会对地下水环境造成影响，在非正常状况下，会出现一定范围的超标现象，且超

标污染范围超出厂界，但不会影响周边居民地下水饮用水井及规划水源地，因此需

要采取严格的防渗措施，建立健全污水处理系统和地下水水质监测系统，突发事件

预警预报系统和事故应急防范措施的基础上，且由于非正常状况考虑的是最大不利

影响，发生概率较小，同时也没有考虑包气带的吸附、阻隔作用，实际的地下水环

境影响远远小于预测结果，因此项目对地下水环境影响较小。从地下水环境保护的

角度分析，在严格落实各项措施的前提下，本次评价认为建设项目地下水环境影响

可以接受。

5.3噪声环境影响预测与评价

5.3.1噪声源强

本项目在运行中产生的噪声主要由各种机械动力设备造成的机械振动和空气湍

流引起。机械振动噪声主要来源于风机以及工艺过程中的各种泵类等机械动力设备，

见表 3.3-5。

5.3.2预测模式

(1)预测模式

采用《环境影响评价技术导则—声环境》(HJ/T2.4-2009)中工业噪声预测模式。

①单个室外点声源在预测点产生的声级计算基本公式

如已知声源的倍频带声功率级，预测点位置的倍频带声压级 Lp(r)可按公式（1）

计算：

Lp（r）=LW+Dc–A（1）

式中：

Lw—倍频带声功率级，dB；

Dc—指向性校正，dB，对辐射到自由空间的全向点声源，为 0；

A—倍频带衰减，dB；


173

Adiv—几何发散引起的倍频带衰减，dB；

Aatm—大气吸收引起的倍频带衰减，dB；

Agr—地面效应吸收引起的倍频带衰减，dB；

Abar—声屏障引起的倍频带衰减，dB；

Amisc—其他多方面效应引起的倍频带衰减，dB。

如已知靠近声源处某点的倍频带声压级 Lp(r0)时，相同方向预测点位置的倍频

带声压级 Lp(r)可按公式（2）计算：

（2）

预测点的 A声级 LA(r)，可利用 8个倍频带的声压级公式（3）计算：

式中：

LPi(r)—预测点（r）处，第 i倍频带声压级，dB；

Li—第 i倍频带的 A计权网络修正值，dB。

在不能取得声源倍频带声功率级或倍频带声压级，只能获得 A声功率级或某点

的 A声级时，可按公式（4）做近似计算：

（4）

或（5）

A可选择对 A声级影响最大的倍频带计算，一般可选中心频率为 500Hz的倍频

带估算。

②室内声源等效室外声源声功率级计算方法

设靠近开口处（或窗户）室内，室外某倍频带的声压级分别为 LP1和 LP2。若

声源所在室内声场为近似扩散声场，则室外倍频声压级可按下公式近似求出：

Lp2=Lp1—（TL+6）（6）

式中：

TL—隔墙或窗户倍频带的隔声量，dB。

③有限长线声源 P15


174

④面声源的几何发散衰减 P16

新导则垂直声源如下图 5.3-1所示（要求 b>a，图中虚线为实际衰减量）：

图 5.3-1 新导则垂直声源的衰减特性

要求的简化算法为：

r<a/π时，Adiv≈0；几乎不衰减

a/π<r<b/π时，距离加倍时 Adiv≈3；类似线声源（Adiv≈10lg(r/r0)）

r>b/π时，距离加倍时 Adiv≈6;类似点声源（Adiv≈20lg(r/r0)）

r<a/π时，Adiv≈0。

⑤噪声贡献值计算

设第 i个室外声源在预测点产生的 A 声级为 LAi，在 T时间内该声源工作时间

为 ti；第 j个等效室外声源在预测点产生的 A声级为 LAj，在 T时间内该声源工作

时间为 tj；则拟建工程声源对预测点产生的贡献值为（Leqg）：

式中：


175

tj—在 T时间内 j声源工作时间，s；

ti—在 T时间内 i声源工作时间，s；

T—用于计算等效声级的时间，s；

N—室外声源个数；

M—等效室外声源个数。

(2)建立坐标系统

本次环评中为了更准确、快速地进行噪声预测分析，采用了宁波环科院编制的

EIAN20噪声预测评价软件。预测点高度为 1.2m。预测区内测算点的间隔为 20m。

预测范围为厂界 200m范围内。

5.3.3预测结果及评价

选取拟建工程主要噪声设备作为点源，采用多源叠加的方法作出工程噪声贡献

值预测。厂界噪声预测结果见表 5.3-1。

表 5.3-1 各厂界噪声预测结果单位：dB（A）

厂界位置正常工况[dB(A)]

贡献值标准值达标情况

1 东侧厂界 53.47

昼间：65.0

夜间：55.0

达标

2 南侧厂界 53.64 达标

3 西侧厂界 52.25 达标

4 北侧厂界 49.12 达标

由表 5.3-1 厂界噪声预测结果可知，正常运行工况下，各厂界昼间、夜间噪声

贡献值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准。


176

5.4固体废物处置对环境的影响分析

5.4.1处置方式

根据《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《国家危险废物名录》

（2016版）及相关鉴别标准，可将固体废物分为危险废物、一般固废等。

5.4.1.1一般固废影响分析

（1）处置情况

本项目产生的一般性工业固体废物主要包括空分装置废分子筛等，一般固体

废物产生、处置及综合利用情况详见表 5.4-1。

表 5.4-1 本项目一般固体废物产生、处置及综合利用情况一览表

序

号

装置名

称固废名称

排放量

（t/a）主要成分性质

排放

规律拟采取处理处置方法

S11

煤

制

气

装

置

煤

气

化

煤贮斗除尘

器收集粉尘447.6 煤粉尘

一般固废

Ⅱ类连续送锅炉作为燃料回用

S12气化粗渣

（湿基）137600

碳：2~8%；

灰（包括

SiO2/CaO等灰

份及杂质）：

42~45%；

含水：~52%

一般固废

Ⅱ类连续

厂内不设置暂存场，由

捞渣机将湿粗渣沥水

后装车外运至园区灰

渣场贮存并自然风干，

后期综合利用。

S13过滤机细渣

（湿基）42400

碳：10~20%；

灰（包括

SiO2/CaO等灰

份及杂质）：

20~30%；

水：~50%

一般固废

Ⅱ类连续

厂内不设置暂存场，细

渣装车外运至园区灰

渣场贮存并自然风干，

后期综合利用。

S110

CO深

冷

分

离

分子筛吸附

器废吸附剂

103m3/次

Al2O3、SiO2等一般固废

Ⅱ类

间断

(1次/5年)

袋装暂存在厂内的 1个 100m2一般固废暂

存库内，定期送生产厂

家回收。

S41

空分

装置

废分子筛370m3/次

AL2O3、SiO2一般固废

Ⅱ类

间断

(1次/5年)



家回收。

S42 废铝胶75m3/次

AL2O3一般固废

Ⅱ类

间断

(1次/5年)



家回收。

S51 公用工锅炉渣 48000 主要含 SiO2、C 一般固废连续暂存于厂内 2座 750m3


177

程及辅

助设施

等 Ⅱ类渣仓内，定期由汽车送

园区灰渣场暂存，后期

综合利用。

锅炉灰 72800主要含 SiO2、C

等

一般固废

Ⅱ类连续

暂存于厂内 2座 850m3

灰库内，定期由汽车送

园区灰渣场暂存，后期

综合利用。

S53中水处理系

统废超滤及

反渗透膜

50根/3a

芳香族聚酰胺高

分子化合物

一般固废

I类间断



家回收。

S57 生活垃圾 93 有机物等生活垃圾连续由园区环卫部门统一

处理

从表 6.2-1可以看出，本项目产生的一般性工业固体废物全部得到了妥善处

理与综合利用，对周围土壤、地下水、大气环境及生态环境的影响较小。

（2）一般固废的贮存

本项目气化粗渣和气化细灰渣在厂内不设置暂存场所，从气化炉排出的粗渣

沉降在锁斗底部，半小时排放一次，将锁斗内的湿粗渣排入气化炉底部的渣池内，

然后由捞渣机将湿粗渣沥水后装车外运至园区灰渣场储存。气化细渣产生后装车

外运至园区的渣场贮存并自然风干。随着园区内综合利用项目的逐步实施，后期

可考虑气化灰渣综合利用。

本项目 2 台锅炉设一座渣仓，渣仓容积为 750m3；1 座灰库，灰库容积为

850m3；设一般固废暂存库，暂存 CO深冷分离分子筛吸附器废吸附剂、空分废

分子筛及废铝胶、废反渗透膜，面积为 100m2。按照《一般工业固体废物贮存、

处置场污染控制标准》（GB18599-2001）中规定的第 II 类固体废物处置要求设

计。

5.4.1.2危险固废影响分析

（1）处置情况

本项目所产生的危险废物主要包括变换装置变换炉废催化剂等，本项目危险

废物产生、处置及综合利用情况详见表 5.4-1。


178

表 5.4-1 本项目危险废物产生、处置及综合利用情况一览表

序

号

装置名

称固废名称

排放量

（t/a）主要成分性质

排放规

律

拟采取处理处置

方法

S14

煤

制

气

装

置

变

换

废催化剂 62m3/3aAl2O3、CoO、

MoO3

危险废物

（HW50废催

化剂）

间断(1次/3年)

桶装暂存在厂内

的 1个 400m2危废

暂存库内，定期送

生产厂家回收。

S15 废保护剂 22m3/次Al2O3、SiO2

等

危险废物

（HW49其他

废物）

间断(1次/1年)

袋装暂存在厂内




S16

硫

回

收

第一克劳斯

反应器废氧

化铝催化剂

7.2m3/次

Al2O3

危险废物

（HW50废催

化剂）

间断(1次/3年)





S17第二克劳斯

反应器废氧

化钛催化剂

11.4m3/次

TiO2

危险废物

（HW50废催

化剂）

间断(1次/3年)





S18加氢反应器

废催化剂

2.5m3/次

MoO3、CoO等

危险废物

（HW50废催

化剂）

间断(1次/3年)





S19氧化反应器

废催化剂

2.5m3/次

Al2O3、SiO2

等

危险废物

（HW50废催

化剂）

间断(1次/3年)





S21

甲醇装置

甲醇合成

甲醇合成废催化剂

180m3/次

主要成分为CuO、ZnO、

Al2O3

危险废物

（HW50废催

化剂

261-167-50）

间断(1次/3年)





S22

甲醇精馏

杂醇油 17600

甲醇：

20.14%乙醇：2.72%

丙醇：

2.583%丁醇：1.56%盐：0.037%水：72.96%

危险废物

（HW11精馏

残渣

261-128-11）

连续

暂存在厂内 1个500m3杂醇油储罐

内，定期送有资质

的单位处理。

S31

醋酸装置

醋酸精馏

废酸 24000

醋酸：

54~68%丙酸：

41~27%其它：5%

危险废物

（HW11精馏

残渣

261-128-11）

连续

暂存在厂内 1个1000m3废酸储罐

内，定期送有资质

的单位处理。


179

S52

公用工

程及辅

助设施

污水处理站

生化污泥800

有机物，含

水率 80%危险废物连续

定期送有资质的

单位处理。

S54高含盐水蒸

发及结晶处

理结晶盐

8690氯化钠、硫

酸钠危险废物连续

袋装单独暂存在

厂内的 1个 500m2

结晶盐暂存库内，


单位处理。

S55高含盐水蒸

发及结晶处

理杂盐

1550 无机盐类危险废物连续

袋装单独暂存在

厂内的 1个 500m2

结晶盐暂存库内，


单位处理。

S56机械密封、机

电维修废油0.8

矿物油、润

滑油等

危险废物

（HW08废矿

物油与含矿

物油废物）

间断

桶装暂存在厂内



有资质的单位处

理。

从表 5.4-1可以看出，本项目产生的危险废物全部可得到妥善处理处置。

（2）危险废物的贮存

本项目在厂区内设 1 个危险废物暂存库，用于临时贮存废催化剂等危险废

物，占地面积为 400m2。本项目在厂区内设 1个结晶盐暂存库，用于临时贮存结

晶盐及杂盐，占地面积为 300m2。

危险废物暂存库、结晶盐暂存库满足《危险废物贮存污染控制标准》

（GB18597-2001）及其修改单（环境保护部公告 2013年第 36号）要求。

（3）危险废物的运输

根据危险废物的产生量，合理安排运输计划，应严格执行《危险废物收集贮

存运输技术规范》（HJ2025-2012）中有关规定。需持有运输许可证，其上应注

明危险废物来源、性质、运往地点。运输车辆应进行定期的维护和检查，防患于

未然，保持车辆良好的工作状态。

危废在运输过程中应该采用密闭运输措施。并设立危险废物标志，禁止将危

险废物以任何形式转移给无许可证的单位，或转移到非危险废物贮存设施中。

5.4.2结论

项目固废处置方式符合规范要求，固废综合利用方案可靠，是可行的。


180

6环境保护措施及其可行性论证

6.1施工期环境保护措施

本项目施工周期较长，工程规模较大，因此，施工期对周围环境的影响是不

容忽视的，结合本工程的特征和当地的环境状况及项目施工过程中对环境的影响

分析，在此基础上提出减少影响的措施和建议。

6.1.1施工期大气污染防治措施

（1）扬尘防治措施

针对施工期扬尘污染问题，对施工期工程建设提出以下要求，以使扬尘对周

围环境的影响减到最小：

在施工区界设围墙或遮挡物；

地基挖掘产生的弃土应及时处理；

运输车辆不能超载，进入施工场地应低速行驶或限速行驶，减少扬尘；

每天定时对施工现场扬尘区及道路洒水；

当风速大于 8m/s时，应停止土方施工；

施工工地车辆出口设置水池，池内铺设碎石，以减少驶出工地车辆轮胎夹带

的泥土量；

临时道路和施工场地应硬化，场地的厚度和强度应满足施工和行车需要；现

场场地和道路要平坦畅通，并设置相应的环境保护措施和环境标志。

（2）施工废气防治措施

一切排烟装置都要采用合格产品，有害气体的排放必须符合国家规定的相关

标准；

严禁在施工现场焚烧垃圾；

散发有害气体、粉尘的施工过程，要采用密闭的生产设备和生产工艺，并安

装通风、吸尘和净化、回收设施。劳动环境的有害气体和粉尘含量，必须符合国

家相关卫生标准的规定；

加强对施工车辆的检修和维护，严禁使用超期服役和尾气超标的车辆。尽可

能使用耗油低、排气小的施工车辆；尽可能选用优质燃油，减少机械和车辆的有


181

害废气排放。

总的来看，项目建设期采取上述措施后，大气污染物的排放将大大降低，对

当地大气环境质量的影响将是局部的、暂时的，不会造成大的影响。

6.1.2施工期废水污染防治措施

（1）施工期生产用水污染防治措施

在施工期间，生产用水应采用疏干水以节约新鲜水用量，据估算，施工期生

产废水排放量约为 100m3/h，为尽可能减少施工废水对环境造成的不良影响，施

工期废水应主要采取以下保护措施：

混凝土浇筑废水、土石方工程及雨天引起的水土流失、雨污水等悬浮物浓度

高的废水水量大，含砂量大，其中 SS经沉淀后可以大部分去除，该部分废水经

处理后应尽量回用。采用的简单流程见图 6.1.3-1。

图 6.1.3-1 施期生产废水回用流程

机械车辆维修冲洗废水中主要含泥沙及油污，其主要污染控制指标为 SS、

石油类，需要沉淀并经除油装置除去其中的石油类后达标排放；

砂石料生产废水主要为洗料废水，基本可达标排放。

（2）施工期生活用水污染防治措施

施工期生活污水处理达标后作为防尘喷洒用水和施工生活区冲厕所等用水。

6.1.3施工期噪声污染防治措施

建设单位在施工过程中应采取以下措施来减少噪声影响：

大型噪声设备应避免在夜间使用；

建设单位在与施工单位签订合同时，应要求其使用的主要机械设备为低噪声

机械设备，并在施工中设专人对其进行保养维护，严格按操作规范使用各类机械；

在项目的结构施工阶段和装修阶段，对建筑物外部采用围挡，以减轻施工噪

声对外界环境的影响；


182

施工场所车辆进出路线应尽量远离居民区，车辆通过居民点时应减速、禁鸣；

建设管理部门应加强对施工工地的噪声管理，施工企业也应对施工噪声定期

进行自查，避免施工噪声扰民。

6.1.4施工期固体废物污染防治措施

工程地基挖掘产生的弃土除主要用于回填地基外，其余部分和建筑垃圾及时

外运，因此，施工期的固体废物不会因长期堆存或外弃而对周围环境产生不良影

响。

生活垃圾以有机污染物为主，少量的生产废物以无机污染物为主。施工现场

应设垃圾回收箱，将产生的生活垃圾和施工垃圾收集。生活垃圾由园区环卫部门

统一收集处理。

6.1.5生态保护措施

各种设施建设用地及临时占地，应尽量避免占用林地、灌丛，保留好天然草

地植被；同时选择在植被差的地方开挖、取土，以减少对地表土壤和植被的破坏，

避免产生土地沙化，将项目建设对现有植被和土壤的影响控制在最低限度。

施工期应加强施工管理，尽量缩小施工范围，各种施工活动应严格控制在施

工区域内；临时占地面积要控制在最低限度，尽可能不破坏原有的地表植被和土

壤，以免造成土壤与植被的大面积破坏；施工完毕后，作好现场清理、生态恢复

建设工作等。

地面施工过程中，应避免在春季大风季节、夏季暴雨时节进行开挖与场地平

整作业。对于施工破坏区、开挖工作面和废弃土石，施工完毕，要及时平整土地，

并首先配植适和当地生长的先锋植物，迅速恢复植被，以防止发生新的土壤侵蚀

发生。

6.2运营期环境保护措施

6.2.1废气治理措施

6.2.1.1煤制气装置废气治理措施分析

1、煤气化工段废气治理措施


183

（1）煤贮斗排放气

煤贮斗排放气的排放量为 5000Nm3/h，采用高效袋式除尘器处理，其除尘效

率达 99.5%，除尘后粉尘浓度和排放速率分别为 30mg/m3和 0.15kg/h，其满足《大

气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准要求，最终除尘后的废气

由 40m高排气筒达标排放。

（2）气化灰水处理-闪蒸酸性气

正常工况下气化工段排气主要为渣水处理时来自气化炉激冷室的黑水和洗

涤塔底的黑水经过减压后进蒸发热水塔下部蒸发室闪蒸出来的酸性气体，闪蒸酸

性气排放量 510Nm3/h，H2S+COS含量 1.646%；NH3含量 3.02%，送变换装置汽

提塔处理，不外排。

（3）气化灰水处理-低压闪蒸不凝气和真空闪蒸不凝气

蒸发热水塔蒸发室底部的浓缩黑水减压后进入低压闪蒸器进一步闪蒸。闪蒸

出的低压闪蒸气部分去脱氧槽除氧，过剩的低压闪蒸气送至低压闪蒸冷凝器冷

凝，再经低压闪蒸分离器气液分离，低压闪蒸不凝气排放量 1374Nm3/h，H2S排

放浓度 29.11mg/m3、排放速率 0.04kg/h；NH3排放浓度 65.50mg/m3、排放速率

0.09kg/h，满足《恶臭污染物综合排放标准》（GB14554-93），由 30m高排气筒

达标排放。

低压闪蒸器出口浓缩黑水减压后进入真空闪蒸器，同时经渣池泵加压后的渣

池黑水也送至真空闪蒸器。在真空闪蒸器中，大量的溶解的气体释放出来，同时

黑水进一步浓缩。真空闪蒸气经真空闪蒸冷凝器冷凝后，进入真空闪蒸分离器进

行气液分离，真空闪蒸不凝气排放量 12Nm3/h，主要含 99.9%的水及微量的 H2S、

NH3，由 30m高排气筒达标排放。

2、变换工段废气治理措施

变换工段气液分离器分离出来的低温冷凝液中含有少量的 CO2、H2S、NH3

等成分，经汽提塔汽提产生的酸性气体量 587Nm3/h，，H2S 含量 1.31%；NH3

含量 0.99%，去硫回收工段作为硫回收原料气，不外排。

3、低温甲醇洗装置废气治理措施

（1）低温甲醇洗水洗塔尾气


184

H2S浓缩塔尾气进入尾气水洗塔进行洗涤，出 H2S浓缩塔的尾气基本上不含

硫，尾气经换热升温后再进尾气水洗塔用脱盐水洗涤，水洗后作为尾气放空。排

放量为 09491Nm3/h，主要成分为 CO2和 N2，以及微量的 CO、H2S以及甲醇，

通过 30m高排气筒达标排放。H2S排放速率 2.10kg/h，满足《恶臭污染物综合排

放标准》（GB14554-93），甲醇排放浓度 42.9mg/m3，满足《石油化学工业污染

物排放标准》（GB31571-2015）表 6大气污染物特别排放限值，送锅炉烟囱达

标排放。

（2）低温甲醇洗酸性气

富 H2S甲醇液自 H2S 浓缩塔底出来后进热再生塔给料泵加压，甲醇贫液冷

却器换热升温进甲醇再生塔顶部。甲醇中残存的 CO2以及溶解的 H2S由再沸器

提供的热量进行热再生，混和气出塔顶经多级冷却分离，甲醇一级冷凝液回流，

二级冷凝液经换热进入 H2S浓缩塔底部。分离出的酸性气体去硫回收工段作为硫

回收原料气，不外排。

4、硫回收装置废气治理措施

本工程煤气化工段的高压闪蒸汽 510Nm3/h、变换工段汽提塔酸性气

660587Nm3/h和低温甲醇洗的酸性气 2096.2Nm3/h送至硫回收装置前部主燃烧炉

后经两级克劳斯和超优超级克劳斯反应回收硫磺，具体的工艺说明及流程图见本

报告工程分析。

分析评价：克劳斯硫回收技术在国内经历了从引进到国产化的过程，经过各

设计院和研究院的不断开发和研究，目前国内克劳斯硫回收技术以及催化剂制造

技术水平已达到了国外先进水平，可确保装置的稳定运行。超优超级克劳斯是克

劳斯的延展性工艺，在克拉斯硫回收基础上突破传统观念，巧妙地组合了近年开

发的新技术，对传统的克拉斯工艺进行改进。

本项目酸性气中 H2S含量达到 25%(vol)，为较典型的 Claus进气组分（Claus

对原料气中 H2S浓度要求一般不低于 25%），采用超级超优克劳斯组合硫回收

工艺，可以在硫磺回收率、尾气环保达标、装置投资费用等方面具有更大的优势。

对于超级超优克劳斯组合装置排放的尾气，仍然含有低浓度的 H2S、有机硫

等组分，直接排放不能满足环保排放要求。设计中采用尾气焚烧炉工艺进行进一


185

步处理，将其中的硫化氢和硫化物转换为二氧化硫，焚烧尾气经废锅和空气激冷

冷却后，满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表 3 酸性气

回收装置大气污染物排放限值，送至锅炉脱硫系统进一步处理后达标排放。

硫磺包装工段有粉尘产生，包装废气排放量为 4200Nm3/h，采用高效袋式除

尘器处理，其除尘效率达 99.5%，除尘后粉尘浓度和排放速率分别为 20mg/m3

和 0.08kg/h，其满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准要

求，由 20m高排气筒达标排放。

6.2.1.2甲醇装置废气治理措施分析

（1）蒸汽过热炉烟气

蒸汽过热炉采用本项目产生的燃料气作为燃料，烟气排放量 11257Nm3/h，

烟气中烟尘和氮氧化物浓度分别为 15mg/Nm3、80mg/Nm3，满足《石油化学工业

污染物排放标准》（GB31571-2015）表 4大气污染物排放限值（工艺加热炉颗

粒物 20mg/Nm3、氮氧化物 150mg/Nm3），由一根 40m高排气筒高空排放。

（2）其他燃料气

闪蒸槽闪蒸汽 2482Nm3/h和，主要成份为 H2:26%、CO:23.1%、CO2:35.06%、

CH4:2.21%、N2:5.66%、Ar:2.44%、CH3OH:5.36%。

氢回收装置的非渗透气 2118Nm3/h，主要成份为 H2:31.69%、CO:18.39%、

CO2:1.65%、CH4:4.26%、N2:31.77%、Ar:11.01%、CH3OH:1.23%。

甲醇精馏吸收回收塔塔顶尾气，总量为 239Nm3/h，主要成份为 CO、H2、

CO2、CH4、N2、CH3OH等，燃烧后的产物为 CO2和 H2O，不会对大气环境产生

污染。

本项目拟将该部分燃料气送蒸汽过热炉、火炬、硫回收焚烧炉等作为燃料使

用，不但可以减少了该部分废气对大气环境的污染，又充分利用资源，节省了项

目对净化气需求量。

6.2.1.3醋酸装置废气治理措施分析

来自醋酸合成工序高压分离器的高压尾气进入高压吸收塔的底部，自下而上

流动，来自吸收甲醇进料泵的贫液经吸收甲醇冷却器冷却后进入高压吸收塔的顶

部，自上而下流动，二者在高压吸收塔内的填料上进行传质，甲醇将高压尾气中


186

的碘甲烷等有机组份吸收下来。吸收后的尾气总量为 3100Nm3/h，主要含有 H2：

0.936wt%、N2：5.905wt%、CO：75.102wt%、CO2：15.213wt%、CH4：1.635wt%、

HAC：1.199wt%，从高压吸收塔的顶部排出，去高压分液罐分离后送火炬处理。

来自醋酸精馏工序冷凝液分离器的低压尾气进入低压吸收塔的底部，自下而

上流动；来自低压吸收甲醇冷却器进一步冷却后的甲醇进入低压吸收塔的顶部，

自上而下，二者在低压吸收塔内的填料上进行传质过程。甲醇将低压尾气中的碘

甲烷等有机组份-吸收下来。被吸收后的放空尾气总量为 3100Nm3/h，主要含有

H2：1.107wt%、N2：7.517wt%、CO：58.773wt%、CO2：30.897wt%、CH4：0.45wt%、

H2O：0.0001wt%、HAC：1.246wt%，从低压吸收塔的顶部排出，进入低压分液

罐分离夹带的液体，然后送火炬燃烧处理。

6.2.1.4锅炉及其辅助设施废气治理措施分析

（1）锅炉烟气

①除尘、脱硫措施

本项目除尘、脱硫采用 LJD-FGD新型烟气循环流化床半干法脱硫除尘一体

化工艺技术，由吸收剂制备、脱硫塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分

组成。本工程采用 CFB锅炉配套炉后循环流化床半干法脱硫装置，炉内再加石

灰石脱硫后，脱硫效率≥98.7%，处理后 SO2排放浓度为 34.75mg/m3，低于 35mg/m3

的允许排放浓度，满足《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造方案》中提出的

燃煤锅炉超低排放标准要求。

脱硫前采用一电场电除尘器，除尘效率为 85%；脱硫后除尘器采用低压脉冲

布袋除尘器，除尘效率为 99.9%；本工程锅炉烟气采用两级除尘后，综合除尘效

率为 99.95%，除尘后烟尘排放浓度为 5.56mg/m3，满足《全面实施燃煤电厂超低

排放和节能改造方案》中提出的燃煤锅炉超低排放标准中 10mg/m3的要求。

★脱硫原理

LJD-FGD火电厂新型高效干法脱硫除尘一体化工艺由吸收剂制备、脱硫塔、

脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。锅炉排出的烟气，从底部进入脱

硫塔，烟气经脱硫塔底文丘里结构加速后与加入的吸收剂、循环灰及水发生反应，

除去烟气中的 SO2等气体。烟气中夹带的吸收剂和脱硫灰，在通过脱硫塔下部的


187

文丘里管时，受到气流的加速而悬浮起来，形成激烈的湍动状态，使颗粒与烟气

之间具有很大的相对滑落速度，颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，从而极大地

强化了气固间的传热、传质。同时为了达到最佳的反应温度，通过向脱硫塔内喷

水，使烟气温度冷却到 70℃左右。

携带大量吸收剂和反应产物的烟气从脱硫塔顶部侧向下行进入脱硫除尘器，

进行气固分离。为了降低吸收剂的耗量，大部分收集到的细灰及反应混合物返回

脱硫塔进一步反应，只有一小部分被认为不再具有吸收能力的较粗颗粒被作为脱

硫副产物排到电厂脱硫灰库。

最后经除尘器净化后的烟气经引风机排入烟囱，净化后的烟气含尘量不超过

10mg/Nm3。

该脱硫工艺的主要化学反应式为：

Ca(OH)2+SO2=CaSO3·1/2 H2O+1/2H2O

Ca(OH)2+SO3=CaSO4·1/2H2O+1/2H2O

CaSO3·1/2H2O+1/2O2=CaSO4·1/2H2O

Ca(OH)2+CO2=CaCO3+H2O

2Ca(OH)2+2HCl=CaCl2·Ca(OH)2·2H2O（＞120℃）

Ca(OH)2+2HF=CaF2+2H2O

本工程采用 CFB锅炉配套炉后循环流化床干法脱硫装置，炉内再加石灰石

脱硫后，脱硫效率≥98.7%，即可保证 SO2≤35mg/Nm3的排放浓度要求。

脱硫除尘岛采用一炉一套独立的系统，2台炉配 2座生石灰仓、2台消化器、

2座消石灰仓，所有的工艺、电气、仪表均为一炉一套。

预电除尘器、烟气循环流化床干法脱硫塔、布袋除尘器采用 DCS控制系统，

用于控制其温度、压力、压差、料位、清灰程序控制、脱硫装置进出口温度和脱

硫装置进出口含硫量、含尘量的在线分析、运行状态显示。

采用生石灰或电石渣作为吸收剂原料，生石灰干式石灰消化器消化后，消化

后的消石灰输送至消石灰仓，然后根据脱硫需要，调节吸收剂加入到脱硫塔中进

行脱硫反应。

脱硫除尘岛设有清洁烟气再循环系统，脱硫除尘岛的负荷范围能满足锅炉负


188

荷在 50%～110%BMCR 负荷变化。

★脱硫效果

LJD-FGD新型烟气循环流化床干法脱硫除尘一体化工艺技术目前在国内多

家电厂投入运行，根据运行实例，该工艺脱硫效率一般在 98%-99.9%之间，本次

评价按照 98.7%的脱硫效率考虑，这样锅炉烟气最终排入环境中的 SO2 量为

12.62kg/h，浓度 34.75mg/m3，低于 35mg/m3的超低排放浓度限值要求。

②脱硝措施

为了 NOx达到超低排放<50mg/Nm3的标准，锅炉采用两级脱硝方式：一级

采用选择性非催化还原（SNCR），二级采用循环流化床干法脱硫工艺配套催化

氧化吸收(COA)低温脱硝工艺的联合脱硝方案.

脱硝系统采用选择性非催化还原（SNCR）+催化氧化吸收（COA）脱硝技

术。SNCR工艺采用颗粒尿素为脱硝还原剂；COA工艺采用 NaClO2为主要的氧

化添加剂，消石灰为吸收剂。

采用尿素作为还原剂还原 NOx的主要化学反应为：

CO(NH2)2→2NH2+CO

NH2+NO→N2+H2O

CO+NO→N2+CO2

总的反应式为：

NO+CO(NH2)2+1/2O2→2N2+CO2+2H2O

SNCR工艺系统主要由还原剂制备剂存储模块、循环输送模块、稀释水模块、

计量分配模块及喷射模块等组成,本工程 SNCR脱硝效率按照 50%设计.

COA是一种“高效低温氧化脱硝”（H-COA）方式，在高浓度 NOx排放状况

下，可进一步有效控制 NOx浓度排放，保证 NOx满足近零排放要求，形成烟气

治理的“多重保险”。另外可以同步实现 “超低排放”要求，同时在脱去重金属等

方面效果明显，且整个系统无废水排放，真正实现废水的“零排放”。本工程 COA

脱硝效率按照 60%设计。

COA脱硝工艺的主要化学反应式为：

Ca(OH)2+NO+O2 脱硝剂催化、氧化Ca(NO3)2+Ca(NO2)2+H2O


189

本项目 2×240t/h循环流化床锅炉共配置 2套 SNCR+COA烟气脱硝装置。2

台炉共用一套尿素溶液制备及输送系统，每台炉配置一套稀释计量分配和喷射系

统，每台炉配置一套催化氧化剂存储和输送给料系统。

SNCR系统公用部分统一布置于锅炉脱硫岛旁空地。SNCR系统稀释计量分

配和喷射系统布置于每台锅炉喷射层平台；COA系统分别布置于每个脱硫岛内。

综上所述，为满足本装置出口氮氧化物浓度的要求，综合考虑投资、成本、技术

成熟度、业绩等因素，本项目锅炉采用 SNCR+COA联合脱硝工艺是可行的。

④其它措施

本项目锅炉烟气经脱硝、除尘和脱硫后，最终送 150m高烟囱达标排放。

为了便于锅炉对大气污染物排放的管理和环保行政部门的监督，根据

GB13223-2011的规定，本项目将在锅炉烟道上安装烟气连续监测装置（CEMS），

以监控 SO2、NO2和烟尘等污染物的排放，为运行管理和环境管理提供依据。采

样部位、采样孔和采样点的布置按照《火电厂环境监测技术规范》（DL/T414-2004）

的规定执行。

6.2.1.5污水处理站恶臭气体污染治理措施分析

污水收集、处理过程中产生的 NH3和 H2S，由于面积较大，容易造成无组织

排放，造成不利的环境影响。为减少本项目污水处理过程中的恶臭气体排放，污

水处理场生化处理单元将配套设置恶臭气体收集及治理设施，减轻对环境的污

染。

（1）技术比选

目前，国内污水处理厂恶臭气体收集、处理技术和设备多种多样，包括物理

吸附法、化学洗涤法、生物法、等离子处理法、植物液处理法及催化燃烧法等。

等离子体法是利用高频高压静电特殊脉冲放电产生高密度高能活性离子，高

能活性离子与臭气接触，打开臭气分子化学键，分解成二氧化碳和水，从而使气

体达到净化的目的，该方法处理设备体积相对较小，自重轻，适用于布置紧凑、

场地狭小等场合，但设备一次性投入成本较大，运行维护成本较高。

植物液处理法是利用天然植物除味液吸附臭气中的异味分子，并与异味分子

发生聚合、分解等化学反应，使之失去臭味。植物液现场空间雾化处理适用于空


190

间难以封闭场合的臭气控制或改善操作环境，植物液除臭控制设备可根据臭气浓

度、成分、环境条件等在实际工况选择连续或间歇雾化。该方法设备安装简便，

建设周期短，投资低，但效率低，且天然植物除味液属于消耗产品，后续运行费

用高。

催化燃烧法是一种通过热氧化消除有机物废气污染物的方法，有机废气在温

度 200~500℃和滞留时间 0.3~0.5s的条件下被催化燃烧，分解为 CO2和 H2O，适

用于浓度较高的有机废气。运行工艺条件较为复杂，成本较高。

除上述三种方法外，国内污水处理厂工艺技术最为成熟，运用最为广泛的仍

是物理吸附法、化学洗涤法和生物除臭法。三种恶臭气体收集、处理技术的对比

分析结构详见下表。

表 6.2-1 恶臭气体收集、处理技术的对比分析表

项目生物法化学洗涤法活性炭吸附法

除臭

原理

利用自然界细菌和微生

物对臭气的吸附、吸收、

消化和降解过程来自然

除臭。

利用酸、碱性气体的化学反

应去除恶臭气体。例如硫化

氢、甲硫醇、甲硫醚、二氧

化碳等强酸性气体用氢氧

化钠去除，氨气等碱性气体

用硫酸去除。

经过活化的碳体内部形成

许多孔道，具有很大的比

表面积，表面弱电力可以

吸收并在自身内保存臭气

物质，而具有处理异味气

体的功能。

系统

组成

1.气体收集输送系统：构

筑物封闭加盖、管路、风

机组成；

2.加湿控温系统：加湿塔+水泵+加热∕降温器；

3.生物过滤洗涤系统；

4.检测控制系统。

1.洗涤塔；

2.塔内填料；

3.填料支撑装置；

4.液体分布器；

5.循环泵；

6.加药及监控系统；

7.除雾装置。

1.活性炭吸收器；

2.防腐风机；

3.排风扇；

4.耐腐蚀排放管道阀门；

5.差压计；

6.控制面板。

工艺

过程

恶臭气体在适宜条件下

通过长满微生物的固体

载体（填料），恶臭物质

先被吸收、微生物氧化分

解，完成废气的除臭过

程。

需处理气体进入洗涤塔，在

填料中与化学吸收液混合

发生化学反应生成没有臭

味的物质，完成除臭过程。

需处理的含恶臭物质的气

体通过活性炭吸收器，气

体得到净化，完成气体除

臭过程。


191

特点

优点：绿色除臭方法，不

产生二次污染，操作维护

简单、自动化操作、无需

人工值守，运行稳定，抗

冲击负荷能力强。

缺点：占地面积大，需定

期更换填料。

优点：系统安装简便，安装

高度低；系统自动化程度

高、维修方便；处理效率高；

系统压力损失小，运行能耗

低。

缺点：产生化学吸收废液，

还需对废液进行处理。

优点：处理气量灵活多变；

能够使用于低温环境、间

断、连续操作方便、能耗

少、维护简便。

缺点：活性炭需要再生或

定期更换。

H2S去除

率

95% 98%以上 95%

适用

范围

污水处理厂、排污泵站、

垃圾处理、石油化工等各行业的工业尾气治理。

处理低浓度的石油化工、

造纸、制药等工业废气。

投资低高高

运行

费用低较高较高

污水

处理

厂适

用性

采用可用可用

综上所述，采用活性炭、沸石等多孔介质的物理吸附法，工艺简单，一次性

投入少，但介质寿命短（一旦饱和需再生或更换），处理效率不稳定，宜用于进

气浓度较低的除臭处理，对高浓度臭气处理效率较低。化学洗涤法利用化学药液

与臭气分子发生化学反应，生产无臭物质，以达到除臭目的。该方法见效快，但

运行费用高，且存在二次污染。在三种主要除臭技术中，生物除臭法除臭效率高、

处理彻底、操作简便、无二次污染、运行费用低，被称为是一项绿色除臭技术。

该工艺方法以其低成本、高效率、较成熟的应用技术而被广泛采用。也是本项目

的拟选工艺。

本项目废气处理系统利用经过驯化后的微生物将恶臭物质氧化分解成为无

臭的水和二氧化碳，或者其他简单物质，从而达到除臭的目的。微生物在氧化分

解污染物的过程中，还同时将恶臭物质转化为自身的营养物，微生物得以产生新

细胞，继续繁殖。

（2）除臭系统设计

臭气处理系统采用填料充填式生物法处理。有机废气和恶臭气体先通过对构

筑物的封闭加盖收集系统收集后与加盖水池收集的气体在风机的负压作用下有


192

机废气进入生物预洗涤系统。在生物预洗涤器中，部分邮寄费废气和含氨类恶臭

气体能得到去除，并且能调节气体温度、湿度和浓度，然后在风机的作用下进入

生物过滤器，生物过滤是在适宜的条件下，利用载体填料表面积上生长的微生物

的作用除臭。输送过来的处理臭气在适宜的条件下通过长满微生物的固体载体

（填料），气味物质先被填料吸收，然后被填料上的微生物氧化分解成二氧化碳

和水，完成废气的除臭过程，固体载体上生长的微生物承担了物质转换的任务。

经过生物过滤器，将恶臭污染物去除之后经一根 15m高的排气筒排放。处理后

H2S≤0.06mg/m3, NH3≤0.5mg/m3，臭气浓度≤10，满足《恶臭污染物排放标准》（GB

14554-93）的相关要求。

（3）生物除臭技术实例

中石油庆阳石化公司污水处理厂采用高效生物滤池系统处理炼油污水产生

的臭气。处理后总风量 10314 m3/h，设计处理风量 10000m3/h，自 2010年 10月

15日起运行至今。根据监测结果，NH3的进气浓度在 13~16mg/m3，排放浓度为

0.8~1.1mg/m3，H2S的进气浓度在 36~45mg/m3，排放浓度为 0.02~0.04mg/m3，臭

气浓度的进气浓度为 3700~4700，排放浓度为 14~16。

上海石化股份有限公司是拥有从原油到化工、腈纶、塑料等主要产品的生产

厂以及热电、机修、自来水、污水处理厂等辅助厂和 4个装卸运输系统的大型石

化企业。污水处理厂为该公司的辅助厂之一，运行规模已达到约 18.88万 m3/d。

自 2006年至 2010年分期建设生物滤池的除臭工艺以来，该工程臭气合计约 7万

mg/m3，监测数据表明，H2S去除率平均为 89%、NH3去除率平均为 98%、苯去

除率平均为 99.94%、苯乙烯的去除率平均为 99.88%。

综上所述，本项目拟采用的生物过滤除臭技术成熟、可靠，投资低、运行费

用低，处理过程洁净，不产生二次污染，从国内目前普遍应用的实例和技术经济

可行性来看，较适合本项目的污水处理场的除臭处理，技术经济可行。

6.2.1.6物料运输的环保治理措施

原、燃料煤在运输过程的环保措施：

物料运输车辆要采用封闭车辆或加盖苫布，煤灰运输应采用特殊罐车运输，

避免运输过程产生物料遗撒；


193

要求驾驶员在运输过程中做到文明驾驶，途经村庄时要减速慢行，以减少扬

尘的产生量；

在进厂道路上设专人定期清扫，配置洒水车洒水降尘，将物料运输过程中产

生的扬尘降低到最低程度。

项目原燃料煤进厂后装卸均在库中进行，煤筒仓的通风口安装有布袋除尘

器，做到达标排放。

上述物料运输过程中的粉尘污染防治措施技术经济上可行。

6.2.1.7开、停车及事故排放气防治

本项目设置事故火炬一套，处理各装置中的事故、紧急、非正常生产工况下

产生的排放压力较高的易燃、有毒气体；设置酸性气火炬一套，处理事故生产工

况下产生的来自变换酸性气、硫回收酸性气等。设置醋酸火炬一套：处理醋酸装

置产生的高、低压吸收塔尾气及事故排放气。

3座火炬与内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）火炬

共塔架敷设。火炬气由火炬总管先后经分液罐、水封罐后送入火炬头燃烧。

为保证火炬安全燃烧，在火炬系统还设有点火装置、长明灯、分子封及自控

系统等。

6.2.1.8罐区无组织排放治理措施

罐区无组织排放的主要来自甲醇罐区、醋酸罐区等储罐大小呼吸。采取的措

施为：甲醇储罐采用内浮顶罐，设置氮封装置。根据经验采用内浮顶罐与普通拱

顶罐相比可减少物料呼吸损失达 80～95%以上。

6.2.2运营期水污染防治措施

根据清污分流的原则，本项目排水系统分为生活污水排水系统、生产污水排

水系统、含盐废水排水系统、雨水排水系统和事故污水系统。

本项目废水总量为 428.62m3/h，其中，生产废水为 123.52m3/h，含盐废水为

301.1m3/h，生活污水为 4.0m3/h。

（1）生活污水排水系统

生活污水为 4.0m3/h，经过化粪池预处理后排至本项目拟新建的污水处理站

进行处理，处理后出水送回用水处理站进一步处理回用。


194

（2）生产污水排水系统



水等，

低温甲醇洗甲醇/水分离塔塔釜废水、甲醇装置甲醇精馏末塔塔釜排甲醇精

馏废水送煤气化装置煤浆制备回用。

煤气化装置气化灰水、设备冲洗水、EP纯化系统废水等经生产污水管线输

送至污水处理站处理。

（3）清净废水排水系统



回用水处理站排放的浓盐水，送浓盐水处理站进行处理。回用水处理站和浓

盐水处理站回收的清水，回用为循环水系统补水、脱硫用水和道路降尘、灰渣拌

湿用水。

（4）雨水排水系统

厂区洁净雨水经管道收集后就近排入厂外工业园区雨水管网。厂区初期污染

雨水汇集后分批送至拟建污水处理站处理。

（5）事故污水系统

厂区设置事故水池 1个，当污水处理系统的某一环节发生故障，污水经处理

后的出水无法满足回用水的水质要求时，将此部分污水送到事故水池内临时贮

存，待污水处理站正常运行后再进行处理回用。同时作为全厂消防事故和其他重

大事故时污染排水的储存、提升设施，收集后废水分批送项目拟建污水处理站进

行处理。

事故水池采用地下式钢筋混凝土结构，有效容积为 10000m3，事故水池底部

和四周均进行防渗处理，防治污水下渗对项目所在地地下水的污染。

6.2.2.1设计提出的污水生化处理工艺可行性分析

（1）污水来源、水量水质

本项目污水处理站污水来源及水质见表 6.2-1。


195

表 6.2-1 污水来源及水量、水质一览表

序号

名称水量(m3/h)

主要污染物（mg/l）

COD BOD 氨氮 SS 硫化物

CN- 无机盐

一生产废水

1 气化灰水 110.00 500 200 200 450 10 0.5 20002 设备冲洗水 6.4 500 80 75 440 2 8003 EP纯化系统废水 7.12 1000 400 1004 生活污水 4.0 400 200 35 150 870小计

综合水量及水质 127.52 524.8 205.1 177.4 420.5 8.7 0.4 1790.5

（2）处理规模

生产废水和生活污水量合计为 127.52m3/h，考虑设置一定的富余能力，因此

设置处理能力为 150m3/h的污水处理站。

（3）拟采取的污水处理流程简述

根据本项目污水水质参数并结合目前稳定运行的煤化工企业污水处理站的

流程，本项目污水处理站处理流程采用处理成本低的 SBR工艺，其处理流程简

图见图 6.2-6。

生产废水先经加药混凝反应，再经沉淀后进入混合调节池。生活污水经化粪

池预处理后进入混合调节池，与生产废水合并处理。混合后的综合污水由污水提

升泵送至 SBR反应池。污水经 SBR生化处理后，出水水质送入回用水处理站进

一步处理、回用。

SBR反应池采用连续进水，间歇排水的方式。混合废水进入 SBR池进行生

化处理时，为提高氨氮的去除效率、降低动力消耗，本系统将生化阶段分割成多

个 A/O工艺串联的时段，经多次硝化与反硝化确保废水中的氨氮达标排放。

硝化阶段消耗碱度，反硝化阶段又能回收一部分碱度，为充分利用回收的

碱度，并且避免 SBR池内混合液的 pH不至于太低或太高，采用 PLC系统将反

应阶段分成若干曝气、搅拌相间的时间段。

SBR工艺污泥产泥量小，设 1套污泥处理系统，初次沉淀池和 SBR反应池

的污泥进入污泥池贮存，由泵打入污泥反应池加药反应，再送往浓缩脱水机进行

浓缩脱水，脱水后的干污泥外送有资质单位处置。


196

某项目污水处理站也采用 SBR工艺，根据其 2017年 5月运行时 COD和氨

氮的测试数据见表 6.2-2。

表 6.2-2 2017年 5月某项目污水处理站 SBR运行测试数据

序号CODcr（mg/L） NH3-N（mg/L）

进水出水处理效率，% 进水出水处理效率，%

2014.11.1 581.3 37.8 93.50 305.7 5.41 98.23

2014.11.2 597 36.9 93.82 270 3.06 98.87

2014.11.3 490.1 34.4 92.98 256.1 2.18 99.15

2014.11.4 570.2 39.4 93.09 252.1 3.75 98.51

2014.11.5 612.5 39.9 93.49 260.7 4.91 98.12

2014.11.6 704.8 49 93.05 257.3 9.51 96.30

2014.11.7 534 28 94.76 263.2 7.92 96.99

2014.11.8 483.9 30 93.80 236 7.02 97.03

2014.11.9 593 15 97.47 251.3 2.63 98.95

2014.11.10 563.8 39.6 92.98 273.3 4.61 98.31

2014.11.11 595.7 42 92.95 310.4 5.81 98.13

2014.11.12 543.2 38 93.00 303.4 7.95 97.38

2014.11.13 600.3 38.87 93.52 234.7 4.06 98.27

2014.11.14 739.8 48.82 93.40 223.5 6.1 97.27

2014.11.15 616.2 42.8 93.05 250.8 3.47 98.62

2014.11.16 530.2 33.7 93.64 292.5 7.45 97.45

2014.11.17 691.1 50.11 92.75 287.5 3.91 98.64

2014.11.18 623.1 42.8 93.13 310.1 5.51 98.22

2014.11.19 568.4 38.1 93.30 257.3 5.03 98.05

2014.11.20 716.2 48.5 93.23 290.4 11.86 95.92

平均值 597.74 38.69 93.55 269.32 5.61 97.92

《污水综合排放标

准》GB8978-1996100 15

由表中的运行数据可知，SBR法去除 COD的效率为 92%～97%之间，氨氮

的去除效率约为 95%～99%之间。本项目按保守估计，污水处理站 SBR法 COD

的去除效率取 92%，氨氮的去除效率取 95%，本项目污水处理站各污水处理单

元效率预测情况见表 6.2-3。


197

表 6.2-3 各污水处理单元效果预测表

序号

处理单元

水质项目

水质指标(mg/L)

CODcr BOD5 氨氮 SS 硫化物 CN- 含盐量

1 化粪池

进水水质 400 200 35 150 0 0 800出水水质 340 182 33.95 105 0 0 800去除率(%) 15 9 3 30 0 0 0

2 混凝沉淀

进水水质 528.8 205.3 182.0 429.3 9.0 0.4 1822.5出水水质 475.9 184.8 182.0 85.9 9.0 0.4 1822.5去除率(%) 10 10 0 80 0 0 0

3混合调节池

生活进水 340 182 33.95 105 0 0 800生产进水 475.9 184.8 182.0 85.9 9.0 0.4 1822.5出水水质 471.7 184.7 177.4 86.5 8.7 0.4 1790.5

4 SBR进水水质 471.7 184.7 177.4 86.5 8.7 0.4 1790.5出水水质 37.7 9.2 8.9 8.6 0.9 0.02 1611.4去除率(%) 92 95 95 90 90 95 10

GB8978-1996一级标准（mg/L） 100 20 15 70 1.0 0.5 /

由表 6.2-3可知，本项目生产生活废水经 SBR生化处理后，出水水质符合《污

水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准，送入回用水处理站进一步处理、

回用。

（4）污水处理的可行性分析

本项目生化污水处理站规模为 150m3/h，在正常情况气化废水等生产废水

123.52m3/h，生活污水 4.0m3/h，合计 127.52m3/h，处理能力满足项目需要；所以，

生化污水处理规模设置基本合理，但考虑到生化污水处理规模应包含处理厂区初

期雨水、事故废水等，建议企业在下步初步设计时充分论证污水处理规模，以保

证可以满足同时处理生产废水、生活污水及初期雨水、事故废水等。

SBR工艺目前已在金陵石化、山东衮矿、陕西渭化、神木甲醇等煤气化废

水治理工程中得到成功应用。其运行测试数据见表 6.2-4和表 6.2-5。

表 6.2-4 某石化污水处理厂运行测试数据

序号CODcr（mg/L） NH3-N（mg/L）

进水出水处理效率，% 进水出水处理效率，%1 800 48 94.0 583.3 5.56 99.052 804 40 95.02 586.4 0.91 99.853 880 54 93.86 665.2 0.61 99.91

《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）100 15


198

表 6.2-5 某煤制甲醇废水污水处理厂运行测试数据

序号

CODcr（mg/L） NH3-N（mg/L）

进水出水处理效

率，%进水出水处理效率，%

1 470.6 2.48 99.47 183.6 1.27 99.312 456.6 19.81 95.66 181.6 0.64 99.653 427.7 11.56 97.3 191.7 0.31 99.834 429.3 33.02 92.31 190.4 0.58 99.75 429.3 26.01 93.94 193.0 0.53 99.736 383.5 8.81 97.7 170.8 0.30 99.827 381.8 8.39 97.8 184.3 0.35 99.81

《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）100 15

由表 6.2-4和表 6.2-5可知，采用 SBR工艺处理的两种污水，氨氮净化效率

在 99%以上，COD净化效率在 92%以上，出水均可达到《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）一级标准的要求。

类比甲醇废水和石化废水的处理效果，本项目污水处理工艺对污水处理效率

是可靠的。因此，本项目污水处理站采用 SBR工艺处理生产生活废水，其处理

技术是可行的。

（5）项目污水处理成本

根据本项目污水水量，估算本项目污水处理站的处理成本情况，详见表

6.2-6。

表 6.2-6 SBR 法污水处理站处理成本表

序号比较项目（国内）费用

1 建设投资 1000 万元

2 辅助材料（化学药剂） 1.4元/m3废水

3 燃料及动力（曝气、污泥压缩、搅拌泵用电） 3.078元/m3废水

4 人工成本 0.8元/m3废水

5 制造费用（固定资产投资及折旧按每月摊销制造费用计入成本） 2.97元/m3废水

小计废水总成本 8.25元/m3废水

6.2.2.2回用水处理站处理工艺及可行性分析

⑴污水来源、水量水质和规模

本项目回用水处理站，主要接收循环水系统排水、脱盐水站排水和污水处理

站排水，废水量为 427.34m3/h。考虑设置一定的富余能力，本项目设置处理能力


199

为 500m3/h的回用水处理站。

回用水处理站的污水来源及水量水质见表 6.2-7。

表 6.2-7 回用水处理站污水来源及水量水质表

序号

名称水量(m3/h)

主要污染物（mg/l）

COD BOD 氨氮 SS硫化物

CN- 含盐量

1 循环水站排污水 115.8 80 20002 脱盐水站排水 172.7 80 35003 锅炉排污 6.1 20 6 8 5004 废锅排污 6.5 20 6 8 5005 污水处理站排水 126.24 37.7 9.2 8.9 8.6 0.9 0.02 1611.4

综合水量及水质 427.34 65.7 2.9 2.9 2.5 0.3 0.01 2447.2

⑵工艺流程

根据本项目回用水站进水水质参数并结合目前稳定运行的煤化工企业回用

水站的流程，本项目中水回用水处理站的工艺流程简图见图 6.2-7。

具体工艺流程为：

循环水系统排水和脱盐水站排水送至调节池 1，对水质和水量进行充分混合

和调节。调节池 1 废水经提升泵经臭氧氧化池送至 UBAF池进行曝气预处理后

进入电解絮凝反应池进行固-液分离。污水处理站合格排水经调节池 2直接送电

解絮凝反应池。电解絮凝反应池出水重力送中间水池，然后加压进入超滤和一级

反渗透系统，一级反渗透系统出水进入回用水池。

一级反渗透浓水进入管式微滤膜（TMF）进行浓水软化处理。在 TMF反应

槽 1内添加氢氧化钠，将 PH升高到 11.3左右，同时适当添加镁盐和碳酸钠以促

成氢氧化镁和碳酸钙的沉淀，同时携带二氧化硅形成共沉淀，此外根据实际情况，

有可能还需要添加一定量次氯酸钠用于抑制微生物滋生；在反应槽 2内继续补充

添加氢氧化钠以维持大约 10.5的 PH值以便继续碳酸钙沉淀。反应槽分别进行搅

拌和 pH监控，使水中的钙镁等硬度成分形成沉淀。经过反应后的水溢流到管式

微滤膜的浓缩槽内，用循环泵输送到管式膜进行固液分离。此时大流量的水在废

水浓缩槽和管式膜之间循环，而部分膜透过水（等同于输入的水量）进入中间水

槽短期贮存，将 pH回调到中性之后送往二、三级反渗透系统。二、三级反渗透

系统出水进入回用水池，回用于循环水系统补水和脱硫用水、绿化用水和道路降


200

尘、灰渣拌湿用水。三级反渗透浓水进入高浓水调节池，然后送到浓盐水处理站

进行处理。

同时，管式膜和电解絮凝反应池还产生少量的污泥，送至污泥脱水系统进行

处理。

生产过程中需对超滤和反渗透设备进行清洗，清洗废水送至调节池 1与清净

下水一起处理。

根据可研提供的设计处理效率，本项目回用水处理站的出水水质指标情况，

见表 6.2-8。

表 6.2-8 回用水处理站进水和出水水质指标表

处理单元

水质项目水量

m3/h

水质指标（mg/l）

COD BOD5 氨氮 SS 硫化物 CN- 含盐量

中水回用水处理站

进水 427.34 65.7 2.9 2.9 2.5 0.3 0.01 2447.2浓盐水 128.2 209.2 5.8 9.5 6.0 1.0 0.01 8055.8清水 299.14 3.9 0.9 1.2 1.3 0.03 0.001 97.9

去除率(%) / 94 70 60 50 90 90 96

清水执行 HG-T3923-2007（mg/L） 80 5 15 20 0.1 / 1000

由表 6.2-8 可知，经“加药预处理+超滤+3级反渗透”工艺处理后，回收清水

量为 299.14m3/h，清水水质满足《循环冷却水用再生水水质标准》

（HG-T3923-2007）中再生水水质指标，这部分水可以回用为循环水系统补水和

脱硫用水和道路降尘、灰渣拌湿用水。中水回用水处理站排放的浓盐水

128.2m3/h，含盐量为 88055.8mg/l，送 EP纯化系统进一步提浓处理。

⑶中水处理成本

根据本项目中水水量，估算本项目中水回用水处理站的处理成本情况，详见

表 6.2-9。表 6.2-9 中水回用水处理站处理成本


1 辅助材料（化学药剂） 0.48元/m3废水

2 燃料及动力（泵用电） 0.90元/m3废水


4 制造费用（固定资产的投资及折旧按每月摊销制造费

用计入成本）0.87元/m3废水



201

6.2.2.3EP纯化系统工艺及可行性分析

⑴污水来源、水量水质和规模

中水回用水处理站产生的高盐水送 EP纯化系统处理，废水量为 128.2m3/h，

采用“有机浓缩+化学除杂+深度除杂+吸附氧化系统”工艺处理高盐水，设置处理

规模为 150m3/h。纯化后的高盐水送蒸发结晶系统。

EP纯化系统的污水来源及水量水质见表 6.2-10。

表 6.2-10 EP 纯化系统进水水质表

水质项目

水量

m3/h

水质指标(mg/L)

COD BOD5 氨氮 SS 硫化物 CN- 含盐量

浓盐水

128.2 209.2 5.8 9.5 6.0 1.0 0.01 8055.8

⑵工艺流程

EP纯化系统设计进水水质参数如下表所示：

表 6.2-11 EP 纯化系统设计进水水质

项目浓度（mg/L）

K+ 900

Na+ 16879

Mg2+ 21

Ca2+ 53

NO3- 709

Cl- 17890

SO42- 1633

HCO3- 834

F- 34

总硅 79

COD 250

NH4-N 200

TDS 10000

进水温度 30-40℃

1 流程说明：

蒸发预处理系统（纯化）系统的主要目的是将高浓盐水中的杂质（主要为

COD、钙、镁、硅、氟等）去除，浓缩分离单元利用物化方法将盐水中大分子有

机物聚集成更大的个体，将之高倍浓缩去除，高倍浓缩的 COD废水 7.12m3/h 送


202

生化处理系统处理，浓缩分离后的出水再经深度除杂、深度除杂和氧化系统，以

去除盐水中残留的以及蒸发浓缩后富集的硬度、Si、碱度、F、COD 等杂质，保

证随后的蒸发结晶系统能够长期稳定运行，并保证蒸发结晶盐能达到高品质。纯

化系统包含有机浓缩分离单元，杂质离子的分离和深度去除单元以及高效氧化单

元等，不仅能够保障将大分子有机物（主要是不可生化的大分子显色有机物，小

分子有机物经生化和氧化可以去除）的充分浓缩分离，而且保障尽可能少的盐分

回到前端处理系统，不仅能够脱除钙镁氟硅、碳酸根、硝酸根等杂质，而且能够

充分脱色、高效氧化残留的小分子有机物，从而保障结晶盐的纯度、色度以及有

机物含量。

②纯化系统可行性分析：EP纯化系统不仅能够脱除钙镁氟硅、碳酸根、硝

酸根等杂质，而且能够充分脱色、高效氧化残留的小分子有机物，从而保障结晶

盐的纯度、色度以及有机物含量。

难降解有机物的去除：煤化工高盐水产生的结晶盐白度基本受其中大分子难

降解有机物的影响。分盐工艺中纯化单元膜分离部分，就是将大分子有机物通过

物化方法再行整合，使之大部分聚集在纯化浓缩液中去除，透过液再经后续氧化、

吸附单元彻底去除，使进入蒸发结晶器的高盐水中 COD在 100mg/L左右。经大

路园区蒸发塘中试实验、伊泰、图克、克旗、宁煤等几个煤化工浓盐水实验室小

试证实并参考其他行业含难降解有机物高盐水纯化技术工业化实施的运行实例，

本项目纯化技术去除煤化工废水中难降解有机物是完全可行的，从而保证结晶盐

中有机物含量（白度指标）。

6.2.2.4高含盐水蒸发及结晶

本项目采用“四效蒸发结晶+闪发结晶”工艺，对废水处理及回用装置产生的

高含盐水进行蒸发结晶，本着“高温析出硫酸钠、低温析出氯化钠”的原则，通过

分段结晶技术将氯化钠和硫酸钠分别结晶，由于目前煤化工结晶盐标准尚未出

台，因此本项目产生的结晶盐先按照危险废物进行管理，送有资质单位处置，等

相应标准出台后，可作为副产品外售。系统产生冷凝水回用到循环水系统作为补

水回用。

在分盐不能正常运行的情况下，产生的混盐作为危废送有资质单位处置。


203

⑴ 设计规模、进水水质、水量

进入蒸发结晶系统处理的高盐水量为 121.08m3/h，采用“四效蒸发结晶+闪发

结晶”工艺，设计规模为 150m3/h，经蒸发结晶后产水 119.8m3/h，这部分水将回

用为循环水系统补水和脱硫用水和道路降尘、灰渣拌湿用水，作为循环水系统的

补充水回用，产生 1.28t/h结晶盐。

⑵工艺流程

①物料流程

纯化后的高盐水经多效蒸发系统产生的冷凝水预热后，进入Ⅳ效蒸发罐，依

次转料进入Ⅲ效、Ⅱ效、Ⅰ效逐步浓缩。

2 氯化钠结晶和分离流程

将Ⅰ效蒸发罐内的料液转料至闪发罐、析盐罐，经闪发降温、浓缩，使氯化

钠在析盐罐（50～60℃）内结晶析出；氯化钠浆液经增稠、离心、干燥，干燥后

的氯化钠晶体先按照危险废物进行管理，送有资质单位处置，等相应标准出台后，

可作为副产品外售。

3 硫酸钠结晶和分离流程

析盐罐析出氯化钠后的上清液转料至Ⅰ效蒸发罐，使硫酸钠在Ⅰ效蒸发罐

（100～110℃）内结晶析出；硫酸钠浆液经增稠、离心、干燥，干燥后的硫酸钠

晶体先按照危险废物进行管理，送有资质单位处置，等相应标准出台后，可作为

副产品外售。

④蒸汽流程

多效蒸发结晶工艺单元加热蒸汽采用厂区 0.5MPa的过饱和蒸汽作为Ⅰ效蒸

发罐热源，Ⅱ～Ⅳ效的加热热源采用前一效产生的蒸汽；氯化钠和硫酸钠结晶盐

的干燥用气采用来自厂区的低压蒸汽。

⑤冷凝水流程

Ⅰ效蒸发罐新蒸汽冷凝水换热后，送回主厂区凝结水箱回用；Ⅰ～Ⅳ效蒸发

罐二次蒸汽冷凝水，经预热系统热量回收后，达标回用。

⑥母液回流和排放流程

为了确保氯化钠和硫酸钠晶体分别在析盐罐和Ⅰ效蒸发罐内析出，且纯度、


204

白度满足要求，需将析盐罐内的母液转料回流至Ⅰ效蒸发罐内，使两个罐内氯化

钠和硫酸钠的浓度达到一定的平衡值，但又不会共析。此外，系统通过不断的浓

缩和回流，使高盐水中的 NO3-、HCO3- 、Ca2+、Mg2+、COD等杂质离子得到不

断的浓缩和富集，为了保证氯化钠和硫酸钠的纯度和白度，需将母液一部分排放

至生化系统和蒸发预处理系统，对杂质离子进行部分去除和再处理。

⑶浓水处理成本

根据本项目浓水水量并结合同类工艺浓盐水处理站的运行费用，估算本项目

浓盐水处理站的处理成本情况，详见表 6.2-13。

表 6.2-13 浓盐水零排放处理成本


1 蒸汽费用 26.4元/m3废水

2 电费 12.64元/m3废水

3 换膜费用 3.82元/m3废水


5 其他设备折旧 2.65元/m3废水

6 药剂费用等 0.5元/m3废水


6.2.2.5全厂事故污水处理措施

厂区设置事故水池 1个，当污水处理系统的某一环节发生故障，污水经处理

后的出水无法满足回用水的水质要求时或发生风险事故时，将此部分污水送到事

故水池内临时贮存，待污水处理站正常运行后再进行处理回用。同时作为全厂消

防事故和其他重大事故时污染排水的储存、提升设施，收集后废水分批送项目拟

建污水处理站进行处理。

本项目设置 10000m³的消防事故水池。该事故水池作为全厂消防事故和其他

重大事故时污染排水的储存、提升设施，将污染物控制在厂区范围内，最终送本

项目污水处理站进行处理。事故池底部和四周均进行防渗处理，防治污水下渗对

项目所在地地下水的污染。

6.2.3固体废弃物污染防治措施

6.2.3.1一般固废污染防治对策及可行性分析

本工程一般固废包括除尘器收集的粉尘、气化炉渣、锅炉灰渣、废分子筛及


205

废铝胶和生活垃圾等。其处理方式包括综合利用、生产厂家回收、渣场储存等。

（1）除尘器收集粉尘

来自原料煤贮运系统合格粒度的原料煤经带式输送机和犁式卸料器送至煤

贮斗，经称重给料机控制输送量送入磨煤机。煤贮斗产生的粉尘通过集气罩和布

袋除尘器收集下来，其主要成份为煤粉，粒度小于 10mm，适合锅炉用煤要求，

送项目锅炉作为燃料回用，该措施既减少项目固废的排放量，又符合资源综合利

用的原则，是可行的。

（2）气化炉渣

本项目采用水煤浆气化技术，其产生的气化粗渣、灰水处理脱水细滤渣为煤

燃烧产生的固废，产生的气化粗渣，含水约为 52%，含碳约为 2~8%；气化细灰

渣，含水约为 50%，含碳约为 10~20%，基本不含有害物质，性质稳定。通过类

比同类煤质的浸出液的数据，本项目气化炉产生的灰渣属于第 II 类一般工业固

体废物。

本项目气化粗渣和气化细灰渣在厂内不设置暂存场所，从气化炉排出的粗渣

沉降在锁斗底部，半小时排放一次，将锁斗内的湿粗渣排入气化炉底部的渣池内，

然后由捞渣机将湿粗渣沥水后装车外运至园区灰渣场储存。气化细渣产生后装车

外运至园区的渣场贮存并自然风干。随着园区内综合利用项目的逐步实施，后期

可考虑气化灰渣综合利用。

（3）锅炉灰渣

本项目锅炉烟气采用 LJD-FGD新型烟气循环流化床半干法脱硫除尘一体化

工艺，吸收剂与烟气在脱硫塔内反应生成的脱硫产物随烟气一并进入布袋除尘

器，因此本项目锅炉没有脱硫石膏产生，脱硫产物（主要是硫酸钙）混杂在锅炉

灰中。锅炉房产生的锅炉灰约为 72800t/a，暂存于厂内 1座 850m3灰库内，定期

由汽车送园区灰渣场暂存，后期综合利用；锅炉房产生的锅炉渣约为 48000t/a，

暂存于厂内 1座 750m3渣仓内，定期由汽车送园区灰渣场暂存，后期综合利用。

（4）CO 深冷分离分子筛吸附器废吸附剂、空分废分子筛及废铝胶、废反

渗透膜

本工程空分装置产生的废分子筛及废铝胶、CO深冷分离产生的分子筛吸附


206

器废吸附剂等，主要含有 Al2O3、SiO2等；以上固废成分较简单，属于一般固废，

多年排放一次，排放量小，达到使用年限后袋装暂存在厂内一般固废暂存库内，

待一定量时直接送生产厂家回收利用。

中水回用系统产生的废超滤及反渗透膜，主要成分为芳香族聚酰胺高分子化

合物，成分较简单，属于一般固废，多年排放一次，排放量小，达到使用年限后

暂存在厂内一般固废暂存库内，待一定量时直接送生产厂家回收利用。

（5）生活垃圾

生活垃圾主要由办公、食堂、公寓等部门排放。生活垃圾排放量为 93t/a，

生活垃圾由当地环卫部门统一清运处理。

6.2.3.2危险废物污染防治对策及可行性分析

本工程的危险固废主要有各类废催化剂、杂醇油、废酸、废活性炭、污泥和

结晶盐及杂盐等。

（1）废催化剂

本工程变换炉废催化剂及硫回收废催化剂等含贵重金属，以及甲醇合成废催

化剂等均属于危险固废（HW50），多年排放一次，由生产厂家回收利用。废催

化剂达到使用年限后，排入专用桶内，由生产厂家回收利用，废催化剂在厂内危

险废物存放库临时贮存，面积为 400m2，危险废物临时存放库按照《危险废物贮

存污染控制标准》(GB18597-2001)中的相关要求设计和施工。环评要求企业在签

订催化剂的购买合同时，应同时签订废催化剂返回生产厂回收利用的协议。因此，

本项目产生的废催化剂去向有可靠保证。废催化剂由制造厂家回收利用，为国内

化工企业的常规处置方式。废催化剂有用成分可以回收再次利用，既提高了资源

的利用率，又增加了制造厂家的收益。

通过分析，可以得到结论：本项目废催化剂的污染防治对策是可行的。

（2）杂醇油和废酸

甲醇精馏产生的杂醇油主要成分由甲醇、乙醇、丙醇、丁醇等，属于危险固

废（HW11），暂存在厂内 1个 100m3杂醇油储罐内，定期由有资质单位处置；

醋酸精馏产生的废酸，主要成分为醋酸、丙酸等，属于危险固废（HW11），暂

存在厂内 1个 1000m3废酸储罐内，定期由有资质单位处置。

杂醇油、废酸的临时存放库按照《危险废物贮存污染控制标准》


207

(GB18597-2001)中的相关要求设计和施工。因此，本项目产生的杂醇油、废酸去

向有可靠保证。

⑸污水处理站生化污泥

本项目污水处理站产生的生化污泥量为 122000t/a，属于危险废物，定期由

有资质单位处置。

⑹结晶盐和杂盐

本项目高浓盐水蒸发产生的结晶盐的量为 8690t/a，杂盐的量为 1550t/a，根

据现代煤化工环境准入条件，盐泥作为副产品外售应满足适用的产品质量标准，

目前，煤化工结晶盐标准尚未出台，因此，本项目产生的结晶盐先按照危险废物

进行管理，和杂盐一起送有资质单位处置，待相关标准出台后，结晶盐可作为副

产品外售。

通过分析，可以得到结论：本项目杂醇油、废酸、污水处理站的污泥和结晶

盐及杂盐的污染防治对策是可行的。

6.2.3.3一般固体废弃物临时堆放场的防护措施

本项目 2 台锅炉设一座渣仓，渣仓容积为 750m3；1 座灰库，灰库容积为

850m3。厂内临时渣仓、灰库按照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标

准》（GB18599-2001）中规定的第 II 类固体废物处置要求设计，采用渗透系数

不大于 10-7cm/s的防渗水泥进行防渗处理，防治污染地下水；设置为全封闭式，

库顶采用集气罩和袋式除尘器进行除尘，有效地减少了炉灰对环境的污染。采取

以上措施后，厂内临时灰库、渣仓对环境影响较小，污染防治对策可行。

设一般固废暂存库，暂存 CO深冷分离分子筛吸附器废吸附剂、空分废分子

筛及废铝胶、废反渗透膜，面积为 100m2。由于废分子筛和吸附剂均为块状固废，

其设置的临时堆放库的污染防治措施相同：按照《一般工业固体废物贮存、处置

场污染控制标准》（GB18599-2001）中规定的第 II 类固体废物处置要求设计，

采用渗透系数不大于 10-7cm/s的防渗水泥进行防渗处理，废渣堆放库四周为封闭

结构并具有防风防雨功能，防止库内固废产生扬尘污染和库内固废的流失。采取

以上措施后，厂内的临时块状固废堆放库对环境影响较小，污染防治对策可行。


208

6.2.3.4危废临时贮存场所的防护措施

本项目在厂区内设 1 个危险废物暂存库，用于临时贮存废催化剂等危险废

物，占地面积为 400m2。本项目在厂区内设 1个结晶盐暂存库，用于临时贮存结

晶盐及杂盐，占地面积为 300m2。

危险废物暂存库采用高密度聚乙烯防渗处理，确保其饱和渗透系数＜

1.0×10-12cm/s，全密封式，避免二次污染影响环境；危险废物临时存放库内分区

存放，禁止将不相容的危险废物在同一容器内混装，装载液体、半固体危废容器

内必须留有足够空间，容器顶部与液体表面保留 100mm以上的空间，装载危险

废物的容器上必须粘贴符合 GB18597-2001标准附录 A所示的标签；危险废物临

时存放库和烧渣库均要做好防风、防雨、防晒工作。

危险废物暂存库远离本项目原料仓布置，四周设置防护栅栏并设警示标志；

业主应建立严格的管理制度，对于进出存放库的危废严格登记；定期对所贮存的

危险废物包装容器及贮存设施进行检查，发现破损，应及时采取措施清理更换。

危险废物暂存库严格按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）

中的相关要求进行设计施工，设计原则及要求如下：

①基础必须防渗，防渗层为至少 1m厚黏土层（渗透系数≤10-7cm/s），或 2mm

厚高密度聚乙烯，或至少 2mm厚的其他人工材料（渗透系数≤10-12cm/s）。

②地面与裙角要用坚固、防渗的材料制造，建筑材料必须与危险废物兼容。

③必须有泄露液体收集装置、气体导出口及气体净化装置。

④设施内要有安全照明设施和观察窗口。

⑤用以存放装载液体、半固体危险废物容器的地方，必须有耐腐蚀的硬化地

面，且表面无缝隙。

⑥应设计堵截泄露的群脚，地面与群脚所围建的容积不低于堵截最大容器的

最大储量或总储量的 1/5。

⑦不兼容的危险废物必须分开存放，并设有隔离间隔断。

⑧危险废物临时贮存、处置场设有图形标志。

本项目危险废物运输工程应采取以下措施：

①建设单位需委托有危险化学品运输资质的运输企业承运。


209

②运输车辆必须由专业生产企业定点生产，并经检测、检验合格，方可使用。

③运输危险化学品的驾驶员、船员、装卸人员和押运人员必须了解所运载的

危险化学品的性质、危害特性、包装容器的使用特性和发生意外时的应急措施。

运输危险化学品，必须配备必要的应急处理器材和防护用品。

④向承运人说明运输的危险化学品的品名、数量、危害、应急措施等情况。

⑤在公路运输途中发生被盗、丢失、流散、泄漏等情况时，立即向当地公安

部门报告，并采取一切可能的警示措施。

⑥事故应急救援

在运输过程中发生事故，单位主要负责人应当按照本单位制定的应急救援预

案，立即组织救援，

6.2.3.5固废运输扬尘防治对策

固废在运输过程中会产生扬尘，采取的防治措施为：使用封闭式专用车辆运

输，运输车辆出厂前进行表面冲洗、运输道路加强喷洒次数和清扫等。

6.2.4噪声防治措施评述

本项目生产中采取的噪声污染防治措施主要包括：

（1）重视设备选型，尽量选用加工精度高，运行噪声低的生产设备。采用

减震措施，底座安装减振材料等减小振动；

（2）装置区合理布置。装置区的布置应尽可能远离居民区，装置区内高噪

声设备，应在设置独立的隔声间或封闭式围护结构，形成噪声屏障，阻碍噪声传

播。

（3）风机防治措施及对策：风机应考虑加装消声器，风机管道之间采取软

边接防振等措施，以减少风机振动对周围环境的影响。

（4）废气处理风机噪声：对每个风机加装隔声罩，从罩内引出的排风烟道

采取隔声阻尼包扎。

（5）加强厂区绿化，建立绿化隔离带。此外，在厂界周围种植乔灌木绿化

围墙，起吸声降噪作用。

（6）加强管理：加强噪声防治管理，降低人为噪声。

从管理方面看，应加强以下几个方面工作，以减少对周围声环境的污染：


210

①建立设备定期维护、保养的管理制度，以防止设备故障形成的非正常生产

噪声，同时确保环保措施发挥最有效的功能。

②加强职工环保意识教育，提倡文明生产，防止人为噪声。

经上述措施实施后，可以将项目噪声对周围环境的影响降到最低。

依据噪声预测结果，本工程各厂界噪声贡献值均可满足《工业企业厂界环境

噪声排放标准》（GB12348-2008）中的 3类标准要求（即昼间低于 65dB（A）、

夜间低于 55dB（A）），即采取的措施可行。

6.2.5地下水污染防治措施

针对项目可能发生的地下水环境污染，地下水污染防治措施按照“源头控制、

分区防控、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、源头控制措施：主要包括在工艺、管道、储罐、设备、污水储存及处理

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。

2、分区防治措施：结合场区内各类池体、液体储罐、污水输送管线和各类生

产车间等布局，划分污染防治区，进行分区防渗，采取重点防渗区、一般防渗区

和简单防渗区的防渗原则。

3、污染监控体系：实施覆盖场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。

4、应急响应措施：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。

6.2.5.1源头控制

（1）对产生及处理的废水进行合理的回用和处理，尽可能在源头上减少污

染物排放；

（2）对污水储存、收集、处理、排放设备等应采用优质、稳定、成熟的产

品，做好质量检查、验收工作，有质量问题的及时更换，阀门采用优质产品，防

止设备破损和“跑、冒、滴、漏”现象；

（3）各类池体、液体储罐和污水输送管道均涂底漆和面漆，尽量避免其腐


211

蚀导致污水外泄；

（4）污水输送管线尽量坚持“可视化”原则，即管道尽可能地上敷设，做到

污染物“早发现、早处理”，减少由于埋地管道泄漏而造成的地下水污染；

（5）各液体储罐应做好水泥墙防护，防止发生意外事故造成连环爆炸，加

重灾情；

（6）定期对各类池体、液体储罐和管道等隐蔽设施的渗漏性进行检查，即

注满水后观察是否有渗水、漏水现象，发现问题及时解决（建议至少半年一次）；

（7）污水输送管道试压要严格按照相应标准执行，一旦发现有“跑、冒、滴、

漏”的现象，应及时进行修补，并重新试压，直至完全满足相关要求；

（8）场区应设置专门的事故水池及安全事故报警系统，一旦有事故发生，

可以及时发现，尽快将污水等直接流入事故水池等待处理。

6.2.5.2分区防控

本厂区包气带岩性为中细砂、粉细砂，透水性较强，项目场地包气带天然防

污性能较弱，潜水含水层易受污染。为防止废水对地下水环境造成污染，项目厂

区应根据平面布置中涉及废水性质不同及各厂区的作用采取相应的防渗措施。具

体分区见图 6.2-1。防渗等级参照《石油化工工程防渗技术规范》

（GB/T50934-2013）、《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ 610-2016）。

各防渗分区的防渗要求见表 6.2-1。

表 6.2-1 分区防渗要求一览表

防渗分区防渗位置防渗要求

重点

防渗区醋酸、甲醇等罐区

要求环墙式储罐底部设“主防渗层+检漏层+次防渗层”防渗结构。防渗等级要求至少要

达到等效黏土防渗层大于等于 6.0m，渗透

系数小于等于 10-7cm/s的防渗效果。

重点防渗

区

生产车间：醋酸装置区、变换车间、

低温甲醇洗车间、甲醇合成精馏车

间、气化车间、灰水处理车间、空

分装置区、回用水站、污水处理站

防渗等级要求至少要达到等效黏土防渗层

大于等于 6.0m，渗透系数小于等于 10-7cm/s的防渗效果。

一般

防渗区压滤厂房

防渗等级要求至少要达到等效黏土防渗层

大于等于 1.5m，渗透系数小于等于 10-7cm/s的防渗效果。

6.2.5.3污染监控

为了及时发现项目运行中出现的对地下水环境不利影响，防范地下水污染事


212

故，并为现有环境保护目标保障措施制定、地下水污染后治理措施制定和治理方

案实施提供基础资料，建议建设单位在项目运行时及时建立起水质动态监测网

络，并在项目运行中定期监测、定期整理研究、定期预报，及时识别风险并采取

措施。

地下水水质跟踪监测点的布置，需考虑场地的环境水文地质条件及建设项目

特点，结合地下水环境影响预测评价结果，本次跟踪监测初步布置 5个地下水水

质监测点，3个为已有地下水井，2个为新建水井，监测井的跟踪监测层位为第

四系松散岩类孔隙含水层和白垩系下统志丹群裂隙孔隙含水层中的地下水。初步

布置的地下水水质跟踪监测点布置示意图见图 6.2-2，跟踪监测井基本情况见表

6.2-2。

表 6.2-2 地下水跟踪监测井基本情况统计表

名称坐标作用埋深/井

深（m）井结构

监测

层位

监测

频率监测项目

DXS03毛乌

素牧民水井

（已有）

N:38*06'14.48''

E:108*58'08.96''

上游背

景监测

井

25.02（埋

深）/

第四系

松散岩

类孔隙

含水层

和白垩

系下统

志丹群

裂隙孔

隙含水

层

一年一次

pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、

挥发酚、氰化物、砷、汞、六

价铬、总硬度、铅、镉、铁、

锰、溶解性总固体、耗氧量、

硫酸盐、氯化物、氟化物、钾、

钠、钙、镁、碳酸氢根、碳酸

根、CODcr、硫化物、BOD、

醋酸、甲醇、石油类

DXS01项目

厂址（已有）

N：38*05'42.03''

E：109*00'27.07''

下游污

染跟踪

监测井

22.31（埋

深）/

每两个月一

次

pH、CODcr、硫化物、BOD、

醋酸、甲醇、氯化物、氰化物、

氨氮、溶解性总固体、石油类

DXS04加油

站自备井

（已有）

N:38*05'53.36''

E:109*00'52.69''

污染扩

散监测

井

25.66（埋

深）/

1#甲醇产品罐

区南侧（新建）

X=19325217

Y= 4220413下游污

染跟踪

监测井

深入潜

水含水

层 5m

Φ≥147mm，

孔口以下

2.0m采用粘

土或水泥止

水，下部为

滤水管

2#污水处理厂

南侧（新建）

X= 19325399

Y= 4220213

严格按照跟踪监测计划进行地下水水质监测，并报当地环保部门备案。当发

现监测结果中特征污染因子显著增加时，应增加监测频次（5天或 10天一次），


213

并比对上游监测井监测结果，如仍然存在浓度升高的趋势，说明地下水环境已受

污染，此时应及时采取相应的治理措施，防止污染范围进一步扩大。

根据环境管理对监测工作的要求，需要配备专门的人员负责监测工作，对生

产设备、管廊或管线、贮存与运输装置、污染物贮存与处理装置、事故应急装置

等设施的运行状况、跑冒滴漏情况、维护情况等和建设项目场地及其影响区的地

下水环境污染物的跟踪监测数据均做到如实记录，编制地下水环境跟踪监测报

告。

6.2.5.4应急响应

建设项目产生的污废水，有可能出现地下水污染风险事故。制定应急预案的

目的，主要为有序开展地下水污染事故处理，有效控制地下水环境污染范围和程

度。结合项目特点，参照有关技术导则，制定地下水污染事故应急处理程序，见

图 6.2-3。

污染事故发生后，应立即启动应急预案，及时进行现场污染控制和处理，包

括阻断污染源、清理污染物，探明地下水污染深度、范围及程度，必要时及时向

各级政府上报，同时对污染事故风险及时作出初步评估。

应急处理结束，在调查监测基础上，对事故所引起的地下水环境风险做出精

确综合评价，包括对地下水环境及环境保护目标的短期影响、长期影响等。在事

故造成地下水环境污染时，建设单位要提出地下水环境修复治理方案，经地下水

环境监管部门审查通过后，组织实施地下水环境污染的修复治理工程，并由地下

水环境监管部门进行工程验收。

6.2.6本项目环保措施及“三同时”汇总

本项目污染防治措施分项及“三同时”汇总见表 6.2-1。


214

7环境风险评价

事故风险是指由自然活动或人类活动的叠加引起的，通过环境介质传播的，

对人类与环境产生破坏、损失乃至毁灭性作用等不利后果的事件发生的概率。事

故风险具有不确定性和危害性。不确定性是指人们对事件发生的概率、发生的时

间、地点、强度等事先难以准确预见；危害性是指风险事件对其承受者所造成的

损失或危害，包括人身健康、经济财产、社会福利和生态系统带来的损失或危害。

2018年 10月 15日，国家发布的《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T

169-2018）要求，对于涉及有毒有害和易燃易爆物质的生产、使用、储存（包括

使用管线输运）的建设项目可能发生的突发性事故（不包括认为破坏及自然灾害

印发的事故）进行环境风险评价。

按照《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018)的相关要求，环境风

险评价应以突发性事故导致的危险物质环境急性损害防控为目标，采用风险调

查、环境风险潜势初判、风险识别、风险事故情形分析、风险预测与评价、环境

风险管理等方法对建设项目的环境风险进行分析、预测和评估，提出环境风险预

防、控制、减缓措施，明确环境风险监控及应急建议要求，为建设项目环境风险

防控提供科学依据。

7.1风险调查

7.1.1风险源调查

根据本项目所涉及的原料、辅料、中间产品、产品、副产品及废物等物质，

凡属于有毒物质（极度危害、高度危害等）、强反应或爆炸物质、易燃的均列表

说明其物理化学和毒理学性质、危险性类别及贮量等，以及分布情况见表 7.1-1、

表 7.1-2和图 7.1-1。


215

表 7.1-1 主要危险物质风险特性表

序

号名称理化特性毒理指标危险特性

1

煤气

（CO、H2S、NH3）

煤气是以 CO、H2、C6H6、

CH4、NH3为主要成份的多种

易燃气体的混合物。危险性

类别：易燃、易爆、有毒气

体。性状：无色无味气体。

燃烧热值：[Kcal/kg]34868。比重：0.43-0.52kg/Nm3

人吸入最低致死

浓度 LCLo5000ppm/5min；大鼠吸入半数致

死浓度

LC50 2069 mg/m3

当空气中混有5%以上的

煤气遇明火或温度达到

540-600℃时即可燃烧着

火。煤气中含有CO及其它

有害成份，人吸入时能与

血液中的红血球发生复杂

的化学反应，而使红血球

丧失吸氧能力。因此，人

能感到氧气不足而呼吸困

难，造成人体中毒。

2 甲醇

无色有刺激性气味的澄清液

体；分子量32.04，蒸汽压

13.33kPa（21.2℃），熔点

-97.8℃，沸点64.8℃，闪点

11℃，溶于水，可混溶于醇、

醚等多数有机溶剂，相对密

度（水=1）0.79；相对密度

（空气=1）1.11，爆炸上限

44%，下限5.5%。

LD50：5628mg/kg(大鼠经

口)；15800mg/kg(兔经皮)

LC50：83776mg/m3，4小时(大鼠吸入)

中闪点易燃液体。本品易

燃，具刺激性。对中枢神

经系统有麻醉作用；对视

神经和视网膜有特殊选择

作用，引起病变；可致代

射性酸中毒。火险等级为

甲级。

3 醋酸

化学式CH3COOH，是一种有

机一元酸，为食醋主要成分。

纯的无水乙酸（冰醋酸）是

无色的吸湿性固体，凝固点

为16.6℃（62℉），凝固后为

无色晶体，其水溶液中呈弱

酸性且蚀性强，蒸汽对眼和

鼻有刺激性作用。

LD50：3.3g/kg(大鼠经口)；1060 mg/kg(兔经皮)。LC50：5620 ppm，1 h(小鼠吸入)；12.3g/m3,1 h（大鼠吸

入）。

侵入途径为吸入、食入、

经皮吸收。吸入后对鼻、

喉和呼吸道有刺激性。对

眼有强烈刺激作用。皮肤

接触，轻者出现红斑，重

者引起化学灼伤。误服浓

乙酸，口腔和消化道可产

生糜烂，重者可因休克而

致死。

4 丙烯

丙烯常温下为无色、稍带有

甜味的气体。分子42.08。液

态密度

0.5139g/cm3 (20/4℃)，气体密

度1.905（0℃，101325Pa.abs）冰点-185.3℃，沸点-47.4℃。

它稍有麻醉性，在815℃、

101.325kpa下全部分解。易

燃，爆炸极限为2%～11%。

不溶于水，溶于有机溶剂，

是一种属低毒类物质。

/

为单纯窒息剂及轻度麻醉

剂。急性中毒：人吸入丙

烯可引起意识丧失，当浓

度为15%时，需30分钟；

24%时，需3分钟；35%～

40%时，需20秒钟；40%以

上时，仅需6秒钟，并引起

呕吐。慢性影响：长期接

触可引起头昏、乏力、全

身不适、思维不集中。个

别人胃肠道功能发生紊乱

5 硫磺外观为淡黄色脆性结晶或粉

末，有特殊臭味。分子量为/

属低毒危化品，硫磺发生

事故后，一般会出现吸入、


216

32.06，蒸汽压是0.13kPa，闪

点为207℃，熔点为119℃，

沸点为444.6℃，相对密度(水=1)为2.0。硫磺不溶于水，微

溶于乙醇、醚，易溶于二硫

化碳。为易燃固体。

食入、经皮肤吸收等几种

情况。因其能在肠内部分

转化，为硫化氢而被吸收，

故大量口服可导致硫化氢

中毒。急性硫化氢中毒的

全身毒作用表现为中枢神

经系统症状，有头痛、头

晕、乏力、呕吐、昏迷等。

硫磺还可引起眼结膜炎、

皮肤湿疹。对皮肤有弱刺

激性。

表 7.1-2 各危险物质贮存量

序

号CAS号危险物质名称最大贮存量（t）危险属性风险源

1 67-56-1 甲醇 42660 易燃液体

煤制气（低温甲

醇洗）单元、甲

醇合成、醋酸装

置

2 / 煤气 53400 易燃、毒性气体

煤制气（气化、

变换、低温甲醇

洗、深冷）单元

3 64-19-7 醋酸 75600 毒性气体醋酸装置、储罐

区

4 630-08-0 CO 0.064 易燃、毒性气体

煤制气（气化、

变换、低温甲醇

洗、深冷）单元、

醋酸装置

5 7783-06-4 H2S 0.002 毒性气体煤制气（气化、

变换）

6 7664-41-7 NH3 0.00006 毒性气体煤制气（气化、

变换）

7 115-07-1 丙烯 46 易燃气体煤制气（低温甲

醇洗）单元

8 63705-05-5 硫磺 470 易燃固体煤制气（硫回收）

7.1.2环境敏感目标调查

根据对离源点周边 5km范围内进行人口集中区和社会关注区排查，敏感点

见表 7.1-3和图 7.1-1。

表7.1-3 环境风险敏感特征表

类别环境敏感特征

环境

空气

序号保护目标方位及最近距离属性人口数环境功能

1 杨家庵子 NE，4.73km 居住区 5户，9人二类区

https://baike.baidu.com/item/%E6%80%A5%E6%80%A7%E7%A1%AB%E5%8C%96%E6%B0%A2%E4%B8%AD%E6%AF%92

https://baike.baidu.com/item/%E4%B8%AD%E6%9E%A2%E7%A5%9E%E7%BB%8F%E7%B3%BB%E7%BB%9F%E7%97%87%E7%8A%B6

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217

2 苦计井则 ENE，3.70km 居住区 3户，5人3 布拉格音柴达木 NW，4.27km 居住区 25户，45人4

庙滩村毛乌素 WNW，3.28km 居住区 30户，80人

5 梁家茆 SSW，4.82km 居住区 23户，73人厂址周边 500m范围内人口数小计 0人厂址周边 5km 范围内人口数小计 212人

地表

水

序号受纳水体距项目边界距离环境功能

1 纳林河 4.79km Ⅲ类

2 无定河 7.69km Ⅲ类

地下

水1

纳林河化工项目

区生活用水水源

地(目前尚未开

发)

NE，8.60km /

7.2环境风险潜势初判和评价工作等级

7.2.1环境风险潜势初判

根据 HJ169-2018《建设项目环境风险评价技术导则》，建设项目潜在环境

风险潜势划分原则见表 7.2-1、评价工作等级划分原则见表 7.2-2。

表 7.2-1 建设项目环境风险潜势划分

环境敏感程度（E）危险物质及工艺系统危险性（P）

极高危害

（P1）高度危害

（P2）中度危害（P3）轻度危害（P4）

环境高度敏感区

（E1）Ⅳ+ Ⅳ Ⅲ Ⅲ

环境中度敏感区

（E2）Ⅳ Ⅲ Ⅲ Ⅱ

环境低度敏感区

（E3）Ⅲ Ⅲ Ⅱ Ⅰ

注：Ⅳ+为极高环境风险。

表 7.2-2 评价工作等级划分

环境风险潜势 Ⅳ、Ⅳ+ Ⅲ Ⅱ Ⅰ

评价工作等级一二三简单分析 aa是相对于详细评价工作内容而言，在描述危险物质、环境影响途径、环境危害后果、风险

防范措施等方面给出定性的说明。

⑴P的等级的确定

本项目危险物质及工艺系统危险性（P）的等级由危险物质数量与临界量的

比值（Q）和所属行业及生产工艺特点（M）确定，本项目项目 Q、M及 P的确

定见表 7.2-3、表 7.2-4和表 7.2-5。


218

表 7.2-3 本项目 Q值确定表

序

号CAS号

危险物质

名称

最大存在总量

qn/t临界量

Qn/t该种危险物质 Q值

1 67-56-1 甲醇 42660 10 42662 / 煤气 53400 7.5 71203 64-19-7 醋酸 75600 10 75604 630-08-0 CO 0.064 7.5 0.0085333335 7783-06-4 H2S 0.002 2.5 0.00086 7664-41-7 NH3 0.00006 5 0.0000127 115-07-1 丙烯 46 10 4.68 63705-05-5 硫磺 470 10 47

项目 Q值∑ 18997.60935

表 7.2-4 本项目M值确定表

序号工艺单元名称生产工艺数量/套 M分值

1 煤制气单元新型煤化工工艺 1 102 醋酸单元无机酸制酸工艺 1 53 储罐区 / 1 5

项目M值∑ 20本项目为M2

表 7.2-5 危险物质及工艺系统危险性等级判断（P）危险物质数量

与临界量比值

（Q）

行业及生产工艺（M）

M1 M2 M3 M4

Q≥100 P1 P1 P2 P3

10≤Q＜100 P1 P2 P3 P4

1≤Q＜10 P2 P3 P4 P4备注：M1（M＞20），M2（10＜M≤20），M3（5＜M≤10），M4（M=5）

由上表可得出，本项目 P值的等级为极高危害（P1）。

⑵E的等级的确定

①大气环境

表 7.2-6 大气环境敏感程度分级

分级大气环境敏感性

E1

周边 5km范围内居住区、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等机构人口总数

大于 5万人，或其他需要特殊保护区域；或周边 500m范围内人口总数大于 1000人；油气、化学品输送管线管段周边 200m范围内，每千米管段人口数大于 200

人

E2周边5 km范围内居住区、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等机构人口总数

大于1万人，小于5万人；或周边500m范围内人口总数大于500人，小于1000人；

油气、化学品输送管线管段周边200m范围内，每千米管段人口数大于100人，小


219

于200人

E3周边5 km范围内居住区、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等机构人口总数

小于1万人；或周边500m范围内人口总数小于500人；油气、化学品输送管线管段

周边200m范围内，每千米管段人口数小于100 人

根据环境敏感目标调查，本项目周边 5km范围内居民总数 230人，小于 1

万人，周边 500m范围内人口总数 0人，小于 1000人，根据表 7.2-5，项目大气

环境为低度敏感区（E3）。

②地表水环境

表 7.2-7 地表水功能敏感性分区

敏感性地表水环境敏感特征

敏感F1排放点进入地表水水域环境功能为II类及以上，或海水水质分类第一类；

或以发生事故时，危险物质泄漏到水体的排放点算起，排放进入受纳河流最

大流速时，24h流经范围内涉跨国界的

较敏感F2排放点进入地表水水域环境功能为III类及以上，或海水水质分类第二类；

或以发生事故时，危险物质泄漏到水体的排放点算起，排放进入受纳河流最

大流速时，24h流经范围内涉跨省界的

低敏感F3 上述地区之外的其他地区

表 7.2-8 环境敏感目标分级

分级地表水环境敏感特征

S1

发生事故时，危险物质泄漏到内陆水体的排放点下游（顺水流向）10km范围

内、近岸海域一个潮周期水质点可能达到的最大水平距离的两倍范围内，有

如下一类或多类环境风险受体：集中式地表水饮用水水源保护区（包括一级

保护区、二级保护区及准保护区）；农村及分散式饮用水水源保护区；自然

保护区；重要湿地；珍稀濒危野生动物天然集中分布区；重要水生生物的自

然产卵场及索饵场、越冬场和洄游通道；世界文化和自然遗产地；红树林、

珊瑚礁等滨海湿地生态系统；珍稀濒危海洋生物的天然集中分布区；海洋特

别保护区；海上自然保护区；盐场保护区；海水浴场；海洋自然历史遗迹；

风景名胜区；或其他特殊重要保护区域

S2

发生事故时，危险物质泄漏到内陆水体的排放点下游（顺水流向）10km范围

内、近岸海域一个潮周期水质点可能达到的最大水平距离的两倍范围内，有

如下一类或多类环境风险受体：水产养殖区；天然渔场；森林公园；地质公

园；滨海风景游览区；具有重要经济价值的海洋生物生存区域。

S3排放点下游（顺水流向）10km范围内、近岸海域一个潮周期水质点可能达到

的最大水平距离的两倍范围内无上述类型1和类型2包括的敏感保护目标

表 7.2-9 地表水环境敏感程度分级

环境敏感目标地表水功能敏感性

F1 F2 F3S1 E1 E1 E2S2 E1 E2 E3S3 E1 E2 E3


220

根据环境敏感目标调查，本项目可能进入的地表水水域环境功能为 III 类，

发生事故时，危险物质泄漏到水体的排放点算起，排放进入受纳河流最大流速时，

24h流经范围内涉跨陕西省界，因此水体功能敏感性为 F2较敏感.排放点下游（顺

水流向）10km范围内无类型 1和类型 2包括的敏感保护目标，环境敏感目标分

级为 S3. 根据表 7.2-9，地表水环境敏感程度为中度敏感区（E2）。

③地下水环境

表 7.2-10 地下水功能敏感性分区

敏感性地下水环境敏感特征

敏感G1集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水

水源）准保护区；除集中式饮用水水源以外的国家或地方政府设定的与地下水环

境相关的其他保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区

较敏感G2

集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水

水源）准保护区以外的补给径流区；未划定准保护区的集中式饮用水水源，其保

护区以外的补给径流区；分散式饮用水水源地；特殊地下水资源（如热水、矿泉

水、温泉等）保护区以外的分布区等其他未列入上述敏感分级的环境敏感区a不敏感G3 上述地区之外的其他地区

a“环境敏感区”是指《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

表 7.2-11 包气带防污性能分级

分级包气带岩土的渗透性能

D3 Mb≥1.0m，K≤1.0×10-6cm/s，且分布连续、稳定

D20.5m≤Mb<1.0m，K≤1.0×10-6cm/s，且分布连续、稳定

Mb≥1.0m，1.0×10-6cm/s＜K≤1.0×10-4cm/s，且分布连续、稳定

D1 岩（土）层不满足上述“D2”和“D3”条件

Mb：岩土层单层厚度。K：渗透系数。

表 7.2-12 地下水环境敏感程度分级

包气带防污性能地下水功能敏感性

G1 G2 G3D1 E1 E1 E2D2 E1 E2 E3D3 E2 E3 E3

根据环境敏感目标调查，本项目东侧分布纳林河化工项目区生活用水水源地

(目前尚未开发)，且周边分布有分散式的地下水饮用取水井，因此地下水环境敏

感程度属于敏感（G1）。根据包气带渗水试验计算结果得包气带渗透系数为

1.255-2.163m/d，K＞1.0×10-4cm/s，根据水文地质条件项目区包气带Mb＞1.0m，

且分布连续、稳定，因此包气带的防污性能为 D1。根据表 7.2-12，地下水环境

敏感程度为高度敏感区（E1）。


221

综合上述分析，本项目各要素环境风险潜势为：大气环境风险潜势等级为Ⅲ

级，地表水环境风险潜势等级为Ⅳ级，地下水环境风险潜势等级为Ⅳ级

7.2.2评价等级和评价范围

⑴评价等级

根据本项目环境风险潜势初判及划分环境风险评价工作等级划分原则。划分

结果详见表 7.2-13。

表 7.2-13 本项目各要素环境风险潜势划分及评价等级表

环境要素环境风险潜势评价等级

大气 Ⅲ级二级

地表水 Ⅳ级一级

地下水 Ⅳ级一级

本项目的环境风险潜势综合等级为Ⅳ级，综合评价等级为一级。

⑵评价范围

根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018）的规定，本项目

大气环境风险评价范围为距离项目厂界 5km 的范围。本项目废水不外排不，地

表水环境风险不设置评价范围。地下水环境风险评价范围为 68.67km2。评价范围

图见图 7.2-1。

7.3风险识别

7.3.1物质危险性识别

⑴根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018）附录 B辨识，

本项目涉及的危险物质包括：甲醇、煤气、醋酸、CO、H2S、NH3、丙烯、硫磺，

上述物质均被列入《危险化学品目录（2015版）》，本项目的危险物质易燃易

爆、有毒有害特性及分布见表 7.3-1。

表 7.3-1 本项目危险物质一览表

序

号CAS号

危险物

质名称

危险属性危险物质分布

火灾危险类别毒性等级

1 67-56-1 甲醇甲 III级甲醇单元、醋酸单元

2 / 煤气乙 II级煤制气（气化、变换、低温甲醇

洗、深冷）单元

3 64-19-7 醋酸 / III级醋酸装置、储罐区

4 630-08-0 CO 乙 II级煤制气（气化、变换、低温甲醇

洗、深冷）单元、醋酸单元


222

5 7783-06-4 H2S 甲 II级煤制气（气化、变换）单元

6 7664-41-7 NH3 乙 III级煤制气（气化、变换）单元

7 115-07-1 丙烯甲 / 煤制气（低温甲醇洗单元）单元

8 63705-05-5 硫磺乙 IV级煤制气（硫回收）单元、硫磺仓

库单元

注：火灾危险分类根据《石油化工企业设计防火规范》（GB50160—2008）（2018版）；

物料毒性分级根据《职业性接触毒物危害程度分级》（GBZ230-2010）Ⅰ（极度危害）、Ⅱ

（高度危害）、Ⅲ（中度危害）、Ⅳ（轻度危害）。

根据表 7.3-1，结合表 7.2-3中危险物质数量与临界量的比值 Q，本项目筛选

的重点风险源为煤制气单元生产线在线存在的煤气（CO）、储罐单元贮存的甲

醇、醋酸以及硫磺仓库单元的硫磺。

7.3.2生产系统危险性识别

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点风险源。

按照项目工艺流程和平面布置功能区划，结合上述物质危险性识别，将本项

目厂区主要划分为 4个危险单元，分别为：煤制气单元、甲醇单元、醋酸单元及

储罐单元。每个单元内潜在的风险源见表 7.3-2。

表 7.3-2 本项目环境风险识别表

序

号

危险

单元风险源

主要危

险物质

环境风险

类型

环境影响途

径

可能受影响的环境敏

感目标

1储罐

单元

甲醇储罐甲醇

泄露、火

灾、爆炸

大气项目周围 5km 范围内

居民；

2 醋酸储罐醋酸大气、地表

水、地下水

项目周围 5km 范围内

居民；项目厂址下游地

下水；无定河、纳林河

3

煤制

气单

元

气化、变换

煤气

泄露大气项目周围 5km 范围内

居民

4 CO5 H2S6 NH3

7

低温甲醇洗

煤气

泄露、火

灾、爆炸

大气、地下

水、地表水




8 CO9 丙烯

10 甲醇

11深冷

煤气泄露大气


居民12 CO

13 硫回收硫磺火灾、爆

炸

大气、地下

水、地表水



下水；无定河、纳林河14 甲醇甲醇合成及甲醇泄露、火大气、地下


223

单元精制灾、爆炸水、地表水

15

醋酸

单元醋酸合成

甲醇泄露、火

灾、爆炸

大气、地下

水、地表水

16 CO 泄露大气项目周围 5km 范围内

居民

17 醋酸泄露大气、地下

水、地表水




7.3.3环境影响类型及危害分析

根据以上识别可知，本项目危险单元主要分布在生产装置和储罐区，危险单

元分布详见图 7.3-1。

本项目环境风险类型主要有：有毒有害危险物质泄漏对环境的直接污染以及

火灾爆炸等事故引发的次生环境污染。

分析本工程生产过程特点可知，本工程可能诱发有毒有害危险物质泄漏对环

境的直接污染以及火灾爆炸等事故引发的次生环境污染事故的潜在危险因素主

要包括设计及施工问题、误操作、设备缺陷、自然灾害等，具体内容如下：

①与装置环境条件有关的问题

a．极易遭受自然灾害(地震、洪水、暴风雨)；

b．水源不充足；

c．需要公共消防设施的支援；

d．气候问题(高湿度、温度有明显的变化)和室内安装有危险性的设备；

e．受相邻危险性大的装置的影响；

f．在紧急状态下很难将人和车辆输送出去。

②装置布置和设备间距不合理

a．工艺设备和贮存设施过于密集；

b．有显著危险性的工艺装置与无危险性的工艺装置之间安全距离不够；

c．对不能进行替换的装置没有实行有效的防护；

d．地形的障碍。

③不符合使用条件的结构

a．支撑物、门、墙等没有采用防火结构；

b．对电器设备没有采取防险措施；


224

c．个别排气装置的防爆炸通风换气能力不足；

e．控制和管理的指示装置(电气及仪表的空气管线架线工程)，没有防护措施；

f．基础不合理。

g．施工质量差，不符合设计要求和施工验收规范，留下隐患，投产后发生

事故。

④对所处理物质的危险性认识不足

⑤工艺问题

a．没有足够的有关化学反应速度的数据(作为反应参数的温度、压力、原料

浓度和反应速度)；

b．根据热力学的研究来确定爆炸能量；

c．对工艺的异常状态进行监视。

⑥输送过程可能存在问题

⑦误操作

a．没有进行充分的维修和运转操作教育，操作工没有培训就上岗，不了解

生产工艺流程，不熟悉本岗操作规程，不懂设备性能，盲目操作，遇到情况判断

不准，操作失误。

b．管理不严密，规章制度不健全，不落实，劳动纪律松懈；安全管理流于

形式，没有完善的检查、监督、复核手续；没有切合实际的操作规程，造成工作

马虎，责任心不强等。

c．对工作认识不够，部分职工不安心本职工作，责任心不强，操作中轻视

大意，擅离职守。

d．开停车的计划不适当；

e．没有进行充分紧急停车时的训练；

f．没有建立操作人员和安全人员的协作体制。

⑧设备缺陷

a．因选材错误而引起的设备、管线的腐蚀、侵蚀。

b．设备的疲劳。

c．对设备没有进行充分的无损探伤检查或漏检。

d．由于结构设计缺陷，不能停车检查，不能进行预防维修及定期检查。


225

e．超过设计极限的工艺条件(加工原料量、反应器内停留时间、温度、压力、

振动、寿命、开停车条件)：

f．没有及时对运转中存在的问题及不完善的防灾措施进行改进；

⑨防灾计划不当

a．没有得到管理部门的大力支持；

b．责任分工不明确；

c．只单线起作用，例如仅从属于安全部门；

d．没有预防事故的计划，或即使有也很差；

e．遇有紧急情况未采取得力措施；

f．没有实行由管理部门和生产部长进行的定期安全检查；

g．生产部长、设计师、厂长没有继续进行防灾培训。

⑩自然灾害

自然灾害往往也是引起事故的重要原因，主要有雷击、暴雨、洪水、地震、

强风等。这些危险因素会引起各种各样的事故，不仅造成人员伤亡和经济损失，

而且还会对环境造成严重污染。

7.3.4风别识别结果

通过上述分析，本项目筛选的重点风险源为煤制气单元生产线在线存在的煤

气（CO）、储罐单元贮存的甲醇、醋酸以及硫磺仓库单元的硫磺。其主要的风

险类型为：煤制气单元煤气（CO）的泄漏事故对大气环境的直接影响；储罐单

元的甲醇泄漏事故对大气环境及水体环境的直接影响；储罐单元的醋酸泄漏事故

对大气环境及水体环境的直接影响；储罐单元的甲醇的火灾爆炸事故引发的次生

环境污染；硫磺仓库单元的硫磺的火灾爆炸事故引发的次生环境污染。

7.4风险事故情形分析

7.4.1风险事故情形设定内容

通过对项目生产工艺过程、作业环境、周围自然环境等诸方面综合分析，引

发风险事故的因素主要有以下三种：自然灾害、人为因素和工程内部因素。

（1）由自然灾害如地震、洪水、沙尘暴等引起的事故：阿拉善地震基本烈

度为 8度，远离海洋，深居内陆，属于典型的中温带大陆性季风气候。总的特点


226

是冬长而寒，夏短而热，气温日年较差大，降水少而集中，年际变化大，春季少

雨多风，易形成沙尘暴。

（2）人为因素引起的事故：现场操作人员一方面应具备熟练的专业技能，

重要岗位必须持证上岗，另一方面还必须认真履行各自的安全职能，如果上岗员

工对操作程序不够熟练，缺乏必要的处置能力或安全观念淡薄，违反国家和环保

部门制定的有关危险废物控制的法规，违章操作或指挥，均有可能酿成事故。

（3）工程内部因素引起的事故：工程内部因素主要指工艺技术的可靠性，

对建成工程的质量保障，所用设备质量及耐用性等问题。

7.4.2最大可信事故的确定

据有关资料记载，按损失 1000×104美元以上的特大型事故装置统计分析，

贮罐区的事故比例最高达到 16.8％。装置特大型事故的原因分析结果表明，阀门、

管线泄漏是主要事故原因，占 35.1％，其次为设备故障和操作失误，分别占 18.2％

和 15.6％，见表 7.4-1。总之，由阀门管线泄漏引起的事故发生概率最大，发生

的事故最可信。

表7.4-1 事故原因频率表

序号事故原因事故比率（%）

1 阀门管线泄漏 35.12 泵、设备故障 18.23 操作失误 15.64 仪表、电器失灵 12.45 突沸、反应失控 10.46 雷击、自然灾害 8.2本项目泄漏事故类型包括容器、管道、泵体、压缩机、装卸臂和装卸软管的

泄漏和破裂等。泄漏频率如见表 7.4-2

表 7.4-2 事故原因频率表

部件类型泄漏模式泄漏频率

反应器 /工艺储罐 /气体储罐 /塔

泄漏孔径为10 mm孔径

10 min内储罐泄漏完

储罐全破裂

1.00×10-4/a5.00×10-6/a5.00×10-6/a

常压单包容储罐



储罐全破裂

1.00×10-4/a5.00×10-6/a5.00×10-6/a

常压双包容储罐



储罐全破裂

1.00×10-4/a1.25×10-6/a1.25×10-8/a


227

常压全包容储罐储罐全破裂 1.00×10-8/a

内径 ≤75mm 的管道泄漏孔径为10%孔径

全管径泄漏

5.00×10-6/a1.00×10-6/a

75mm＜内径 ≤150mm的管道

泄漏孔径为10%孔径

全管径泄漏

2.00×10-6/a3.00×10-7/a

内径＞150mm 的管道泄漏孔径为10%孔径（最大50mm）

全管径泄漏

2.40×10-6/a1.00×10-7/a

泵体和压缩机

泵体和压缩机最大连接管

泄漏孔径为10%孔径（最大50 mm）

泵体和压缩机最大连接管

全管径泄漏

1.00×10-4/a

5.00×10-4/a

装卸臂

装卸臂连接管

泄漏孔径为 10%孔径（最大 50 mm）

装卸臂全管径泄漏

3.00×10-7/a

3.00×10-8/a

装卸软管

装卸软管连接管

泄漏孔径为 10%孔径（最大 50 mm）

装软管全管径泄漏

4.00×10-5/a

4.00×10-6/a

根据风险识别结果，结合物质危险性，确定项目大气环境风险事故情形为：

⑴ 煤制气单元煤气（CO）管道接口处法兰密封泄漏事故；

⑵ 甲醇储罐出料处管口处破裂引起的泄漏事故；

⑶ 醋酸储罐出料处管口处破裂引起的泄露事故；

⑷ 甲醇储罐发生泄漏并引起防火堤大面积液池火灾，不完全燃烧产出 CO

污染大气环境。

7.4.3源项分析

采用导则推荐的方法计算有毒有害物质的排放源强。

⑴液体泄漏

液体泄漏速率计算公式，具体如下：

式中:QL——液体泄漏速度，kg/s；

Cd——液体泄漏系数，按 0.62选取；

A——裂口面积，m2；

ρ——泄漏液体密度，kg/m3；

P——容器内介质压力，Pa；


228

P0——环境压力，Pa；

⑵气体泄漏

气体泄漏速率计算公式，具体如下：

当气体流速在音速范围(临界流)：

当气体流速亚音速范围(次临界流)：

式中：

P—容器内介质压力，Pa；

P0—环境压力，Pa；

κ—气体的绝热指数（热容比），即定压热容 Cp与定容热容 CV之比。

假定气体的特性是理想气体，气体泄漏速度 QG按下式计算：

式中：

QG—气体泄漏速度，kg/s；

P—容器压力，Pa；

ρ—气体密度，kg/m3；

Cd—气体泄漏系数，

当裂口形状为圆形时取 1.00，三角形时取 0.95，长方形时取 0.90；

A—裂口面积，m2；

M—分子量；

R—气体常数，J/mol·k；

TG—气体温度，K；

Y—流出系数，对于临界流 Y=1.0对于次临界流按下式计算：


229

⑶两相流泄漏

假定液相和气相是均匀的，且互相平衡，两相流泄漏速率 QLG 按下式计算：

式中：

QLG——两相流泄漏速率，kg/s；

Cd——两相流泄漏系数，取 0.8；

PC——临界压力，Pa，取 0.55 Pa；

P ——操作压力或容器压力，Pa；

A——裂口面积，m2；

ρm——两相混合物的平均密度，kg/m3；

ρ1 ——液体蒸发的蒸汽密度，kg/m3；

ρ2——液体密度，kg/m3；

FV——蒸发的液体占液体总量的比例；

Cp——两相混合物的定压比热容，J/(kg·K)；

TLG——两相混合物的温度，K；

TC——液体在临界压力下的沸点，K；

H——液体的汽化热，J/kg。

当 FV＞1 时，表明液体将全部蒸发成气体，此时应按气体泄漏计算；如果 FV

很小，则可近似地按液体泄漏公式计算。

⑷泄漏液体蒸发量：

泄漏液体的蒸发分为闪蒸蒸发、热量蒸发和质量蒸发三种，其蒸发总量为这

三种蒸发之和。

①闪蒸量的估算

过热液体闪蒸量可按下式估算：

Q1=F·WT /t 1


230

式中：

Q1——闪蒸量，kg/S；

WT——液体泄漏总量，kg；

t1——闪蒸蒸发时间，s；

F ——蒸发的液体占液体总量的比例；按下式计算：

式中：

Cp——液体的定压比热，J/(kg·K)；

TL——泄漏前液体的温度，K；

Tb——液体在常压下的沸点，K；

H——液体的气化热，J/kg。

②热量蒸发估算

当液体闪蒸不完全，有一部分液体在地面形成液池，并吸收地面热量而气化

称为热量蒸发。热量蒸发的蒸发速度 Q2按下式计算：

式中：

Q2——热量蒸发速度，kg/s；

T0——环境温度，k；

Tb——沸点温度；k；

S ——液池面积，m2；

H——液体气化热，J/kg；

λ——表面热导系数，W/m·k；

α——表面热扩散系数，m2/s；

t——蒸发时间，s。


231

表 7.4-3 某些地面的热传递性质

地面情况 λ（w/m·k） α（m2/s）水泥

土地（含水 8%）

干阔土地

湿地

砂砾地

1.10.90.30.62.5

1.29×10-7

4.3×10-7

2.3×10-7

3.3×10-7

11.0×10-7

③质量蒸发估算

当热量蒸发结束，转由液池表面气流运动使液体蒸发，称之为质量蒸发。

质量蒸发速度 Q3按下式计算：

式中：

Q3——质量蒸发速度，kg/s；

a,n——大气稳定度系数；

p——液体表面蒸气压，Pa；

R——气体常数；J/mol·k；

T0——环境温度，k；

u——风速，m/s；

r——液池半径，m。

表 7.4-4 液池蒸发模式参数

稳定度条件 n α不稳定(A,B) 0.2 3.846×10-3

中性(D) 0.25 4.685×10-3

稳定(E,F) 0.3 5.285×10-3

液池最大直径取决于泄漏点附近的地域构型、泄漏的连续性或瞬时性。有围

堰时，以围堰最大等效半径为液池半径；无围堰时，设定液体瞬间扩散到最小厚

度时，推算液池等效半径。

④液体蒸发总量的计算

Wp=Q1t1+Q2t2+Q3t3

式中： Wp——液体蒸发总量，kg；

Q1——闪蒸蒸发液体量，kg；

Q2——热量蒸发速率，kg/s；

t1——闪蒸蒸发时间，s；

t2——热量蒸发时间，s；


232

Q3——质量蒸发速率，kg/s；

t3—从液体泄漏到液体全部处理完毕的时间，s。7.4.3.1泄漏时间设定

目前国内石化企业事故反应时间一般在 10~30min之间，最迟在 30min内都

能作出应急反应措施，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。针对本项目涉及物料多具有较高毒性的特点，设计中

在必要部位均设有毒气体检测报警器，生产装置的监视、控制和联锁等由分散控

制系统（DCS）和安全仪表系统（SIS）完成。一旦发生泄漏，通常在 1min之内

即可启动自动截断设施，防止进一步泄漏。若自动切断系统发生故障时，工作人

员赶赴现场可在 10min之内关闭截断阀。因此，本项目生产装置及储罐的泄漏时

间假定为 10min；泄漏液体蒸发时间保守按 30min考虑。

7.4.3.2事故源强计算

本项目最大可信事故源强计算参数及计算结果汇总详见表 7.4-5。


233

表 7.4-5 建设项目事故源强一览表

序

号风险事故情形描述

危险

单元

危险

物质影响途径

释放或泄露

速率/（kg/s）

释放或

泄露时

间/min

最大释

放或泄

漏量/kg

泄漏液体

蒸发速率

/（kg/s）

蒸发（燃

烧）时间

/min

泄漏液体

蒸发量

/kg

其他事

故源参

数/kg

1煤制气单元煤气（CO）管道接

口处法兰密封泄漏事故

煤制

气单

元

CO 大气 0.25 10 150 / / / /

2甲醇储罐出料处管口处破裂引

起的泄漏事故

储罐

单元甲醇

大气、地

表水、地

下水

1.52 10 912 0.043 30 77.4 /

3醋酸储罐出料处管口处破裂引

起的泄露事故

储罐

单元醋酸

大气、地

表水、地

下水

0.98 10 588 0.021 30 37.8 /

4甲醇储罐发生泄漏并引起防火

堤大面积液池火灾，不完全燃烧

产出 CO污染大气环境

储罐

单元CO 大气 1.70 30 / / 30 / 1860


234

7.5大气环境风险险预测与分析

7.5.1预测模型

大气环境风险后果预测主要采用导则推荐的模型。重质气体排放的扩散模选

用 SLAB 模型，中性气体和轻质气体排放以及液池蒸发气体的扩散模拟选用

AFTOX模型。重质气体和轻质气体采用理查德森数进行判定。理查德森数的计

算分连续排放和瞬时排放两种，经计算本项目为瞬时排放，则当 Ri＞0.04为重质

气体，Ri≤0.04为轻质气体。

⑴煤制气单元煤气（CO）管道接口处法兰密封泄漏事故

煤气管道发生泄漏后，烟团初始密度未大于空气密度，不计算理查德森数。

本次评价选择 AFTOX模型进行预测。

⑵ 甲醇储罐出料处管口处破裂引起的泄漏事故

甲醇贮罐泄漏后扩散气体理查德森数 Ri为 0.150，Ri＞0.04，为重质气体。

本次评价选择 SLAB模型进行预测。

⑶ 醋酸储罐出料处管口处破裂引起的泄露事故

醋酸贮罐泄漏后扩散气体理查德森数 Ri为 0.105，Ri＞0.04，为重质气体。

本次评价选择 SLAB模型进行预测。



甲醇火灾由于烟气温度较高，有浮升力，烟气向上部空间运动，因此选用

AFTOX模型对火灾释放的 CO进行预测。

7.5.2气象参数

本项目大气环境风险评价等级为二级，选取最不利气象条件进行后果预测。

最不利气象条件取 F类稳定度，1.5 m/s风速，温度 25℃，相对湿度 50%

表 7.5-1 大气风险预测模型主要参数表

参数类型选项参数

气象参数

气象条件类型最不利气象

风速（m/s） 1.5环境温度 25

相对湿度/% 50稳定度 F


235

其他参数

地表粗糙度/m 3.0是否考虑地形否

地形数据精度/m /

7.5.3评价标准

采用大气毒性终点浓度作为预测评价标准，大气毒性终点浓度值根据导则附

录 H 选取，详见表 7.5-2。

表 7.5-2 环境风险评价标准一览表

序号危险物料毒性终点浓度-1mg/m3 毒性终点浓度浓-2度 mg/m3

1 CO 380 952 甲醇 9400 27003 醋酸 610 86

标准来源 HJ/T 169-2018的附录 H

7.5.4预测结果

⑴煤制气单元煤气（CO）管道接口处法兰密封泄漏事故

本次评价事故性泄漏应急反应时间按 10min考虑，采用 AFTOX模型预测煤

气管线泄漏在最不利气象条件下下风向轴线浓度及持续时间，评价范围内预测结

果如下：

①下风向最远影响距离

经预测，CO的毒性终点浓度-1、毒性重点浓度-2下风向最远影响距离分别

为 230m、610m。由预测结果可以看出，各关心点浓度均未超过阈值。预测结果

见表 7.5-3。影响范围见图 7.5-1。

表 7.5-3煤制气单元煤气（CO）管道接口处法兰密封泄漏事故预测结果表

物质气象条件指标浓度值

（mg/m3）

最远影响距

离/m到达时间/min

CO 最不利气象

大气毒性终

点浓度-1 380 230 /

大气毒性终

点浓度-2 95 610 5.08

②下风向不同距离处最大浓度

下风向不同距离处 CO 的最大浓度见表 7.5-4，CO 浓度随距离的变化见图

7.5-1。

表 7.5-4 最不利气象条件下轴线不同距离处 CO最大浓度及出现时间表


236

距离 (m) 浓度出现时间(min) 高峰浓度 (mg/m3)10.00 0.08 0.0760.00 0.50 1116.00110.00 0.92 819.27160.00 1.33 591.46210.00 1.75 438.40260.00 2.17 335.62310.00 2.58 264.73360.00 3.00 214.22410.00 3.42 177.10460.00 3.83 149.05510.00 4.25 127.34560.00 4.67 110.20610.00 5.08 96.41660.00 5.50 85.15710.00 5.92 75.83760.00 6.33 68.03810.00 6.75 61.42860.00 7.17 55.77910.00 7.58 50.90960.00 8.00 46.671010.00 8.42 42.971060.00 8.83 39.711110.00 9.25 36.831160.00 9.67 34.271210.00 12.08 31.981260.00 12.50 29.921310.00 12.92 28.061360.00 13.33 26.391410.00 13.75 24.721460.00 14.17 23.611510.00 14.58 22.581560.00 16.00 21.631610.00 16.42 20.751660.00 16.83 19.931710.00 17.25 19.161760.00 17.67 18.451810.00 18.08 17.781860.00 18.50 17.151910.00 18.92 16.561960.00 19.33 16.002010.00 19.75 15.482060.00 20.17 14.982110.00 20.58 14.512160.00 21.00 14.072210.00 21.42 13.652260.00 21.83 13.25


237

2310.00 22.25 12.872360.00 22.67 12.512410.00 24.08 12.172460.00 24.50 11.842510.00 24.92 11.532560.00 25.33 11.242610.00 25.75 10.952660.00 26.17 10.682710.00 26.58 10.422760.00 27.00 10.172810.00 27.42 9.932860.00 27.83 9.702910.00 28.25 9.482960.00 28.67 9.273010.00 29.08 9.063060.00 29.50 8.873110.00 29.92 8.683160.00 30.33 8.503210.00 30.75 8.323260.00 31.17 8.153310.00 32.58 7.993360.00 33.00 7.833410.00 33.42 7.683460.00 33.83 7.533510.00 34.25 7.393560.00 34.67 7.253610.00 35.08 7.123660.00 35.50 6.993710.00 35.92 6.863760.00 36.33 6.743810.00 36.75 6.633860.00 37.17 6.513910.00 37.58 6.403960.00 38.00 6.294010.00 38.42 6.194060.00 38.83 6.094110.00 39.25 5.994160.00 39.67 5.904210.00 40.08 5.804260.00 40.50 5.714310.00 40.92 5.624360.00 41.33 5.544410.00 41.75 5.454460.00 42.17 5.374510.00 42.58 5.294560.00 43.00 5.224610.00 43.42 5.14


238

4660.00 43.83 5.074710.00 44.25 5.004760.00 44.67 4.934810.00 45.08 4.864860.00 45.50 4.794910.00 45.92 4.734960.00 46.33 4.66

图 7.5-2 CO浓度随距离的变化曲线

⑵ 甲醇储罐出料处管口处破裂引起的泄漏事故

本次评价事故性泄漏应急反应时间按 10min考虑，采用 SLAB模型预测甲醇

储罐泄漏在最不利气象条件下下风向轴线浓度及持续时间，评价范围内预测结果

如下：


经预测，甲醇的毒性终点浓度-1、毒性重点浓度-2下风向最远影响距离均未

到达。由预测结果可以看出，各关心点浓度均未超过阈值。预测结果见表 7.5-5。

表 7.5-5甲醇储罐出料处管口处破裂引起的泄漏事故预测结果表


（mg/m3）

最远影响距

离/m到达时间/min

甲醇最不利气象

大气毒性终

点浓度-1 9400 未达到未达到

大气毒性终

点浓度-2 2700 未达到未达到


下风向不同距离处甲醇的最大浓度见表 7.5-6，甲醇浓度随距离的变化见图

7.5-3。


239

表 7.5-6 最不利气象条件下轴线不同距离处甲醇最大浓度及出现时间表

距离 (m) 浓度出现时间(min) 高峰浓度 (mg/m3)10.00 15.06 489.4060.00 15.37 71.84110.00 15.69 27.12160.00 16.00 14.27210.00 16.31 8.81260.00 16.62 6.02310.00 16.93 4.39360.00 17.24 3.35410.00 17.55 2.64460.00 17.86 2.14510.00 18.18 1.77560.00 18.49 1.50610.00 18.80 1.28660.00 19.11 1.10710.00 19.42 0.97760.00 19.73 0.86810.00 20.04 0.77860.00 20.35 0.69910.00 20.66 0.62960.00 20.98 0.561010.00 21.29 0.511060.00 21.60 0.471110.00 21.91 0.431160.00 22.22 0.401210.00 22.53 0.371260.00 22.84 0.341310.00 23.15 0.321360.00 23.46 0.301410.00 23.78 0.281460.00 24.09 0.261510.00 24.40 0.251560.00 24.71 0.241610.00 25.02 0.221660.00 25.33 0.211710.00 25.64 0.201760.00 25.95 0.191810.00 26.27 0.181860.00 26.58 0.171910.00 26.89 0.171960.00 27.20 0.162010.00 27.51 0.152060.00 27.82 0.152110.00 28.14 0.142160.00 28.45 0.13


240

2210.00 28.76 0.132260.00 29.07 0.122310.00 29.38 0.122360.00 29.69 0.112410.00 30.00 0.112460.00 30.30 0.112510.00 30.60 0.102560.00 30.90 0.102610.00 31.19 0.102660.00 31.48 0.092710.00 31.78 0.092760.00 32.07 0.092810.00 32.36 0.092860.00 32.65 0.082910.00 32.94 0.082960.00 33.23 0.083010.00 33.52 0.083060.00 33.81 0.073110.00 34.10 0.073160.00 34.39 0.073210.00 34.68 0.073260.00 34.97 0.073310.00 35.25 0.063360.00 35.54 0.063410.00 35.83 0.063460.00 36.12 0.063510.00 36.40 0.063560.00 36.69 0.063610.00 36.98 0.063660.00 37.26 0.053710.00 37.55 0.053760.00 37.83 0.053810.00 38.11 0.053860.00 38.40 0.053910.00 38.68 0.053960.00 38.97 0.054010.00 39.25 0.054060.00 39.53 0.054110.00 39.81 0.054160.00 40.10 0.044210.00 40.38 0.044260.00 40.66 0.044310.00 40.94 0.044360.00 41.22 0.044410.00 41.50 0.044460.00 41.78 0.044510.00 42.07 0.04


241

4560.00 42.35 0.044610.00 42.63 0.044660.00 42.91 0.044710.00 43.18 0.044760.00 43.46 0.044810.00 43.74 0.034860.00 44.02 0.034910.00 44.30 0.034960.00 44.58 0.03

图 7.5-3 甲醇浓度随距离的变化曲线

⑶ 醋酸储罐出料处管口处破裂引起的泄露事故

本次评价事故性泄漏应急反应时间按 10min考虑，采用 SLAB模型预测醋酸

储罐泄漏在最不利气象条件下下风向轴线浓度及持续时间，评价范围内预测结果

如下：


经预测，醋酸的毒性终点浓度-1、毒性重点浓度-2下风向最远影响距离均未

到达。由预测结果可以看出，各关心点浓度均未超过阈值。预测结果见表 7.5-7。

影响范围图详见图 7.5-4

表 7.5-7醋酸储罐出料处管口处破裂引起的泄漏事故预测结果表


（mg/m3）

最远影响距

离/m

到达时间

/min

醋酸最不利气象大气毒性终

点浓度-1610 未达到未达到


242

大气毒性终

点浓度-286

250 0，15


下风向不同距离处醋酸的最大浓度见表 7.5-8，醋酸浓度随距离的变化见图

7.5-5。

表 7.5-8 最不利气象条件下轴线不同距离处醋酸最大浓度及出现时间表

距离 (m) 浓度出现时间(min) 高峰浓度 (mg/m3)10.00 15.14 200.3560.00 15.81 331.52110.00 16.48 212.03160.00 17.16 145.78210.00 17.83 106.75260.00 18.50 82.21310.00 19.18 65.42360.00 19.85 53.56410.00 20.53 44.74460.00 21.20 37.99510.00 21.87 32.78560.00 22.55 28.68610.00 23.22 25.24660.00 23.90 22.49710.00 24.57 20.20760.00 25.24 18.21810.00 25.92 16.55860.00 26.59 15.16910.00 27.27 13.92960.00 27.96 12.811010.00 28.64 11.851060.00 29.31 11.011110.00 29.96 10.271160.00 30.55 9.971210.00 31.12 9.311260.00 31.66 8.731310.00 32.19 8.221360.00 32.70 7.761410.00 33.20 7.361460.00 33.71 6.971510.00 34.22 6.601560.00 34.73 6.251610.00 35.23 5.941660.00 35.73 5.651710.00 36.22 5.39


243

1760.00 36.72 5.151810.00 37.20 4.931860.00 37.68 4.731910.00 38.17 4.521960.00 38.64 4.322010.00 39.12 4.132060.00 39.59 3.962110.00 40.06 3.802160.00 40.53 3.642210.00 40.99 3.502260.00 41.45 3.372310.00 41.91 3.252360.00 42.36 3.132410.00 42.82 3.022460.00 43.27 2.922510.00 43.72 2.812560.00 44.16 2.712610.00 44.61 2.612660.00 45.05 2.522710.00 45.50 2.432760.00 45.94 2.352810.00 46.37 2.272860.00 46.81 2.202910.00 47.24 2.132960.00 47.68 2.073010.00 48.11 2.013060.00 48.53 1.953110.00 48.96 1.893160.00 49.39 1.843210.00 49.81 1.793260.00 50.23 1.753310.00 50.66 1.693360.00 51.08 1.643410.00 51.50 1.603460.00 51.92 1.553510.00 52.33 1.513560.00 52.75 1.473610.00 53.16 1.433660.00 53.58 1.393710.00 53.99 1.353760.00 54.40 1.323810.00 54.81 1.283860.00 55.22 1.253910.00 55.62 1.223960.00 56.03 1.194010.00 56.43 1.174060.00 56.84 1.14


244

4110.00 57.24 1.124160.00 57.64 1.094210.00 58.04 1.074260.00 58.44 1.054310.00 58.84 1.034360.00 59.24 1.004410.00 59.63 0.984460.00 60.03 0.964510.00 60.43 0.944560.00 60.82 0.924610.00 61.21 0.904660.00 61.61 0.884710.00 62.00 0.864760.00 62.39 0.844810.00 62.78 0.824860.00 63.17 0.804910.00 63.56 0.794960.00 63.94 0.77

图 7.5-5 甲醇浓度随距离的变化曲线



本次评价事故性泄漏应急反应时间按 10min考虑，采用 AFTOX模型预测火

灾释放 CO在最不利气象条件下下风向轴线浓度及持续时间，评价范围内预测结

果如下：


经预测，CO的毒性终点浓度-1、毒性重点浓度-2下风向最远影响距离分别


245

为 710m、1810m。由预测结果可以看出，各关心点浓度均未超过阈值。预测结

果见表 7.5-9。影响范围见图 7.5-6。

表 7.5-9 火灾释放 CO预测结果表


（mg/m3）

最远影响距

离/m

到达时间

/min

CO 最不利气象

大气毒性终

点浓度-1380 710 /

大气毒性终

点浓度-295 1810 5.08


下风向不同距离处 CO的最大浓度见表 7.5-10，CO浓度随距离的变化见图

7.5-7。

表 7.5-4 最不利气象条件下轴线不同距离处 CO最大浓度及出现时间表

距离 (m) 浓度出现时间(min) 高峰浓度 (mg/m3)10.00 0.11 0.4060.00 0.67 6143.50110.00 1.22 4510.20160.00 1.78 3256.00210.00 2.33 2413.50260.00 2.89 1847.60310.00 3.44 1457.40360.00 4.00 1179.30410.00 4.56 974.95460.00 5.11 820.54510.00 5.67 701.05560.00 6.22 606.66610.00 6.78 530.77660.00 7.33 468.78710.00 7.89 417.47760.00 8.44 374.49810.00 9.00 338.10860.00 9.56 306.99910.00 10.11 280.18960.00 10.67 256.901010.00 11.22 236.541060.00 11.78 218.621110.00 12.33 202.761160.00 12.89 188.65


246

1210.00 13.44 176.041260.00 14.00 164.721310.00 14.56 154.511360.00 15.11 145.271410.00 15.67 136.081460.00 16.22 129.971510.00 16.78 124.331560.00 17.33 119.101610.00 17.89 114.241660.00 18.44 109.721710.00 19.00 105.501760.00 19.56 101.561810.00 20.11 97.871860.00 20.67 94.411910.00 21.22 91.161960.00 21.78 88.092010.00 22.33 85.212060.00 22.89 82.482110.00 23.44 79.912160.00 24.00 77.472210.00 24.56 75.152260.00 25.11 72.962310.00 25.67 70.882360.00 26.22 68.892410.00 26.78 67.012460.00 27.33 65.212510.00 27.89 63.492560.00 28.44 61.852610.00 29.00 60.292660.00 29.56 58.792710.00 35.11 57.352760.00 35.67 55.982810.00 36.22 54.662860.00 36.78 53.392910.00 37.33 52.182960.00 37.89 51.013010.00 38.44 49.893060.00 40.00 48.813110.00 40.56 47.773160.00 41.11 46.773210.00 41.67 45.813260.00 42.22 44.883310.00 42.78 43.983360.00 43.33 43.113410.00 43.89 42.273460.00 44.44 41.463510.00 45.00 40.68


247

3560.00 45.56 39.923610.00 46.11 39.193660.00 46.67 38.483710.00 47.22 37.793760.00 48.78 37.133810.00 49.33 36.483860.00 49.89 35.853910.00 50.44 35.243960.00 51.00 34.654010.00 51.56 34.084060.00 52.11 33.524110.00 52.67 32.984160.00 53.22 32.464210.00 53.78 31.944260.00 54.33 31.454310.00 54.89 30.964360.00 55.44 30.494410.00 57.00 30.034460.00 57.56 29.584510.00 58.11 29.154560.00 58.67 28.724610.00 59.22 28.314660.00 59.78 27.914710.00 60.33 27.514760.00 60.89 27.134810.00 61.45 26.754860.00 62.00 26.394910.00 62.56 26.034960.00 63.11 25.68

图 7.5-7 CO浓度随距离的变化曲线


248

⑸风险预测分析评价

通过以上预测图表分析可以看出，本项目各环境风险事故发生后，在最不

利气象条件下（风速 1.5m/s，稳定度 F）扩散过程中，超过 1 级和 2 级大气毒

性终点浓度值的最远距离分别为 710m 和 1810m.。在此影响区域内没有敏感保

护目标。

7.6地表水环境风险险预测与分析

根据清污分流的原则，本项目排水系统分为：生活污水排水系统、生产污水

排水系统、清净废水排水系统、雨水排水系统及事故消防废水排水系统。

⑴生活污水排水系统

本项目生活污水排水量 4.0m3/h，经化粪池预处理后送至本项目污水处理站

处理。

⑵生产污水排水系统



水等，低温甲醇洗甲醇/水分离塔塔釜废水、甲醇装置甲醇精馏末塔塔釜排甲醇

精馏废水送煤气化装置煤浆制备回用。煤气化装置气化灰水、设备冲洗水、EP

纯化系统废水等 127.52m3/h经生产污水管线输送至污水处理站处理。

⑶清净废水排水系统



⑷雨水排水系统

初期雨水在生产装置和辅助生产设施界区内采用重力排水系统排至事故水

池，由泵提升经管线输送至本项目污水处理站。初期雨水池前设溢流井，后期雨

水溢流至清净雨水系统，重力流汇至排出厂区。

⑸事故消防废水排水系统

收集本项目厂区污染的消防废水、初期雨水及污水处理站处理装置发生故障

或处理效率达不到设计指标要求时废水，排入事故水池，有效容积 V=10000m3。

发生消防事故时，有污染的各生产装置界区内消防废水经装置区内雨水及初

期雨水管线收集后，在装置外切换到全厂消防废水管道。消防废水及初期雨水经


249

全厂事故消防废水管道排入事故水池，然后分批送本项目污水处理站进行处理。

本项目污水处理站处理装置发生故障或处理效率达不到设计指标要求时，废

水先排入本项目事故水池，待污水处理站运行正常后分批返回污水处理站进行处

理。

通过上述分析可见本项目不设外排口，正常工况产生的工艺废水、循环排污

水、脱盐水站排水、锅炉排污、地面冲洗水、生活污水和初期污染雨水进入污水

处理设施处理达标后全部回用，废水不外排。非正常工况下，当全厂试运行期、

各生产装置正常开停车、设备检修和污水处理站运行不正常时产生较大量废水

时，废水可排入新建的 10000m3事故水池暂存，待污水处理站正常运转状分批处

理至达到回用标准后回用。

为防止事故废水对地表水体造成污染，本项目建立了事故防控系水体造成

污染，本项目建立了事故防控系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、污染雨水等事故废水采取了以下控制、收集及储存措施：

⑴生产、使用水体环境危害物质的工艺装置界区周围设有地沟围堰，以确保

事故本身及处置过程中受污染排水的收集。

⑵根据收集区内生产装置正常运行时及事故时受污染排水和不受污染排水

的去向，工艺装置界区设置有排水切换设施。

⑶储存可燃性对水体环境有危害物质的储罐按现行规范设置防火堤及围堰。

围堰有效容积不小于罐组内最大 1 个储罐的容积。

⑷根据防火堤、围堰内储罐正常运行时污水废及事故受染排和不受污染排水

的去向，设置有排水切换施。

⑸本项目消防事故水处理与园区联动，当消防事故水池水位达到 60%报警液

位，存在消防水溢出风险的情况下，开启园区雨水管网闸门，消防事故水经园区

雨水管道重力流进入园区雨水监控池，疏导消防水；后期雨水与消防事故水在有

条件的情况下随进随出，送污水处理站处理后回用于企业，不长期滞留在园区雨

水监控池中。

通过多级事故废水防控体系的建立，确保事故废水不出厂，从源头上切断事

故废水进入外部地表水体的途径。

地下水环境风险预测内容详见地下水评价专题。


250

7.7风险防范应急预案

7.7.1总则

⑴编制目的

编制《内蒙古卓正煤化工有限公司突发性环境事件应急预案》是贯彻环境安

全预防为主的方针，是针对可能发生的突发性环境事件，事先主动制定、采取防

范措施，以杜绝突发性环境事件的发生。而事件一旦发生时，能够确保迅速做出

响应，有领导、有组织、有计划、有步骤的按事先制定的抢险救援工作方案，有

条不紊地进行抢险救援工作，采取及时有效的措施，将事故影响降到最低限度，

增强突发性环境事件的防范能力，减少风险，以保障企业员工和周围居民的人身

安全与健康，使国家、集体和个人利益免受侵害。

⑵编制依据

依据《中华人民共和国环境保护法》、《国家突发公共事件总体应急预案》、

《中华人名共和国安全生产法》、《国家突发环境污染事故应急预案》及相关的

法律、行政法规，制定本预案。

⑶适用范围

适用于内蒙古卓正煤化工有限公司所属各单位。

7.7.2环境事件分类与分级

⑴突发性环境污染事故种类和特征

根据事故发生原因、主要污染物性质和事故表现形式

①有毒有害物质污染事故：指在生产、生活过程中因生产、使用、贮存、运

输、排放不当导致有毒有害化学品泄露或非正常排放引起的污染事故。

②爆炸事故：易燃、易爆物质引起的爆炸、火灾事故。

③药物污染事故：生产车间在药物生产、贮存、运输过程中，因意外、使用

不当所引起的泄露所导致的污染事故。

④废水非正常排放污染事故:因排放不当或事故使大量高浓度废水突然排入

地表水体，致使水质突然恶化。

⑤突发性的环境自然灾害，如：地震、洪水、泥石流等。

⑥其他突发环境污染事件污染事件。


251

⑵预案分类级别

根据事故发生的规模及对环境的污染程度，按照其性质、严重程度、可控性

和影响范围等因素，一般分为四级：Ⅰ级（特别重大）、Ⅱ级（重大）、Ⅲ级（较

大）和Ⅳ级（一般），分别用红色、橙色、黄色、蓝色表示。

7.7.2.1组织机构与职责

⑴指挥部

①指挥部组成

总指挥：公司总经理

副总指挥：公司副总经理

指挥部成员：安环处、生产处、保卫处、动力计量处、技改设备处、供应处、

仓储处、办公室等。指挥部设在公司安环处。

②指挥部职责

Ⅰ审核重大突发环境污染事件事故处理预案；

Ⅱ负责重大突发环境污染事件事故应急救援工作的指挥，组织调动各抢险队

伍救灾抢险；

Ⅲ随时研究救灾情况与出现的新问题，对重大问题做出决策；

Ⅳ组织有关部门做好善后处理及事故统计报告工作。

③指挥部成员职责

Ⅰ总指挥：负责指挥、组织协调重大事故应急救援工作，对重大问题做出决

策，下达救援抢险命令。

Ⅱ副总指挥：组织指挥应急抢险工作的实施，指挥协调各抢险队的抢险工作，

向上级有关部门报告抢险情况，组织搞好善后处理。

Ⅲ生产处：在主管副总经理的领导下，负责事故信息的传递，生产系统非正

常情况下的应急处理和生产调度。负责事故应急救援工作的总后勤工作，组织和

安排各种后勤工作，协助有关部门搞好善后处理工作。

Ⅳ安环处：协助副总指挥做好事故报告及应急救援工作的实施，接待好上级

有关部门。及时了解事故危害范围，人员伤亡情况、环境污染情况、抢险情况及

存在的问题。协助抢险队疏散和保护人员，监测站及时对受危害环境进行监测，

搞好事故调查处理。

Ⅴ技改设备处：协助副总指挥对事故现场、危险部位和其它有可能波及到的


252

生产工艺及时处理，做出决策。

Ⅵ动力计量处：协助副总指挥组织对发生事故设备的抢修，组织对事故现场

的水、电、蒸汽等问题的处理。

Ⅶ保卫处：负责组织对现场的伤员急救及灾害扩散范围内的伤员急救和处

理，并协助指挥部做好善后处理工作。负责重大事故现场的治安保卫、警戒，组

织防化抢险队抢险，负责危险范围内人员的疏散（含厂外居民）和危险警戒线的

警戒。

Ⅷ其它处室和各车间：在本职工作范围内，协助指挥部门保证通信联络畅通，

搞好相关的处理工作，保证应急救援物资的及时供给和储备，重点抓好本部

门在非正常生产情况下的安全生产，听从指挥部调动。

⑵专业队

①通讯队

组成：公司建立突发性环境事件报警及应急救援信息通信中心。

信息通信中心办公室：生产处办公室

信息通信中心负责人：生产处处长

信息通信中心横班负责人：调度员

信息通信中心信息员：各车间值长、工段长、班长

职责：负责信息传递工作。

②消防、治安保卫队

组成：由保卫处人员组成。

队长：保卫处处长

职责：一旦发生重大火灾爆炸事故，负责组织公司义务消防队力量，协调各

车间内义务消防队进行扑救，衔接公安消防及周边企业的消防力量的投入和指

导；负责事故现场治安、交通指挥、危险范围警戒，协助抢救队指导群众疏散，

同时也要维护厂内其它重要部位的安全保卫。

③抢险抢修队

组成：技改设备处。

队长：技改设备处处长

副队长：动力计量处处长

职责：负责事故有关设备、电气设备等抢险堵漏任务。


253

④医疗救护队

组成：由公司医务室组成。配备担架、急救箱、常用急救器具。

队长：劳资处处长

职责：负责抢救事故现场和波及范围内的受伤、烧伤人员，把受伤、烧伤人

员及时从事故现场抢救出来，就地急救或送医院救护。

⑤环境监测队

组成：由安环处的环保专业技术管理人员、监测人员组成。监测队配备必要

的环境监测仪器。

队长：安环处处长

职责：主要负责环境污染事故现场环境污染程度的监测，了解事故危害范围，

协助做好应急救援工作的实施，协助抢险队疏散和保护人员。

7.7.2.2监控与预警

⑴监控方案

当以大气污染为主的环境风险事故发生后，监测人员应戴好防毒面具赶往事

故点的下风向，在不同距离进行连续跟踪监测。

⑵预警机制与预警级别

建立预警机制主要针对突发公共事件而言。突发公共事件主要分自然灾害、

事故灾害、公共卫生事件、社会安全事件等 4类；按照其性质、严重程度、可控

性和影响范围等因素分成 4级，特别重大的是 I级，重大的是 II 级，较大的是 III

级，一般的是 IV级。

具体来看，自然灾害主要包括水旱灾害、气象灾害、地震灾害、地质灾害、

海洋灾害、生物灾害和森林草原火灾等；事故灾难主要包括工矿商贸等企业的各

类安全事故、交通运输事故、公共设施和设备事故、环境污染和生态破坏事件等；

公共卫生事件主要包括传染病疫情、群体性不明原因疾病、食品安全和职业危害、

动物疫情以及其他严重影响公众健康和生命安全的事件；社会安全事件主要包括

恐怖袭击事件、经济安全事件、涉外突发事件等。

建立预警机制，根据预测分析结果预警，对可能发生和可以预警的突发事故

进行预警。预警级别依据突发事故可能造成的危害和污染程度、紧急程度和预期

发展势态，可以划分为四组：I级(特别严重)、II 级（严重），III 级(较重)和 IV

级(一般)，依次用红色，橙色，黄色和蓝色表示。预警信息包括突发事故的类别、


254

预警级别、起始时间、可能影响范围、警示事项、应采取的措施和发布机关等。

预警信息的发布、调整和解除可通过广播，电视，报刊，通信、信息网络、警报

器，宣传车或组织人员逐户通知等方式进行，对老、幼、病，残、孕等特殊人群

以及学校等特殊场所和警报盲区应当采取有针对性的公告方式。特别重大或者重

大突发事故发生后．要立即报告国务院，最迟不得超过 4h，同时通报有关地区

和部门。应急处置过程中，要及时续报有关情况。

7.7.2.3应急响应

⑴报警和通讯

①发生突发性环境事件时，各单位信息员要立即用电话通知。

②生产处接到报警后，立即查问事故情况，由调度员分头通知和请示主管副

总经理、总经理，通知有关处室处长和车间主任并做好记录。

③由主管副总经理或总经理决定是否向上级有关部门汇报或者呼救, 由总

经办执行。

④指挥部成员和有关处室领导，得到信息后，立即到指挥部 (安环处)。

⑵现场抢险

①抢险原则

Ⅰ发生突发性环境事件后，应急救援人员首先抢救现场受伤人员，要及时把

现场中毒、受伤人员救出现场。

Ⅱ在抢救受伤人员的同时，要及早切断危险源和堵塞泄漏点。

Ⅲ及时把可能波及的危险源进行隔离封闭，控制事故的发展趋势。

Ⅳ本单位发生突发性事件时，一定要坚持先自救的原则，及时把事故消灭在

初发状态，但也要量力而行，无力量自救的要及时报警，不能贻误救灾时机。

Ⅴ化工企业发生突发性事件的特点往往火、爆、毒、环境污染同时存在，应

急救援时，注意其多发性。

②易燃溶媒泄露应急处理

泄漏应急处理

Ⅰ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。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。

Ⅱ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


255

乳液刷洗，洗液稀释后放入废水系统。

Ⅲ大量泄漏：构筑围堤或挖坑收容；用泡沫覆盖，抑制蒸发。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。迅速将被易燃溶媒污染

的土壤收集起来，转移到安全地带。对污染地带沿地面加强通风，蒸发残液，排

除蒸气。迅速筑坝，切断受污染水体的流动，并用围栏等限制水面易燃易挥发溶

媒的扩散。

Ⅳ防护措施

呼吸系统防护：空气中浓度较高时，佩戴过滤式防毒面具(半面罩)。紧急事

态抢救或撤离时，建议佩戴空气呼吸器。

眼睛防护：戴化学安全防护眼镜。

身体防护：穿防毒物渗透工作服。

手防护：戴橡胶手套。

其它：工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作毕，淋浴更衣。注意个人清洁

卫生。

Ⅴ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，用洗眼器、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。

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。灭火剂：泡

沫、二氧化碳、干粉、砂土。

③大气环境污染事故抢险救援措施

Ⅰ事故单位应迅速组织查明有害气体外泄的部位和原因，组织采取切断有害

气体泄漏源，堵塞漏点，尽量减少泄漏量。必要时请示主管副总经理采取全厂临

时紧急停车措施。

Ⅱ公司领导及指挥部成员接到信息后立即赶到指挥部，迅速形成指挥中心，

发出警报，通知各专业救援抢险队迅速赶到事故现场执行应急救援的指令。

Ⅲ根据指挥部指令，有关专业处室立即向上级环保部门报告事故情况，以便

市政部门采取防污染措施。


256

Ⅳ生产处、安环处在主管副总经理领导下，要根据泄漏部位和波及到的有关

生产车间的控制能力，做出局部或全厂紧急停车的决定，紧急停车程序按各车间

紧急停车预案执行。

Ⅴ现场环境监测队到达现场后，要根据风向、风速、判断有害气体扩散速度

和波及的范围跟踪监测大气环境，及时将情况汇报指挥部，并协助指导群众撤出

危险区。

Ⅵ保卫处到达现场后，立即组织公司义务消防队、治安保卫队履行救援抢险

职责，担负事故现场治安保卫，交通指挥，危险区域警戒，抢救受伤中毒人员，

协助指挥部指导危险区域员工撤离、疏散到危险源的上风和侧风面安全区域。

Ⅶ应急救援小组组织的医疗救护队、救护车，在各部门的配合下，应立即抢

救伤员和中毒人员，重伤员立即送往医院，轻的能就地处置的就地处置，同时派

救护车跟踪到厂外波及范围内，做群众救护的应急处置，并协助治安保卫队、环

境监测队疏散危险区域的群众。

Ⅷ当事故局势难以控制或者力量不足需救援时，由总经理决定向外报警求

援。

如发现超标，特别是易燃、易爆物质有超标现象，及时报告并采取措施。如

发现立即查找原因，及时进行调节，必要时停车检查，防止爆炸。

⑶事故处理

当事故得到控制后，成立事故处理小组，做好事故善后处理工作。

a调查组：在主管副总经理领导下，成立由安环处、生产处、基建处、技改

设备处、动力计量处、保卫处等有关处室和事故单位负责人参加的事故调查小组，

严格按照“四不放过”原则查明事故原因，落实防范措施，追究事故责任，调查事

故人员伤亡、损失情况，拟定《事故调查报告》，并向上级有关部门汇报。

②抢修组：在主管副总经理指导下，成立由技改设备处、基建处、生产处、

动力计量处及事故单位负责人参加的事故抢修组，研究抢修方案，消除事故隐患，

为恢复生产做准备。

③处理组：在主管副总经理指导下，由安环处、总经办、工会、财务处和事

故单位负责人组成事故善后处理组。负责事故中受伤人员的医疗救护等善后处理

工作，接待来访工作等。事故结案工作要在主管副总经理指导下，由事故调查组

负责。


257

7.7.2.4保障措施

⑴物资供应保障，应急监测仪器设备与器材

①便携式现场测试仪器

②实验室仪器与器材

③防护器材

④通讯联络器材

⑤交通车辆

根据应急救援工作的需要，做好物资供应工作，如通讯器材、救援器材、防

护器材、药品等。义务消防队、抢险抢修队配备相应的救援设备和防护装备设施

等。医疗救护队配备必备药物、器具。

⑵制度保障

内蒙古卓正煤化工有限公司建立和完善环境安全方面管理制度几十种，《防

火、防爆管理制度》、《重大危险源安全管理制度》、《环境保护管理制度》、

《污染预防控制程序》、《应急准备与响应程序》等。公司认真做好职业健康安

全环境制度在各生产环节过程中的贯彻执行，做到严格执行工艺技术规程，完成

或达到主要工艺技术指标，对原料纯度、物料流量、反应温度、反应压力、反应

时间等工艺控制点严格把关。严格执行安全技术规程，做好开车前、开车中、和

停车后的安全检查工作，掌握设备运行中可能出现的异常现象，发生的原因及处

理方法。严格执行设备管理和检修规程，对容器与设备电器仪表安全装置经常检

查，保证灵活好用。严格执行岗位操作法，不得违背控制条件与操作程序，对生

产严肃认真，不许玩忽职守。做好职业健康安全环境制度在各生产环节过程中的

贯彻执行，安全生产和环境保护工作才有主动权。

7.7.2.5善后处置

⑴应急状态中止与恢复措施

①应急状态中止：当环境风险事故处置工作结束时，应急救援领导小组宣布

应急状态中止，现场应急救援临时指挥部予以撤销。

②恢复措施：根据突发事故恢复计划组织实施恢复工作。包括装置与设备的

检修、安装、试车、运行等。

⑵编制事故报告

事故报告的主要内容如下；


258

①事故经过和原因分析；②事故影响范围和程度，造成的损失情况；③事故

的经验和教训；④事故处罚情况。

⑶公示

事故报告需要经过评定，并将评定后事故报告以各种可行形式进行公示。

7.7.2.6培训和演练

⑴培训

公司定期进行防范意识教育及重点部位的检查与防护工作。对员工进行经常

性的突发性事故的防范教育，使员工认识到防范的重要性，并成为一种制度。定

期进行危险源部位设备的检查、测试与大修，始终保持生产设备或装置处于良好

的运行状态，对要害部位要坚持季节性、专业性、节假日的安全及污染隐患大检

查工作。认真落实好危险源部位设备的安全防护、报警装置、监测装置，配备必

要的消防器材、器具等，并设立警示标牌。

⑵演习和训练

公司制定突发性事件应急预案，定期进行防范技能训练，防患于未然。根据

公司的实际情况，在对危险源的分布情况和性质调查分析基础上，制定突发性事

件演练实施方案。并按方案的要求由各专业部门定期组织进行安全防护、防火、

急性中毒、环境污染等突发性事件的防范与救援的演习训练，提高员工的防范技

能，做到来之能战，战之能胜，一旦发生事故能有条不紊地进行抢救、抢险，尽

量缩小事故危害范围，做到预防为主，有备无患。

7.7.3风险防范措施

7.7.3.1总图布置和建筑安全防范措施

⑴总平面布置

本工程总平面布置遵循以下原则：

①力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷，节约投资。

②符合防火、防爆、安全、卫生、环保等规范、规定。

③结合风向、地形等自然条件，因地制宜进行布置，使多数建构筑物有良好

的朝向。

④在满足生产、运输需要的前提下，节约用地。

⑵建筑物的安全距离


259

建筑物的疏散通道、安全出入口都布置在醒目方便的地方，其数目除《建筑

设计防火规范》(GB50016-2006)允许可设置一个出入口的建筑物外，其余均不少

于两个，厂房内最远工作点到外部出入口或楼梯的距离满足《建筑设计防火规范》

(GB50016-2006)的要求，楼梯形式、数量、位置、宽度、疏散距离以及通向屋顶

楼梯的安全疏散设施均按规范要求设计。

7.7.3.2危险化学品贮运安全防范措施

⑴储罐区应设立围堰，以收集事故泄漏的化学品和防止化学品的蔓延，将事

故影响降低为最低。项目围堰区参照相关标准铺设防渗系数小于 1.0×10-10cm/s

的防渗层，防止一旦发生泄漏事故时对地下水造成污染。

⑵储罐区应配备手动报警按钮，火灾警铃以及手提式和推车式灭火器，消防

水栓。

⑶储罐区域设计中严格按规定要求选用防爆电器设备和仪表。

⑷一旦发生事故，应尽量收集转移泄漏的化学品，如用水喷洒稀释。被污染

的水不能排入雨水管道，应收集进入废水处理系统处理。

⑸压力容器如储罐、反应器应遵照有关规定，按时进行检测，及时维修或更

换不合乎安全要求的设备及部件，防患于未然。

本项目危险品主要为甲醇，存贮过程中的安全防范措施如下：

⑴委托有危险化学品运输资质的运输企业承运。

⑵运输车辆必须由专业生产企业定点生产，并经检测、检验合格，方可使用。

运输危险化学品的驾驶员、船员、装卸人员和押运人员必须了解所运载的危险化

学品的性质、危害特性、使用特性和发生意外时的应急措施。运输危险化学品，

必须配备必要的应急处理器材和防护用品。

⑶向承运人说明运输的危险化学品的品名、数量、危害、应急措施等情况。

⑷在公路运输途中发生被盗、丢失、流散、泄漏等情况时，立即向当地公安

部门报告，并采取一切可能的警示措施。

⑸事故应急救援

在运输过程中发生事故，单位主要负责人应当按照本单位制定的应急救援预

案，立即组织救援。

7.7.7.3工艺技术设计安全防范措施

本工程易燃、易爆、有毒危险物料的储存和输送均采用密闭系统。工艺控制


260

系统中具有越限报警系统和连锁自保系统，确保在误操作或非正常状况下，危险

物料始终处于安全控制中。

所有有易燃、易爆危险物料的场所均设置可燃气体报警器。在中央控制室设

立可燃和有毒气体报警器系统，监测可燃和有毒气体泄漏情况，异常时报警。

工艺技术设计安全防范措施如下：

⑴根据规范对承重的钢框架、支架、管架等采取可靠的耐火保护措施，以提

高钢结构的耐火极限。

⑵对于与工艺物料直接接触的设备、管道、阀门选用合适的耐腐蚀材料制作，

电机及仪表造型应考虑防腐。建构筑物设计采用耐腐蚀的建筑材料和涂料。

⑶生产装置防爆区内设计静电接地，具有火灾、爆炸危险的场所，以及静电

危害人身安全、金属用具等均应接地。高大设备和厂房设防雷装置。

⑷对高温设备、管道采取防烫保温设施，避免人体接触这些高温设施而引起

烫伤。对加高设备安装操作平台，对设备操作平台、梯子等处均设置防护栏等设

施。

⑸在工艺设计中对主要物料，装置内反应器等主要设备的温度、压力、流量

等进行遥控和监测，使工业生产在最佳状态下安全运行，—旦发生异常立即自动

报警以便及时调整。

7.7.3.4自动控制设计及电气、电讯安全防范措施

⑴自动控制

本设计设有自控系统，可对全厂各车间生产过程工艺参数(如：温度、压力、

料位、流量、重量、密度、电导率、成分、电流、电压、功率等)进行自动检测、

监控，各工艺参数有显示和记录，有关参数超过工艺要求的上下限时，发出声光

报警信号。

生产过程工艺参数自动检测与控制设计在稳妥、可靠、实用的基础上力求先

进，结合生产实际，选择能耐高温、碱腐蚀和防尘、防泄的自控设备，以减轻工

人的劳动强度并保证操作人员在安全且环境条件较好的地带作业。

⑵可燃及毒性气体探测系统

为保障企业的生产安全和人身安全，检测可能泄露的危险气体的浓度并及时

报警以预防火灾与爆炸和人生伤亡等重大事故的发生，本项目设置可燃及毒性气

体在线探测系统。可燃及毒性气体探测系统预留了与 DCS系统的接口。


261

系统包括(可燃或毒性)气体探测器、防爆接线端子箱、安全栅和气体探测终

端显示器(气体报警控制器)等。

7.7.3.5电气、电讯安全防范措施

⑴电气设备

对所有可能产生静电的设备及管道，尤其是含氨气、天然气的设备及管道，

做防静电接地，并与原有的全厂接地网相连，接地电阻＜4欧姆。区域内 18m以

上建、构筑物及金属设备均设避雷带或避雷针进行防雷保护。从变配电站至生产

车间的配电线路在进建筑物前要重复接地一次，接地电阻＜10欧姆。

⑵电讯

车间内通讯设施利用厂内总机，各生产岗位通讯电话与厂内调度室联网，确

保了生产过程中电力通讯的需求。

7.7.3.6消防及火灾报警系统

⑴消防

①工艺防火设计

装置内的设备、管道、建构筑物之间保持一定防火间距。有火灾爆炸危险场

所的建构筑物的结构形式以及选用材料符合防火防爆要求，具有可燃气体、易燃

液体的生产装置设防静电接地系统。具有火灾爆炸危险的生产装置设防静电接地

系统。具有火灾爆炸危险的生产设备和管道设计安全阀、爆破板、水封、阻火器

等防爆阻火设施。

②自控防火设计

a.紧急停车和安全联锁

本工程紧急停车和安全联锁系统的设计按照一旦装置发生故障，该系统将起

到安全保护作用的原则进行。在系统故障或电源故障情况下，该系统将使关键设

备或生产装置处于安全状态下。原则上装置的紧急停车和安全联锁系统由独立设

置的紧急停车系统(ESD)实现，装置工艺工程联锁由 DCS的逻辑功能完成。为了

方便操作和对突发事件的处理，在位于控制室的辅助操作台上设置了重要信号的

联锁报警灯屏以及联锁复位按钮和紧急停车按钮等辅助设施。

b.信号报警

所有的报警信息(过程报警、系统报警)可在 DCS操作站上实现声光报警，并

通过打印机输出。有关联锁的重要信号可同时在辅助操作台上实现声光报警。


262

在可燃或有毒气体可能泄漏和聚积的场合，设置可燃气体或有毒气体检测报

警器。各主要装置的仪表电源由保安电源(不间断供电电源)供电。

③总图防火设计

总平面布置尽量因地制宜，使装置和设施紧凑布置，少占地，节约投资；满

足防火、防爆、安全、卫生等有关规范要求，为生产创造有利条件；合理划分街

区，力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷，方便生产管理。

④建筑防火设计

a.建、构筑物的布置

建、构筑物的平面和空间布置，除应满足工艺生产、工人操作、维修、安全

等要求外，尚应综合地结合化工生产的特点，如防火、防爆、防腐蚀、防噪声、

防毒等因素合理布置。厂房布置尽可能一体化，生产装置尽可能露天或敞开与半

敞开式布置。

b.防火防爆

甲、乙类生产厂房应按规定满足泄压面积的要求，优先采用轻质墙体、轻质

屋盖泄压，其次应采用门、窗泄压。甲、乙类生产厂房钢结构承重部分(梁、柱)

均按规范要求除锈后刷防火涂料。

⑤通风设计

余热量不大及有较少有害气体产生的厂房，原则上以自然通风为主，自然通

风不能满足生产工艺要求时，则考虑机械通风，对可能突然大量放散有害气体或

爆炸危险气体的生产房间考虑事故排风。

厂房设计排风系统，通风方式为自然进风，机械排风，进风通过墙上的防雨

百叶窗进入室内，排风通过墙上的方形壁式轴流通风机排出室外。通风换气次数

10次/h。成品库通风采用屋顶无动力自然通风器，通风换气次数 5次/h。

⑥防雷、防静电

所有工艺生产装置及其管线，按工艺及管道要求作防静电接地保护，其接地

装置一般情况与电气设备工作接地和保护接地共用一个接地装置。

所有爆炸危险的场所的工艺生产装置及其建、构筑物，均属第二类防雷，考

虑防直击雷和感应雷；其他构筑物属第三类防雷，设防直击雷装置，并各设接地

体装置。这些接地体在地中与安全接地装置不能满足安全距离要求时，则将两者

相联。各工艺生产场所均设安全保护接地，其接地装置与变压器中性点接地体相


263

联，必要时再在生产场所周围加装辅助接地体。界区内所有安全接地体相联，构

成界区接地网。

7.7.3.7建立健全的安全环境管理制度

⑴公司应建立健全的健康/安全/环境管理制度。并严格予以执行。

⑵严格执行我国有关的劳动安全、环境保护、工业卫生的规范和标准，最大

限度地清除事故隐患，一旦发生事故应采取有效措施，降低因事故引起的损失和

对环境的污染。

⑶加强工厂、车间的安全环保管理，对全厂职工进行安全环保的教育和培训，

实行上岗证制度。

7.7.3.8运输过程风险防范

运输过程风险防范包括交通事故预防、运输过程设备故障性泄漏防范以及事

故发生后的应急处理等，本项目运输以汽车和铁路为主。

运输过程风险防范应从包装着手，有关包装的具体要求可以参照《危险货物

分类和品名编号》(GB6944-86)、《危险货物包装标志》(GB190-90)、《危险货

物运输包装通用技术条件》(GB12463-90)等一系列规章制度进行，包装应严格按

照有关危险品特性及相关强度等级进行，并采用堆码试验、跌落试验、气密试验

和气压试验等检验标准进行定期检验，运输包装件严格按规定印制提醒符号，标

明危险品类别、名称及尺寸、颜色。

运输装卸过程也要严格按照国家有关规定执行，包括《汽车危险货物运输规

则》(JT3130-88)、《汽车危险货物运输、装卸作业规程》(JT3145-91)、《机动车

运行安全技术条件》(GB7258-87)、《危险货物运输规则》(铁运【1987】802号)

等，必须配备相应的消防器材，有经过消防安全培训合格的驾驶员、押运员，并

提倡今后开展第三方现代物流运输方式。每次运输前应准确告诉司机和押运人员

有关运输物质的性质和事故应急处理方法，确保在事故发生情况下仍能事故应

急，减缓影响。

7.7.3.9事故废水三级防控措施

⑴事故废水三级防控措施

按照中国石油天然气集团公司企业标准《事故状态下水体污染的预防与控制

技术要求》（Q/SY1190-2009）要求，本项目设置环境风险事故水污染防控三级

防控系统，防止环境风险事故造成水污染。


264

第一级防控系统由装置区围堰、罐区围堤和区内污水收集池组成，收集一般

事故泄漏的物料，防止轻微事故泄漏造成的水环境污染；装置区围堰高度不小于

15cm，宽度不超过 150mm围堰和导流设施，并设置清污、雨污切换系统；在罐

区界区设置围堰，围堰内设置混凝土地坪并作防腐防渗处理，围堰外设置切换阀

门。一级防控措施构筑生产过程中环境安全第一层防控网，在轻微事故时利用围

堤控制泄漏物料的转移，防止泄漏物料及事故废水外排造成污染。罐区围堤高度

固定顶罐不应小于罐组内 1个最大储罐的容积。

第二级防控系统由装置区、罐区雨水收集池组成，将较大生产事故泄漏于装

置区围堤、罐区围堤外的物料或水通过雨水收集池收集，回收物料后送本项目污

水处理站处理后统一送至园区污水处理厂处理，防止较大生产事故泄漏物料和污

染消防水造成的环境污染；事故后清洗雨水收集池，清洗水同样送本项目污水处

理站处理。

第三级防控系统为污水处理前的污水收集与储存池。作为事故状态下的储存

与调控手段，防止重大事故泄漏物料和污染消防水造成的环境污染。

发生重大的火灾、爆炸事故时，消防水及其携带的物料通过第一级、第二级

防控系统进入第三级防控系统，之后限流送本项目污水处理站处理。

事故处理完毕后，重点清洗污水收集与储存池，清洗水送本项目污水处理站

处理，污水收集与储存池核算如下：

项目发生风险事故时，按中石化《水体污染防控紧急措施设计导则》规定的

公式，计算本项目污水收集与储存池总有效容积。

V 总=（V1+V2-V3）max+V4+V5

V1—收集系统范围内发生事故的一个罐组或一套装置的物料量，储存相同物

料的罐组按一个最大储罐计，装置物料量按存留最大物料量的一台反应器或中间

储罐计；

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；

①V1：


265

按照本项目储罐 20000m3进行考虑，当储罐发生罐体破裂，物料流入防火堤

内，以罐的充满度为 85%计算，则有 17000m3物料会进入污水收集与储存池。

②V2：

本项目发生环境风险事故工艺装置或储罐的消防水量参照《石油化工企业设

计防火规范》（GB50160-2018）中的消防用水量，本项目厂区消防用水量参照

工艺装置消防用水量，按 500L/s 计，消防用水量为 7600m3，因此 V2取值为

7600m3。

③V3：

V3发生事故时可以转输到其他储存或处理设施的物料量，本项目发生事故

时可以在围堰内贮存，围堰内设计面积为 15000m2，围堰高 1.4m，V3取值为

21000m3。

④V4：

V4发生事故时仍必须进入该收集系统的生产废水量，本项目生活污水及生产

废水排至厂区污水处理站废水量为127.52m3/h，以延时3h计，本项目发生事故时

仍必须进入该收集系统的生产废水量为382.56m3，V4取值为382.56m3。

⑤V5：

发生事故时可能进入该收集系统的降雨量。

V5=10qF

q—降雨强度，mm；按平均日降雨量；

q=qa/n

qa—年平均降雨量，mm；（年平均降雨量取值 360mm）

n—年平均降雨日数；（年平均降雨日数取值 45天）

F—必须进入事故废水收集系统的雨水汇水面积，ha；

根据上述发生事故时可能进入该收集系统的降雨量计算公式得V5=528.9m3，

V5取 528.9m3。

V 总=（V1+ V2- V3）max + V4+ V5

=（17000+7600-21000）+382.56+528.9=4511.46m3

本项目新建一座 10000m3事故水池，收集本项目事故状态下的废水，使得事

故状态下本项目的废水全部进入厂区事故池暂存，待故障排除后，送污水处理系

统重新处理废水。


266

⑵控制和处理

对事故水的控制和处理要作到以下几点：

①定期检查储运系统的工作性能，污水收集与储存池中的废水要及时清理，

经常检查污水收集与储存池的使用安全性和可靠性，必须设置专人负责。

②污水收集与储存池的水质与正常的生产废水水质会有一定的差别，事故水

需及时进行检测。

防止事故水进入外环境的控制、封堵系统见图 7.7-1。

⑵控制和处理

对事故水的控制和处理要作到以下几点：

①定期检查储运系统的工作性能，污水收集与储存池中的废水要及时清理，

经常检查污水收集与储存池的使用安全性和可靠性，发须设置专人负责。

②污水收集与储存池的水质与正常的生产废水水质会有一定的差别，事故水

要及时进行检测。

事故状态下本工程废水保证不外排，因此事故工况下废水不会对地表水产生影

响。

⑶园区事故水防控措施

本项目设有罐区围堤、装置区围堰、初期雨水收集池、事故水池，通过厂内

“三级”防控体系和水调配控制，尽量将事故水控制在厂区内，避免出界区。只有

当非正常工况下，事故水进入清净雨水管网，且厂内雨水监控池出厂阀门故障未

关闭，雨水监控池进入事故水池阀门故障未开启，一系列事故同时发生，事故污

染水才有可能出界区。万一项目事故水事故流出厂界进入园区雨水管网时，则通

过园区应急预案紧急切断园区雨水管网至园区雨水监控池的阀门，使项目的事故

废水直接导入园区的事故水池贮存，企业通过槽车将园区事故水池内暂存的本项

目事故水运回至厂区污水处理厂进行处理。对于在园区雨水监控池切断阀门切断

前可能随雨水进入雨水监控池的事故污水，则被滞留在雨水监控池内。事故后通

过监测根据水量和水质，确定事故池内水的处理方案和去向。事故水可经雨水管

网进入园区事故水池，也可直接用泵经槽车运输至指定的处理设施。

根据本项目的企业级应急预案“如遇火灾，灭火过程中产生的废水，或污水

处理系统出现故障时产生的废水，废水排放量较大，此时将废水排放到厂区事故

水池，事故水池容纳不下的时候，根据事故情况，向当地环保局申请将外排废水


267

排入园区污水处理厂，由园区统一处理”。

7.7.4环境风险评价结论与建议

7.7.4.1环境风险评价结论

项目的建设不可避免会存在一定的环境风险。对此，建设单位必须高度重视，

做到风险防范警钟常鸣，环境安全管理常抓不懈；严格落实各项风险防范措施，

不断完善风险管理体系。只有这样，才能有效降低风险事故发生概率、消除重大

事故发生隐患。

本项目生产装置存在着火灾、爆炸、泄漏等危险、有害因素。根据对各装置

和设备的危险性分析，本项目的潜在风险事故是物质泄漏引起的火灾、爆炸和以

及有毒有害物泄漏。加强安全管理是防范重大事故的有效途径，建立有效的应急

预案可降低重大事故的损失。企业应在设计、建设和今后的操作运行中，认真落

实各项有效的安全措施，加强安全管理，保障安全生产。

综上分析，只要企业能够认真执行本报告书中关于风险管理方面的内容，并

充分落实、加强管理，杜绝违章操作，完善各类安全设备、设施，建立相应的风

险管理制度和应急救援预案，严格执行遵守风险管理制度和操作规程，就能够保

证环境风险管理措施有效、可靠，降低本项目的风险值，使本项目的环境风险达

到可接受的水平。项目从环境风险角度分析，项目建设是可以接受的。

7.7.4.2建议

建议在初步设计阶段根据生态环境部有关环境风险防范的要求，落实各项安

全、环境保护措施，完善企业的管理制度。

建议工业园区考虑建立应急救援机构，以满足该区域企业的发展需求。企业

应充分利用区域安全、环境保护等资源，尽早编制具有针对性和可操作性的环境

风险应急预案。

从本项目现阶段设计上所采取的安全措施来看，该项目应具有事故预防措

施。业主应按国家安全生产监督管理总局 40号令《危险化学品重大危险源监督

管理暂行规定》要求，开展安全评价和风险评估，根据安全评价的要求，进一步

完善本项目的风险事故的预防措施。


268

8环境影响经济损益分析

环境经济损益分析主要是评价建设项目实施后，对环境造成的损失费用和采

取各种环保治理措施所能收到的环保效果及其带来的经济和社会效益，衡量建设

项目的环保投资在经济上的合理水平。

一个项目的开发建设，除对国民经济的发展起着促进作用外，同时也在一定

程度上影响着项目拟建地区环境的变化。社会影响、经济影响、环境影响是一个

系统的三要素，最终以提高人类的生活质量为目的。它们之间既是互相促进，又

互相制约，必须通过全面规划、综合平衡、正确地把全局利益和局部利益、长远

利益和近期利益结合起来，对环境保护和经济发展进行协调，实现社会效益、经

济效益、环境效益的三统一。通过对拟建项目的经济、社会和环境效益分析，为

项目决策者更好地考虑环境、经济和社会效益的统一提供依据。

8.1环保投资的环境效益分析

本项目总投资494632.06万元，其中环保投资28110.00万元，占投资的5.68%。

工程环保投资汇总见表8.1-1。

表8.1-1 环保设施投资分项表

序号类别污染治理措施名称投资估算（万元）1

废气

锅炉烟气除尘脱硫脱硝一体化系统 6100.002 硫磺回收装置 3000.003 焚烧炉及造粒装置（包括包装仓库） 1500.00

4 煤贮斗、灰库、渣仓、石灰石料仓、生石灰料仓含尘废气处理

250.00

5 污水处理站废气处理 80.006

废水

中水回用水处理站 1100.007 污水处理站 800.008 浓盐水处理站 7500.009 排水管网设施 470.0010 事故水池及消防水池 130.0011 罐区围堰 200.0012 厂区防渗 5300.0013

固废厂内临时灰、渣仓及一般固废暂存 100.00

14 厂内危险废物贮存 200.0015 噪声各种消声罩、消声器、减振垫等 500.0016 施工期各类措施 200.0017

监测锅炉排烟在线自动监测仪 350.0018 污水处理站 COD在线自动监测仪

19 风险各类环境风险防范工程措施 330.00合计 28110.00

总投资 494632.06环保投资所占比例 % 5.68

工程的环保措施估算投资为28110.00万元，以保证环保设施的落实和投用，


269

这些环保设施的建成和正常运行，将带来较大的环境效益。

工程环保措施和污染治理方案通过充分有效的实施可以使污染物的排放总

量在生产过程中得到有效控制。

工程均选用先进、成熟、可靠、具有节能和环保效果的技术，使各种污染物

在排放前得以尽可能大的削减，大大降低其对周围环境的影响；减轻对本地区大

气、水及生态平衡的破坏；减少各种资源的损失，控制其对本地区工农业造成的

损失和对人体健康的损失。

由此可见，工程的建设环境效益显著。

8.2经济及社会效益

8.2.1社会效益分析

能源问题已经受到世界各国的普遍关注，而我国“煤多油少”的能源结构，一

直以来是制约我国经济发展的一个难题，目前石油对外依存度高达58%，不但增

加了我国的外汇输出，而且在国际原油价格持续走高的形势下，石化产品的生存

空间越发变得狭小，随着国民经济的不断发展，原油依赖进口的这一状况仍将加

剧。寻求新的可以替代石油或者减少石油在工业生产的依赖，是缓解我国石油的

供需平衡的重要手段。

鉴于我国具有丰富的煤炭资源，所以以煤炭为基础的煤基新能源开发和利用

具有十分广阔的前景。煤制醋酸项目的建设，对发挥丰富的煤炭资源优势，补充

国内油、气资源不足,满足对化工产品的需求，保障能源安全，促进经济的可持

续发展，具有现实和长远的意义。对于缓解我国石油供求矛盾，促进钢铁、化工、

轻工和农业的发展，将会发挥重要作用。

本次工程是较大规模的醋酸生产项目，该工程的建成投产，必将在以下几个

方面产生社会效益：

（1）提高企业市场竞争力，促进企业整体良性循环

随着本工程建成投产，每年可以生产出100×104t醋酸投放市场，提高了企业

产品的市场竞争力。在市场竞争中为企业增强了活力，并带来了新的经济增长点。

（2）促进社会经济发展

由经济现金流量可以看出，工程经济效益良好，税后内部收益率达到14.99%，

不仅促进本地区相关企业发展，为社会经济发展做出贡献。


270

（3）安排了社会闲散劳动力，为社会安定做出了贡献

近年来，由于经济不景气，社会闲散人员较多，这一方面给国家造成了沉重

负担，另一方面也不利于社会安定。随着该工程的建成投产，提供了更多工作岗

位安排社区居民就业，同时也会增加一些间接就业机会，在一定程度上减轻了国

家负担，维护了社会安定。

综上分析，本次工程社会效益十分突出。

8.2.2经济效益分析

本工程总投资494632.06×104元，项目财务内部收益率（所得税前）为19.95%，

财务净现值（所得税前）为373074×104元，投资内部收益率（所得税后）为25.27%，

财务净现值（所得税后）为194303×104元，投资利润率为19.31%，投资回收期（税

后）7.99年（含建设期）。

从上述指标可见，工程具有一定的盈利能力和抗风险能力。

8.3环境经济效益综合评述

（1）本项目建成后，不仅增加了地方的财政收入，而且还能为企业积累大

量资金，经济效益较好。

（2）拟建工程完成后，增强了企业的生存竞争能力，促进了当地的经济发

展并改善了区域的环境状况，增加了当地居民的经济收入，提高了公众的生活质

量，维持了社会稳定，社会效益较好。

（3）本项目既做到了污染物达标排放，又创造了一定的经济效益，由此可

见，本项目也有较好的环境效益。

（4）本项目在严格落实可研和环评提出的各项污染防治措施后，能够保证

达标排放，有利于整个评价区环境质量的改善，具有环境效益。

通过对本项目在经济效益、环境效益和社会效益三方面的分析，可以看出，

本项目的建设能够达到三效益的和谐统一发展，项目是可行的。


271

9环境管理及监测制度

9.1环境管理机构和职责

9.1.1环境管理机构

依托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）环境保护管

理部门，负责全厂的环境保护管理工作。

环保管理机构和专职环保管理人员的主要职责及工作为：

⑴贯彻执行国家和自治区的环境保护方针、政策、法律、法规和有关环境标

准的实施；

⑵制定各部门的环境保护管理制度，并监督和检查执行情况；

⑶制订并组织实施全厂的环境保护规划和年度计划以及科研与监测计划。负

责联络各级环境保护主管部门和环境监测部门；

⑷监督并定期检查各车间环保设施的管理和运行情况，发现问题及时会同有

关部门解决，保证全厂环保设施处于完好状态；

⑸负责组织环保设施的日常监测工作，整理监测数据，负责环保技术资料的

日常管理和归档工作。存档并上报环境保护主管部门；

⑹预防和处理突发性环保事故；

⑺推广应用环保先进技术与经验，组织和推广实施清洁生产工作；

⑻组织全厂环保工作人员和环保岗位工人的日常业务技术学习、专业进修和

业务技术培训；

⑼组织全厂的环保评比考核，严格执行环保奖惩制度。

作为各车间的兼职环保人员，要负责管理好本车间的环保设施，发现问题及

时向上一级环保管理人员汇报；同时要注意新出现的环保问题，协助上级环境管

理人员落实相应措施。

9.1.2环保机构、管理人员职责

(1)督促项目环保治理措施、管理措施的实施。

(2)监督检查本厂各个环保设施的运行，并提出改善环境的建议和对策。

(3)负责本厂职工的环保教育工作，以提高全厂职工的环保意识。

(4)定期向当地和公司环保部门汇报本厂的环保工作情况。


272

9.2建设期的环境管理

施工期严格按照《城镇环境卫生设施设置标准》以及《城市生活垃圾处理及

污染防治技术政策》要求监督施工。

9.3运行期的环境管理

(1)项目转入运行期，应由环保部门、建设单位共同参与验收，检查环保设

施是否按“三同时”进行。

(2)制定环境监测计划，督促检查内部环境监测机构或委托当地环境监测机

构对各污染源、污染治理设施进行监测；配合当地环境监测机构按有关规定实施

的环境监督监测工作。

(3)配合当地环境监测机构实施环境监测计划。

(4)加强厂区的绿化管理，保证厂区绿化面积达到设计提出的绿化指标。

9.4环境监测

建设项目排放的各类污染物、环境噪声、除尘器效率的测试方法；各类样品

的采集、保存、处理的技术规范；监测数据的处理，监测结果的表示及监测仪器

仪表精度要求等，按执行国家标准、部颁标准和有关规定执行。

9.4.1监测时段

项目施工期和运行期。

9.4.2监测对象

监测对象为大气、废水、噪声、固废、地下水。

9.4.3监测项目、范围、时间和频率

(1)施工期

①施工现场清理

监测项目：施工结束后，施工现场的弃土、石、渣等垃圾和环境恢复情况。

监测频率：施工结束后 1次。

监测点：各施工区。

②施工扬尘

监测项目：TSP。

监测频率：2次/年。

监测地点：施工场地共 2个点。


273

③施工噪声：

监测项目：环境噪声等效声级。

监测频率：2次/年。每次 1天，每天上下午各一次。


④地下水

监测项目：pH、总硬度、溶解性总固体、氟化物、硫酸盐、六价铬、砷、

铁、氰化物、铜、锌、细菌总数、总大肠菌群。

监测频率：2次/年，每次 3天。


⑵运行期

为了掌握工程建成后各项污染物的排放情况，以利于采取有针对性的措施对

污染进行治理，本工程建成后应进行相应的环境监测，营运期的环境影响因素主

要为烟（粉）尘、SO2、NOx、甲醇、非甲烷总烃、生产废水、生活污水、设备

噪声、固体废物等。

工程排放的各类污染物、环境噪声、除尘器效率的测试方法；各类样品的采

集、保存、处理的技术规范；污染物的监测采样及分析方法、监测数据的处理，

监测仪器仪表的精度要求等，按执行国家标准、部颁标准和有关规定执行。

本工程监测内容、监测点位、监测因子、频率和监测分析方法建议见表9.4-1。


274

表9.4-1 本项目自行监测计划表

项目监测要素监测点位监测指标监测频次执行标准

污染源监测计划

废气

有组织废气监测

煤贮斗排放气粉尘每季一次《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）二级标准

灰水处理-低压闪蒸不凝气 NH3 H2S 每季一次《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）灰水处理-真空闪蒸不凝气 NH3 H2S 每季一次《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）

硫磺包装废气粉尘每季一次《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）二级标准

蒸汽过热炉烟气烟尘、NOX 在线监测

《石油化学工业污染物排放标准》

（GB31571-2015）中表 4大气污染物排

放限值

锅炉烟气烟尘、NOX、SO2、甲醇在线监测

甲醇执行《石油化学工业污染物排放标

准》（GB31571-2015）表 6废气中有机

特征污染物及排放限值

灰库除尘尾气粉尘每季一次《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）二级标准

渣仓除尘尾气粉尘每季一次《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）二级标准

石灰石料仓除尘尾气粉尘每季一次《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）二级标准

生石灰料仓除尘尾气粉尘每季一次《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）二级标准

污水处理站废气 NH3 H2S 每季一次《恶臭污染物综合排放标准》

（GB14554-93）

无组织废气监测

厂界四周粉尘、NH3、H2S、NOX、SO2、甲醇、非甲烷总烃

每季一次

厂界非甲烷总烃参照执行《石油化学工

业污染物排放标准》（GB31571-2015）表 7厂界浓度限值，其它监控污染物执

行《大气综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放监控浓度限值

废水污水处理站COD、BOD5、NH3-N、SS、硫化物、CN-、无机盐、

CH3OH、石油类在线监测污水处理站设计出水指标


275

中水回用水处理装置COD、无机盐、BOD5、氨氮、SS、硫化物、无机

盐每年两次

《循环冷却水用再生水水质标准》

（HG-T3923-2007）中再生水水质指标

浓盐水处理站 COD、无机盐每年两次《循环冷却水用再生水水质标准》

（HG-T3923-2007）中再生水水质指标

噪声厂界各方向边界设 1点连续等效 A声级

每年监测 4次，每次连续监测 3天，每天按昼夜分 2次监测

《工业企业厂界环境噪声排放标准》

（GB12348-2008）3类标准

环境质量监测计划

大气项目厂界外侧布置一个 H2S、甲醇、非甲烷总烃每年一次《环境空气质量标准》（GB3095-2012）

及其修改单二级标准

土壤厂址主导风向下风向及地下水

下游各布置一个砷、镉、铬（六价）、铜

铅、汞、镍等每 3年一次

《土壤环境质量—建设用地土壤污染

风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地标准

地下水

DXS03毛乌素牧

民水井（已有）N:38*06'14.48''E:108*58'08.96''

pH、氨氮、硝酸盐、亚硝

酸盐、挥发酚、氰化物、

砷、汞、六价铬、总硬度、

铅、镉、铁、锰、溶解性

总固体、耗氧量、硫酸盐、

氯化物、氟化物、钾、钠、

钙、镁、碳酸氢根、碳酸

根、CODcr、硫化物、

BOD、醋酸、甲醇、石油

类

一年一次

《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准

DXS01项目厂址

（已有）

N：38*05'42.03''E：109*00'27.07''

pH、CODcr、硫化物、

BOD、醋酸、甲醇、氯化

物、氰化物、氨氮、溶解

性总固体、石油类

每两个月一次

DXS04加油站自

备井（已有）N:38*05'53.36''E:109*00'52.69''

1#甲醇产品罐区南

侧（新建）X=19325217Y= 4220413

2#污水处理厂南侧

（新建）X= 19325399Y= 4220213


276

9.5监测制度及管理

9.5.1规章制度

依托内蒙古卓正煤化有限公司煤制甲醇项目（一期 60万吨/年）环境监测站。

环境监测站应建立健全各种规章制度，并认真执行：

(1)监测人员持证上岗，对所提供的各种环境监测数据负责。

(2)监测人员对环境监测数据、资料应严格执行保密制度；任何监测资料、

监测报告在向外提供或公开发表之前，必须征得有关保密委员会同意并履行审批

手续。

(3)监测人员对导致环境污染或破坏环境质量的行为有权进行现场监测和监

督，并有权向厂长或上级有关部门直接反映情况，提出处理意见。

(4)监测人员应熟悉项目生产工艺，不断提高业务素质，接受上级考核。

9.5.2资料建档

环境监测站应逐步建立健全各种技术档案及系统图表,主要内容：

(1)当地气象资料。

(2)污染防治设施设计及技术改进资料。

(3)污染调查等技术档案、环境监测及评价资料、污染指标考核资料。

(4)奖惩仪器设备使用说明书及校验证书。

(5)本厂污染事故记实材料。

(6)“三废”排放系统图。

(7)“三废”排放采样监测点及噪声监测布置图。

(8)本厂污染物排放情况动态图表。

9.5.3监测数据

环境监测站应按规定的报表格式定期向上级监测站填报报表。

9.6培训计划

⑴对所有职工进行环保法律、法规教育，提高其环境保护意识；

⑵对有关专职人员进行环境保护设施的正确操作、安全运行及维护检修等方

面的培训，包括环保设施性能、作用，运行的标准化作业程序、维修方法，设备

安全、作业人员健康保护，环境保护一般常识等；

⑶环保管理专职人员应具备环保法律、法规，清洁生产审计的方法，环境监


277

测方法，数据整理、汇集、编报监测分析，以及环境工程等方面的专业知识；

⑷公司领导应了解环境保护法律、法规；环境保护与经济可持续发展战略的

意义及内容；清洁生产的意义和作用等方面的专业知识。

9.7污染物排放管理

9.7.1污染物排放清单

本项目排放的污染物种类、排放浓度和总量、拟采取的环境保护措施、排污

口信息、执行的环境标准等见表 9.7-1。

9.7.2排污口管理原则

排污口是企业污染物进入环境、污染环境的通道，强化排污口的管理是实施

污染物总量控制的基础工作之一，也是区域环境管理逐步实现污染物排放科学

化、定量化的重要手段。

排污口具体管理原则如下：

⑴如实向环保管理部门申报排污口数量、位置及所排放的主要污染物的种

类、数量、排放去向等情况。列入总量控制的污染物排污口以及行业特征污染物

排放口列为管理重点。

⑵废气排气筒应设置便于采样、监测的采样孔和采样平台，设置应符合《污

染源监测技术规范》。

⑶工程固废堆存时，特别是危险废物应设置专用堆放场地，并有防扬散、防

流失、防渗漏措施。

⑷污口应便于采样与计量监测，便于日常现场监督检查；

⑸按照排污口规范管理及排放口环境保护图形标志管理有关规定，在排污口

附近设置环境保护图形标志牌，根据《环境保护图形标志》实施细则，填写本工

程的主要污染物；标志牌必须保持清晰、完整，发现形象损坏、颜色污染或有变

化、退色等不符合图形标志标准的情况，应及时修复或更换，检查时间至少每年

一次。排放口图形标志详见图9.7-1。

⑹环境保护图形标志牌设置位置应距污染物排放口及固体废物堆放场或采

样点较近且醒目处，设置高度一般为标志牌上缘距离地面约2m。

9.7.3排污口建档管理

⑴本工程排污口使用国家环保局统一印制的《中华人民共和国规范化排污口


278

标志登记证》，并按要求填写有关内容；

⑵根据排污口管理内容要求，本工程建成投产后，应将主要污染物种类、数

量、排放去向，立标情况及设施运行情况记录于档案。

9.8竣工环保验收

9.8.1验收内容

竣工验收以现场调查与监测相结合的方式对工程“三同时”建设情况进行验

收，环境保护验收的主要内容包括以下几个方面：

⑴通过现场调查项目“三同时”建设情况，主要环保设施的建设与环评批复文

件的符合性检查及验收；

⑵环保设施建设及运行情况，包括：废气、废水、噪声污染防治设施的建设

及运行情况及运行处理效果，生态保护措施的落实情况；防止固废废物污染环境

的措施；厂区绿化等；

⑶主要节能措施及清洁生产措施；环保投资及环境管理机构的设置情况。

9.8.2环保设施验收

⑴验收范围

与项目有关的各项环保设施，包括为防治污染和保护环境所建成或配套建成

的治理工程、设备、装置和监测手段，以及各项生态保护设施等；

环境影响报告书及其批复文件和有关设计文件规定应采取环保措施。

⑵验收清单

项目建成投产后，正常生产工况达到设计规模 80%以上时，应按照《建设项

目竣工环境保护验收管理办法》的有关规定，向自治区环境保护行政主管部门申

请环境保护竣工验收。

本项目环境保护竣工验收一览表见表 9.8-1。


279

表 9.8-1 本项目环境保护竣工验收一览表

序

号环保项目处理技术方案主要环保设施控制指标

一大气污染防治

1 正常工况

G11

煤制

气装

置

煤气

化

煤贮斗排放气布袋除尘器除尘后由排气筒达标排放，

除尘效率 99.5%。

布袋除尘器 2套，仓顶排

气筒 2根，高 40m。

《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）二级标准

G12 灰水处理-闪蒸酸性气至变换装置汽提塔 / /

G13灰水处理-低压闪蒸不

凝气高空排放排气筒 1根，高 30m。

《恶臭污染物排放标准》

（GB14554-93）

G14灰水处理-真空闪蒸不

凝气高空排放排气筒 1根，高 30m。

《恶臭污染物排放标准》

（GB14554-93）G15 变换汽提塔酸性气送硫回收装置 / /

G16低温

甲醇

洗

水洗塔尾气送锅炉烟囱高空排放 /

H2S执行《恶臭污染物综合排

放标准》（GB14554-93）；甲

醇执行《石油化学工业污染物

排放标准》（GB31571-2015）表 6废气中有机特征污染物及

排放限值

G17 热再生塔酸性气送硫回收装置 / /

G18硫回

收

焚烧炉尾气送锅炉烟气脱硫系统处理后经锅炉烟囱

排放/

《石油炼制工业污染物排放标

准》（GB31570-2015）表 3酸性气回收装置大气污染物排放

限值

G19 硫磺包装废气布袋除尘器除尘后由排气筒达标排放，

除尘效率 99.5%。




（GB16297-1996）二级标准

G21甲醇装置

甲醇合成

蒸汽过热炉烟气高空排放排气筒 1根，高 40m。《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015）中表 4

大气污染物排放限值


280

G22 闪蒸槽闪蒸气送本项目燃料气管网作为燃料气 / /

G23氢回收装置的非渗透

气送项目燃料气管网作为燃料气 / /

G24甲醇精馏

吸收回收塔塔顶尾气送项目燃料气管网作为燃料气 / /

G31醋酸

装置

尾气

吸收

吸收工序高压吸收塔

排放气送火炬系统 / /

G32吸收工序低压吸收塔

排放气送火炬系统 / /

G51

公用工程及

辅助设施

锅炉

烟气

LJD-FGD新型烟气循环流化床干法脱硫

除尘一体化工艺+选择性非催化还原

（SNCR）+催化氧化吸收（COA）脱硝

经锅炉烟囱排放

LJD-FGD新型烟气循环

流化床干法脱硫除尘一

体化 2套+选择性非催化

还原（SNCR）+催化氧化

吸收（COA）脱硝设施 2套。烟气连续监测装置

（CEMS）一套。

《全面实施燃煤电厂超低排放

和节能改造方案》中提出的燃

煤锅炉超低排放标准（即在基

准氧含量 6%条件下，烟尘、二

氧化硫、氮氧化物排放浓度分

别不高于 10、35、50mg/m3）；

汞执行《火电厂大气污染物排

放标准》（GB13223-2011）表

1燃煤锅炉大气污染物排放限

值（0.03mg/m3）

G52 灰库除尘尾气布袋除尘器除尘后由排气筒达标排放，

除尘效率 99.5%。




（GB16297-1996）二级标准

G53 渣仓除尘尾气布袋除尘器除尘后由排气筒达标排放，

除尘效率 99.5%。




（GB16297-1996）二级标准

G54 石灰石料仓除尘尾气布袋除尘器除尘后由排气筒达标排放，

除尘效率 99.5%。




（GB16297-1996）二级标准

G55 生石灰料仓除尘尾气布袋除尘器除尘后由排气筒达标排放，

除尘效率 99.5%。




（GB16297-1996）二级标准


281

G56 污水处理站废气采用生物除臭法处理后达标排放生物除臭设施一套，排气

筒 1根，高 15m.《恶臭污染物综合排放标准》

（GB14554-93）2 非正常工况废气送火炬系统燃烧，配备自动点火等设施火炬系统 3套 /二废水处理措施

1 污水处理站采用“SBR 法”生化工艺。出水去回

用水处理站。

SBR污水处理系统，处理

能力 150m3/d。达到污水处理站设计出水

指标后送回用水处理站

2 回用水处理站

采用“加药预处理+超滤+3 级反渗

透”工艺，处理污水处理站出水与其他清

净下水。处理后中水回用，产生的浓盐

水排入浓盐水处理站。

“加药预处理+超滤+3级反渗透”回用水处理系统，

处理能力 500m3/d。

《循环冷却水用再生水水

质标准》（HG-T3923-2007）中再生水水质指标

3 浓盐水处理站

采用“EP 纯化+蒸发结晶（四效蒸发

结晶+闪发结晶）”工艺，处理回用水站

产生浓盐水。回收冷凝液回用，蒸发出

的结晶盐先按照危险废物管理，和杂盐

一起送有资质单位处置，待相关标准出

台后，结晶盐可作为副产品外售。

“EP纯化+蒸发结晶（四效

蒸发结晶+闪发结晶）”处理系统，处理能力

150m3/d。

《循环冷却水用再生水水

质标准》（HG-T3923-2007）中再生水水质指标

4 事故水池厂内设事故水池，收集事故废水和

消防废水，再陆续送污水处理站处理10000m3事故水池一座

5 废水在线监测监测项目：流量、pH、CODcr、BOD5、

SS、氨氮等废水在线监测设备一套

三固废处置措施

S11

煤制

气装

置

煤气

化

煤贮斗除尘器收集

粉尘送锅炉作为燃料回用回收利用不得随意倾倒

S12气化粗渣

（湿基）

厂内不设置暂存场，由捞渣机将湿粗渣

沥水后装车外运至园区灰渣场贮存并自

然风干，后期综合利用。

依托园区渣场不得随意倾倒

S13过滤机细渣

（湿基）

厂内不设置暂存场，细渣装车外运至园

区灰渣场贮存并自然风干，后期综合利

用。

依托园区渣场不得随意倾倒


282

S14变换

废催化剂桶装暂存在厂内的 1个 400m2危废暂存

库内，定期送生产厂家回收。厂家回收

《危险废物贮存污染控制标

准》（GB18597-2001）及其修

改单

S15 废保护剂袋装暂存在厂内的 1个 400m2危废暂存


S16

硫回

收

第一克劳斯反应器

废氧化铝催化剂

袋装暂存在厂内的 1个 400m2危废暂存


S17第二克劳斯反应器

废氧化钛催化剂



S18加氢反应器

废催化剂



S19氧化反应器废催化

剂



S110CO深冷

分离

分子筛吸附器废吸

附剂

袋装暂存在厂内的 1个 100m2一般固废

暂存库内，定期送生产厂家回收。厂家回收

S21甲醇装置

甲醇合成

甲醇合成废催化剂袋装暂存在厂内的 1个 400m2危废暂存


S22甲醇精馏

杂醇油暂存在厂内 1个 500m3杂醇油储罐内，

定期送有资质的单位处置。送有资质单位处置

S31醋酸装置

醋酸精馏

废酸暂存在厂内 1个 1000m3废酸储罐内，定

期送有资质的单位处置。送有资质单位处置

S41空分装置

废分子筛袋装暂存在厂内的 1个 100m2一般固废


《一般工业固体废物贮存、处

置场污染控制标准》

（GB18599-2001）及其修改单

S42 废铝胶袋装暂存在厂内的 1个 100m2一般固废


S51公用工程及辅

助设施

锅炉渣暂存于厂内 2座 750m3渣仓内，定期由

汽车送园区灰渣场暂存，后期综合利用。依托园区渣场

锅炉灰暂存于厂内 2座 850m3灰库内，定期由

汽车送园区灰渣场暂存，后期综合利用。依托园区渣场

S52污水处理站

生化污泥定期送有资质的单位处置。送有资质单位处置


283

S53中水处理系统废超

滤及反渗透膜

袋装暂存在厂内的 1个 100m2一般固废


《一般工业固体废物贮存、处

置场污染控制标准》

（GB18599-2001）及其修改单

S54高含盐水蒸发及结

晶处理结晶盐

袋装单独暂存在厂内的 1个 300m2结晶

盐暂存库内，定期送有资质的单位处理。厂家回收

《危险废物贮存污染控制标

准》（GB18597-2001）及其修

改单

S55高含盐水蒸发及结

晶处理杂盐

袋装单独暂存在厂内的 1个 300m2结晶

盐暂存库内，定期送有资质的单位处理。送有资质单位处置

S56机械密封、机电维修

废油

桶装暂存在厂内的 1个 400m2危废暂存

库内，定期送有资质的单位处理。送有资质单位处置

四噪声治理主要机械设备（噪声

比较大的设备）消声器、隔声操作室、减噪、隔声墙等

《工业企业厂界环境噪声排放

标准》（GB12348-2008）3类标准

五地下水

污染防治

《石油化工工程防渗技术规

范》（GB/T50934-2013）、《环

境影响评价技术导则地下水

环境》（HJ 610-2016）以上各项环保措施投资合计 28110.00万元

环保投资占总投资比例 5.68%


284

10 环境影响评价结论

10.1结论

10.1.1产业政策的符合性

本项目不属于《产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修订）》（国

家发展和改革委员会 21号令，2013年 2月 16日）中的限制类和淘汰类，属允

许类建设项目。


2019-150626-26-03-005437）。


10.1.2环境质量现状

（1）大气环境

鄂尔多斯市2017年SO2、NO2、PM10、PM2.5年均浓度分别为 14μg/m3、27μg/m3、

67μg/m3、24μg/m3；CO 24小时平均第 95百分位数为 1.1mg/m3，O3日最大 8小

时平均第 90百分位数为 159μg/m3；各污染物平均浓度均低于《环境空气质量标

准》（GB3095-2012）及其修改单二级标准浓度限值要求，项目所在区域为环境

空气质量达标区域。

根据本项目现状监测结果可知，评价区内 2个监测点位 TSP日均值满足《环

境空气质量标准》（GB3095-2012）及其修改单二级标准浓度限值要求；NH3小

时值、H2S小时值、甲醇小时值、日均值和总挥发性有机物（TVOC）日均最大

8小时均满足《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D其他污

染物空气质量浓度参考限值，非甲烷总烃小时值满足河北省地方标准《环境空气

质量非甲烷总烃限值》（DB13/1577-2012）二级标准。本项目建成后，经预测，

本项目大气环境影响可接受。

（2）声环境

厂界东侧 1#监测点位昼间噪声值超过《声环境质量标准》（GB3096-2008）3

类标准要求，其余各监测点昼夜噪声值均达到《声环境质量标准》（GB3096-2008）

3类标准要求。

（3）地下水环境


285

评价区除天然气门站水井耗氧量超标 2.633倍外，其余监测点监测因子的水

质指标可达到《地下水环境质量标准》(GB/T14848-2017) III 类标准的要求。超

标原因可能是该水井中地下水受到有机物污染。

（4）土壤

根据本项目土壤环境现状监测结果，各监测点位监测值均满足《土壤环境质

量标准—建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）表 1 筛选值第二

类用地标准要求。

10.1.3环境影响预测

大气预测结果表明本工程排放的各大气污染物对评价区环境空气造成的影

响处于可接受水平，满足大气环境功能区要求。

项目废水不外排，对环境的影响处于可接受水平。

地下水污染预测结果表明，项目建设阶段和运行阶段，在正常情况下对

地下水环境没有明显的影响。项目运营期，在非正常情况或者事故状态下预

测污染因子在泄漏点附近一定范围出现超标现象，但采取定期监测、应急响

应、地下水治理等环保措施后，可以把超标范围控制在污染源小范围地区，

可满足地下水环境质量要求。

本项目厂界噪声贡献值均低于《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）3

类标准的限值要求。

全厂固体废物全部得到妥善处理，对环境不会产生明显影响。

综上所述，拟建工程投产后，对周围环境的影响在可接受范围之内。

10.1.4污染防治措施

（1）废气

本项目在煤贮斗、灰库、渣仓等设有除尘器，使净化后含尘废气达标排放。

低温甲醇洗尾气去锅炉烟囱高空达标排放。硫回收焚烧尾气经废锅和空气激冷冷

却后送至锅炉脱硫系统进一步处理后达标排放。甲醇合成闪蒸槽闪蒸汽、氢回收

装置的非渗透气、甲醇精馏尾气送燃料气管网，送蒸汽过热炉、火炬、硫回收焚

烧炉等作为燃料使用醋酸装置高压吸收塔尾气、低压吸收塔尾气送火炬处理。锅

炉烟气采用 LJD-FGD新型烟气循环流化床半干法脱硫除尘一体化工艺技术。

（2）废水


286

本项目新建污水处理站处理。污水处理站出水与循环水场排含盐废水、

脱盐水站排含盐废水送回用水处理站处理。回用水处理站合格出水回用至循

环水场作为补充水；产生浓盐水去浓盐水分盐结晶“零排放”系统进行脱盐和

蒸发结晶处理。浓盐水分盐结晶“零排放”系统出水至循环水场作为补充水，

高浓盐水通过分质蒸发结晶处理后形成氯化钠和硫酸钠工业级产品和混盐。

本项目产生的生产废水、生活污水送污水处理站采用“SBR法”生化处理工

艺，污水处理站出水与循环水站排水、脱盐水站排水、锅炉排污等清净下水送至

回用水处理站采用“加药预处理+超滤+3级反渗透”工艺处理后中水回用，产生的

浓盐水排入浓盐水处理站采用“EP纯化+蒸发结晶（四效蒸发结晶+闪发结晶）”

处理工艺，回收冷凝液回用；蒸发出的结晶盐先按照危险废物管理，和杂盐一起

送有资质单位处置，待相关标准出台后，结晶盐可作为副产品外售。

厂区防渗符合《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）的规

定。

（3）噪声

优先选择低噪声设备，对高噪声设备采用隔声、消声、减振等降噪措施，

同时厂区进行合理布置、加强厂区绿化，降低噪声的传播。

（4）固体废物

锅炉灰渣和气化灰渣外运至园区的渣场贮存并自然风干。随着园区内综合利

用项目的逐步实施，后期可考虑气化灰渣综合利用。甲醇合成废催化剂等由生产

厂家回收。杂醇油、废酸、污水处理站生化污泥及杂盐等送有资质单位处置。结

晶盐先按照危险废物进行管理，待相关标准出台后，结晶盐可作为副产品外售。

生活垃圾由园区环卫部门统一处理。

10.1.5环境风险评价

本项目生产装置存在着火灾、爆炸、泄漏等危险、有害因素。根据对各装置

和设备的危险性分析，本项目的潜在风险事故是物质泄漏引起的火灾、爆炸和以

及有毒有害物泄漏。加强安全管理是防范重大事故的有效途径，建立有效的应急

预案可降低重大事故的损失。企业应在设计、建设和今后的操作运行中，认真落

实各项有效的安全措施，加强安全管理，保障安全生产。只要企业能够认真执行

本报告书中关于风险管理方面的内容，并充分落实、加强管理，杜绝违章操作，


287

完善各类安全设备、设施，建立相应的风险管理制度和应急救援预案，严格执行

遵守风险管理制度和操作规程，就能够保证环境风险管理措施有效、可靠，降低

本项目的风险值，使本项目的环境风险达到可接受的水平。项目从环境风险角度

分析，项目建设是可以接受的。

本项目应急预案的制定与鄂尔多斯市、乌审旗等区域联动。一旦事故发生，

立即启动事故应急救援，按照事故等级及影响情况适时启动应急预案等，并加强

应急监测，做好应急响应与处置。

10.1.6污染物总量控制

本项目主要污染物 SO2、NOx、COD、NH3-N的排放总量为 101.20t/a、88.07t/a、

0t/a、0t/a。

10.1.7评价结论

环境影响报告书的主要结论如下：本项目符合产业政策要求；选址符合区域

规划；项目建设后，在采取环评提出的污染控制措施下，正常情况可确保达标排

放且对环境产生的不利影响处于可接受水平。

综上所述，在严格执行“三同时”制度，认真落实各项环保措施的条件下，从

环境保护方面分析，项目可行。

10.2建议

（1）严格执行“三同时”制度，确保环保设施与主体工程同时设计、同时施

工、同时运行，并保证环保设施的完好率和运转率。

（2）应采用先进设备、生产中加强管理，定期检查，确保各种环保措施运

行正常。杜绝生产过程中的跑、冒、滴、漏。建立、健全生产环保规章制度，严

格在岗人员操作管理，操作人员须通过培训和定期考核，方可上岗，与此同时，

加强设备、管道、各项治污措施的定期检修和维护工作。

（3）加强设备、生产区的安全管理，防止泄漏、火灾、爆炸事故发生。建

立安全管理制度、预警及应急方案、自动化的事故安全监控系统，定期组织职工

开展预案演练，提高职工处理突发事故的能力，在演练过程中不断总结完善事故

应急救援预案。

（4）尽量提高水的循环或重复使用率，节约水资源。


288

（5）切实落实尤其是高噪声设备的隔音、减振、降噪工作，确保厂界噪声

达标。

（6）注重施工期的环境保护，加强施工管理，做到文明施工与装卸，尽量

减少与防止施工物料的流失、逸散；施工场地及时洒水，并确保场地排水良好，

地块施工一旦完成，应及时实施该地绿化，恢复地域植被，防止水土流失。确保

施工期污染得到有效防治，各项环保设施均能按设计要求完成。

（7）做好厂区的防渗措施，对周边的地下水环境加强监管，避免影响周边

的地下水环境。

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环境影响报告书 - wsq.gov.cn · 云南、河北、内蒙古等地，是通化钢铁集团公司和河北达丰集团公司及本溪钢铁 公司等的精煤主要供应商之一，是浑江发电公司和吉化集团公司电煤供应大户，

环境影响报告书 - wsq.gov.cn · 云南、河北、内蒙古等地，是通化钢铁集团公司和河北达丰集团公司及本溪钢铁公司等的精煤主要供应商之一，是浑江发电公司和吉化集团公司电煤供应大户，