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曹妃甸油库装船VOCs收集与处置项目
项目详情
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400-688-2000
1、建设项目基本信息
企业基本信息
| **** | 建设单位代码类型：|
| 911********614029B | 建设单位法人：王林生 |
| 安宗旺 | 建设单位所在行政区划：**省**市**区 |
| **工业区 |
建设项目基本信息
| **油库装船VOCs收集与处置项目 | 项目代码：**** |
| 建设性质： | |
| 2021版本:091-热力生产和供应工程（包括建设单位自建自用的供热工程） | 行业类别（国民经济代码）：D4430-D4430-热力生产和供应 |
| 建设地点： | ******区 ******区 |
| 经度:118.52242 纬度: 39.04118 | ****机关：****审批局 |
| 环评批复时间： | 2025-01-14 |
| 唐曹审批环表〔2025〕6号 | 本工程排污许可证编号：无 |
| 项目实际总投资(万元)： | 1695.87 |
| 1695.87 | 运营单位名称：**** |
| 911********614029B | 验收监测(调查)报告编制机构名称：**圣洁环境****公司 |
| 911********8657725 | 验收监测单位：**瑞坤****公司,******公司 |
| ****0281MA08NTWG32,****0293MA0F2AFK8T | 竣工时间：2025-08-15 |
| 调试结束时间： | |
| 2025-12-05 | 验收报告公开结束时间：2026-01-04 |
| 验收报告公开载体： | **建设项目环境信息公示平台 |
2、工程变动信息
项目性质
| 技术改造 | 实际建设情况：技术改造 |
| 无变动 | 是否属于重大变动：|
规模
| 本项目建成后，年收集处理装船VOCS 130万m3，年回收热能约1.87×109KJ | 实际建设情况：本项目建成后，年收集处理装船VOCS 130万m3 |
| 变更后不再进行余热回收，装船VOCs处理能力无变化。****油田**油库现有经营情况，目前油库内原油均来自老爷庙联合站，在春夏秋三季，原油温度能够满足储运要求，无需加热，而本项目仅在装船期间启动运行，工况不连续，无法单独满足冬季加热需求，冬季加热利用油库现有加热炉即可。油库目前采用单罐运行，进油出油均为同一个油罐，本项目仅在装船期间运行，而此时进行原油加热会导致待装船的原油温度不稳定，对正常运营产生不利影响，故此不再建设余热回收装置。 | 是否属于重大变动：|
生产工艺
| 原油装船过程产生挥发油气，本项目利用两相装卸臂可以实现油气的回收。油气在引风机的作用下，经船岸安全装置后，进入集输管道，输送至油气处理设备。气首先进入焚烧炉炉膛，通过炉膛内的驻留火种点燃焚烧，焚烧烟气将热量传递给中间介质水，水受热后蒸发成饱和水蒸气，通过蒸汽接口上升至换热器蒸汽空间的受热换热管处，与需加热的原油管道接触，蒸汽释放出冷凝热，传递给原油，将原油加热，蒸汽凝成冷凝水，通过回水接口自然落至加热炉水空间，完成一个自然循环过程，如此循环往复，实现加热炉相变加热过程。烟气完成热传递后经排气筒排放。燃烧炉采用低氮燃烧器，炉内设置SNCR脱硝装置处理焚烧烟气，后经15m排气筒排放。 | 实际建设情况：原油装船过程产生挥发油气，本项目利用两相装卸臂可以实现油气的回收。油气在引风机的作用下，经船岸安全装置后，进入集输管道，输送至油气处理设备。油气首先进入焚烧炉炉膛，通过炉膛内的驻留火种点燃焚烧，焚烧烟气经空冷系统冷却后进入SCR脱硝系统脱硝后经15m排气筒排放。 |
| 变更后取消了余热回收的工艺过程，废气处理新增了SCR 脱硝工艺，故生产工艺有所变化， | 是否属于重大变动：|
环保设施或环保措施
| 燃烧炉采用低氮燃烧器，燃烧废气经SNCR脱硝处理后，经15m排气筒排放；本项目无新增劳动定员，生产过程无废水产生;降噪措施采用基础减振、风机采用钢板隔声罩；废润滑油、废油桶属于危险废物，暂存于**油库现有危废暂存点，定期由有资质单位处置。 | 实际建设情况：燃烧炉采用低氮燃烧器，燃烧废气经SNCR+SCR脱硝处理后，经15m排气筒排放；本项目无新增劳动定员，生产过程无废水产生;降噪措施采用基础减振、风机采用钢板隔声罩；废润滑油、废油桶、废催化剂属于危险废物，暂存于**油库现有危废暂存点，定期由有资质单位处置 |
| 因收集的油气在燃烧过程中产生的NOx量较大，为确保排放达标，冀东油田新增SCR脱硝装置一套，项目脱硝措施由原来的低氮燃烧器+SNCR炉内脱硝，变更为低氮燃烧器+SNCR炉内脱硝+SCR脱硝。 | 是否属于重大变动：|
其他
| 生产设备包含余热回收装置1套；脱硝剂为氨水，设氨水储罐1个；燃烧炉排放口的NH3逃逸执行《锅炉大气污染物排放标准》（DB13/5161-2020）表1大气污染物排放限值中燃气锅炉标准要求，限值为7.6 mg/m3 | 实际建设情况：不再建设余热回收装置；脱硝剂为尿素，设尿素溶液储罐1个；燃烧炉排放口的NH3逃逸的标准限值发生变更，按照《锅炉大气污染物排放标准》（DB13/5161-2020）表1大气污染物排放限值中燃气锅炉标准要求，限值变更为2.3 mg/m3 |
| 变更后，不再建设余热回收装置，原因如前文所述，新增SCR脱硝设施1套，氨水储罐变更为尿素溶液储罐。环评阶段，燃烧废气采用SNCR脱硝，燃烧炉排放口的NH3逃逸执行《锅炉大气污染物排放标准》（DB13/5161-2020）表1大气污染物排放限值中燃气锅炉标准要求，限值为7.6 mg/m3（采用SNCR脱硝工艺）。实际建设采用SNCR+SCR联合脱硝工艺，燃烧炉排放口的NH3逃逸的标准限值发生变更，按照《锅炉大气污染物排放标准》（DB13/5161-2020）表1大气污染物排放限值中燃气锅炉标准要求，限值变更为2.3 mg/m3（采用SCR脱硝工艺或SNCR-SCR联合脱硝工艺）。 | 是否属于重大变动：|
3、污染物排放量
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0.615 | 0 | 0 | 0.615 | 0 | 0 | -0.615 | |
| 0.024 | 0 | 0 | 0.024 | 0 | 0 | -0.024 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 210.35 | 0 | 0 | 0 | 210.35 | 210.35 | / |
| 0.373 | 0.033 | 0 | 0.006 | 0 | 0.4 | 0.027 | / |
| 2.12 | 0.065 | 2.12 | 0.016 | 0 | 2.169 | 0.049 | / |
| 0.256 | 0.015 | 0.256 | 0.002 | 0 | 0.269 | 0.013 | / |
| 1450.277 | 0.164 | 0 | 163.777 | 0 | 1286.664 | -163.613 | / |
| 0 | 0.0013 | 0 | 0 | 0 | 0.001 | 0.001 | / |
| 0.01 | 0 | 0 | 0.01 | 0 | 0 | -0.01 | / |
| 0.139 | 0.0001 | 0 | 0.139 | 0 | 0 | -0.139 | / |
| 0.021 | 0 | 0 | 0.021 | 0 | 0 | -0.021 | / |
4、环境保护设施落实情况
表1 水污染治理设施
表2 大气污染治理设施
| 1 | 低氮燃烧器+SNCR脱硝设施+15m排气筒 | NMHC、苯、甲苯、二甲苯执行《工业企业挥发性有机物排放控制标准》（DB13/2322-2016）表1其他行业标准；SO2、NOX、颗粒物、烟气黑度、氨逃逸执行《锅炉大气污染物排放标准》（DB13/5161-2020）表1大气污染物排放限值中燃气锅炉标准及《**省****领导小组办公室关于开展燃气锅炉氮氧化物治理工作的通知》（冀气领办〔2018〕177号）文件要求 | 低氮燃烧器+SNCR脱硝+SCR脱硝+15m排气筒 | 燃烧炉入口监测非甲烷总烃，1h平均浓度，监测2个装船周期，每次3个样品；燃烧炉排放口监测SO2、NOX、颗粒物、氨逃逸、苯、甲苯+二甲苯、非甲烷总烃，1h平均浓度，监测2个装船周期，每次3个样品； | |
| 2 | 固定顶储罐 | NH3、臭气浓度执行《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）表1标准，NMHC执行《工业企业挥发性有机物排放控制标准》(DB 13/2322-2016)表2其他企业边界大气污染物排放限值 | 固定顶储罐 | 厂界下风向布设3个监测点位，NH3、臭气浓度，最大测定值2h采样1次，每天采样4次，检测2天；非甲烷总烃，1h平均浓度，每天4次，检测2天 |
表3 噪声治理设施
| 1 | 基础减振、风机采用钢板隔声罩 | 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准 | 基础减振、风机采用钢板隔声罩 | 监测**油库东、南、西、北四个厂界的噪声值，每天昼夜各1次，检测2天 |
表4 地下水污染治理设施
| 1 | 所依托危废暂存点已经采取重点防渗措施；项目氨水储罐区域地面设围堰，采取重点防渗措施；重点防渗区渗透系数不大于1×10-10cm/s。 | 所依托危废暂存点已经采取重点防渗措施；尿素溶液储罐区域地面设围堰，采取重点防渗措施；重点防渗区渗透系数不大于1×10-10cm/s。 |
表5 固废治理设施
| 1 | 现有危废暂存点 | 现有危废暂存点 |
表6 生态保护设施
表7 风险设施
| 1 | 1、 对于氨水储罐，主要防范措施应防止其泄露，储罐储存于阴凉、通风的空间，储罐下方设置围堰，并做好重点防渗。 2、 对于天然气及油气，禁止在可能泄露区域使用易产生火花的机械设备和工具；严格按照相关管理规定，对油气集输管线配置专职或兼职巡线员，每日巡检不得少于一次；重点部位应着重监查、监控，加大巡检修频次；运行期间，有可能出现人为或自然灾害造成的突发性事故，必须及时对管道进行抢修；为保证输气管道安全，对管道必须进行有计划的维修。 3、 一旦发生泄漏，应迅速撤离泄漏污染人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。尽可能切断泄漏源，防止氨水流入下水道、排水沟等限制性空间。 4、 本项目建设单位运营经验丰富，已建立完善的应急管理体系，项目运营后根据本项目特点，将制定全面的应急管理规章制度、工艺操作规程、安全技术规程、安全操作规程和事故预案。加强一线操作员工和调度人员的培训，熟练掌握正常操作和事故状态下的紧急处理程序和操作。 | 1、 对于氨水储罐，主要防范措施应防止其泄露，储罐储存于阴凉、通风的空间，储罐下方设置围堰，并做好重点防渗。 2、 对于天然气及油气，禁止在可能泄露区域使用易产生火花的机械设备和工具；严格按照相关管理规定，对油气集输管线配置专职或兼职巡线员，每日巡检不得少于一次；重点部位应着重监查、监控，加大巡检修频次；运行期间，有可能出现人为或自然灾害造成的突发性事故，必须及时对管道进行抢修；为保证输气管道安全，对管道必须进行有计划的维修。 3、 一旦发生泄漏，应迅速撤离泄漏污染人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。尽可能切断泄漏源，防止氨水流入下水道、排水沟等限制性空间。 4、 本项目建设单位运营经验丰富，已建立完善的应急管理体系，项目运营后根据本项目特点，将制定全面的应急管理规章制度、工艺操作规程、安全技术规程、安全操作规程和事故预案。加强一线操作员工和调度人员的培训，熟练掌握正常操作和事故状态下的紧急处理程序和操作。 |
5、环境保护对策措施落实情况
依托工程
| 废润滑油、废油桶属于危险废物，暂存于**油库现有危废暂存点， | 验收阶段落实情况：废润滑油、废油桶属于危险废物，暂存于**油库现有危废暂存点， |
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环保搬迁
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
| / |
区域削减
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
| / |
生态恢复、补偿或管理
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
| / |
功能置换
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
| / |
其他
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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6、工程建设对项目周边环境的影响
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7、验收结论
| 1 | 未按环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定要求建设或落实环境保护设施，或者环境保护设施未能与主体工程同时投产使用 |
| 2 | 污染物排放不符合国家和地方相关标准、环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定或者主要污染物总量指标控制要求 |
| 3 | 环境影响报告书（表）经批准后，该建设项目的性质、规模、地点、采用的生产工艺或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动，建设单位未重新报批环境影响报告书（表）或环境影响报告书（表）未经批准 |
| 4 | 建设过程中造成重大环境污染未治理完成，或者造成重大生态破坏未恢复 |
| 5 | 纳入排污许可管理的建设项目，无证排污或不按证排污 |
| 6 | 分期建设、分期投入生产或者使用的建设项目，其环境保护设施防治环境污染和生态破坏的能力不能满足主体工程需要 |
| 7 | 建设单位因该建设项目违反国家和地方环境保护法律法规受到处罚，被责令改正，尚未改正完成 |
| 8 | 验收报告的基础资料数据明显不实，内容存在重大缺项、遗漏，或者验收结论不明确、不合理 |
| 9 | 其他环境保护法律法规规章等规定不得通过环境保护验收 |
| 不存在上述情况 | |
| 验收结论 | 合格 |
温馨提示
1.该项目指提供国家及各省发改委、环保局、规划局、住建委等部门进行的项目审批信息及进展，属于前期项目。
2.根据该项目的描述，可依据自身条件进行选择和跟进，避免错过。
3.即使该项目已建设完毕或暂缓建设，也可继续跟踪，项目可能还有其他相关后续工程与服务。
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