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新疆中泰新材料股份有限公司资源化综合利用制甲醇升级示范项目

审批

新疆-吐鲁番-托克逊县

发布时间： 2026年08月15日

项目详情

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1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
****0400MA77G1778G	马奎
程常龙	维吾尔自治区市**县
**市阿乐惠镇T区1段17号1层106

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

******化综合利用制甲醇升级示范项目

2021版本:042-精炼石油产品制造；煤炭加工	C2523-C2523-煤制液体燃料生产
	维吾尔自治区市县 **园区
经度:875810.56 纬度: 424854.96	****生态环境厅
	2022-11-26
新环审〔2022〕247号	****
2025-03-18	558670
78323.39	****
****0400MA77G1778G	山水**公司
****0106MA79LTWG6T	****公司,西域****公司
**0104MABW1T9837,**0109MA77X6QWX3	2025-04-06
2025-04-07	2026-04-06
2026-07-15	2026-08-12
	https://www.****.com/gs/detail/2?id=60715QRPFT

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

**	**
无

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

（1）空分装置配备2套空分设备，制氧能力均为55000Nm3/h，生产能力110000Nm3；（2）气化装置配备3台气化炉，2用1备，生产有效气（CO+H2）250000Nm3/h；（3）变换单元设置两系列变换，处理有效气（CO+H2）250000Nm3/h，净化单元设两系列低温甲醇洗装置，处理有效气（CO+H2）250000Nm3/h；（4）建设1套硫回收装置，制酸规模2.5万t/a（98%硫酸）。	（1）空分装置建设2套空分设备，制氧能力均为60000Nm3/h，生产能力120000Nm3；（2）气化装置配备3台气化炉，2用1备，生产有效气（CO+H2）286300Nm3/h；（3）变换单元设置两系列变换，处理有效气（CO+H2）286300Nm3/h，净化单元设两系列低温甲醇洗装置，处理有效气（CO+H2）286300Nm3/h；（4）建设1套硫回收装置，制酸规模2.9万t/a（98%硫酸）。
（1）为适用生产工况的波动，空分装置生产能力增加9.01%，空分装置采用电驱动，不配置锅炉，无废气、废水污染物产生。空分装置增加1套后备系统及安保氮气，在主供汽系统出现故障时，能瞬间接替，确保生产不应断气而中断，2套空分装置共用。新增1座3000m3液氮平底储槽和1座3000m3液氧平底储槽。空气中氩气的体积分数约为0.93%，本装置规模较大，空分装置制备氧气及氮气后，如不提取氩气，排空将造成一定程度的浪费，实际空分装置增加制氩工艺，从制氮端上塔中部抽取氩馏份，经粗氩塔、纯氩塔精馏，得到产品纯液氩，用于外售。较环评阶段增加1座1500m3液氩平底储槽。氩气作为惰性气体，空分装置新增液氩装置及产品，工艺过程不产生废气、废水污染物，无固废产生，提取氩气，是对氩**的回收，具有较好的经济效益；（2）考虑生产的波动及弹性，较环评阶段，气化装置生产能力增加14.52%，根据验收监测结果，气化装置真空闪蒸气废气排口硫化氢排放量9.84×10-6t/a，较环评阶段排放减少0.07999t/a；（3）由于气化单元装置规模增大，变换单元规模随之调整，较环评阶段，变换、净化单元处理能力均增加14.52%。根据监测结果，净化CO2尾气排口硫化氢排放量0.015t/a，甲醇排放量2.176t/a，较环评阶段，硫化氢排放减少4.472t/a，甲醇排放减少42.624t/a。（4）由于气化、净化、变换单元装置规模增加，硫回收装置规模随之调整，较环评阶段，生产能力增加16%，根据验收监测结果，硫回收装置WSA尾气排口SO2排放量0.848t/a，NOX排放量4.664t/a，硫酸雾排放量0.088t/a，较环阶段，SO2排放减少5.872t/a，NOX排放减少2.056t/a，硫酸雾排放减少0.232t/a。

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

本项目以煤粉、焦沫为原料，水煤浆加压气化制备粗合成气，经变换、净化得到满足生产需要的精制合成气，氢气与合成气经合成得到粗甲醇，再经精馏产出精甲醇。	本项目以煤粉、焦沫为原料，水煤浆加压气化制备粗合成气，经变换、净化得到满足生产需要的精制合成气，氢气与合成气经合成得到粗甲醇，再经精馏产出精甲醇。
无

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

（1）废水处理采用“预处理+A/O+二级生化（曝气生物滤池）”工艺，设计处理规模200m3/h；（2）建设2套火炬系统，分别为高压富氢火炬系统和酸性火炬系统，捆绑式布置在1个火炬塔架上，高150m；（3）设全封闭式汽车卸煤受煤站及输煤栈桥，卸煤及输煤系统各转运点、破碎、筛分设备等扬尘部位均设置有干雾抑尘系统设施；（4****处理站除臭废气采用“生物过滤+活性炭吸附”处理；（5）甲醇储存装车废气经“冷凝回收+变温吸附”处理；（6）过热炉烟气采用低氮燃烧处理；（7）动力站锅炉烟气采用“低氮燃烧+SCR+袋式除尘+电石渣/石膏湿法脱硫”处理，经70m高排气筒排放；（8）建设1座750m2危废暂存库，无废气收集治理措施；（9）气化装置真空闪蒸气经30m排气筒排放，硫回收装置尾气经50m排气筒排放，甲醇装置减压塔真空尾气采用两级冷凝+水吸收处理后，经2根25m排气筒排放，净化装置CO尾气通过70m高排气筒排放，建设4座筒仓，4座筒仓废气共用一根排气筒，采用布袋除尘器处理，经25m高的排放；（10）硫回收WSA尾气采用“SCR脱硝+碱吸收处理，碱液采用NaOH；（11）环评阶段未提及原煤仓及废气收集处理。	（1）废水处理采用“预处理+改良SBR工艺+反硝化生物滤池”处理，其中生化处理规模250m3/h，生活污水、污染雨水、地面冲洗水等污水的预处理设计规模70m3/h，气化废水预处理设计规模180m3/h；（2）根据现有100万吨甲醇项目，建设3套火炬系统，分别为高压火炬、低压火炬和酸性火炬，捆绑式布置在1个火炬塔架上，高70m；（3）设全封闭式汽车卸煤受煤站及输煤栈桥，5#转运站布设布袋除尘+56m高排气筒排放，8#皮带输送布设布袋除尘+40m高排气筒排放，2#破碎楼布设布袋除尘+30.4m高排气筒排放，普通皮带输送、筛分设备等扬尘部位均设置有干雾抑尘系统设施，5#、8#和9#气浮皮带除干雾抑尘外，还配备无动力除尘；（4****处理站除臭废气采用“碱液喷淋+生物滴滤+活性炭吸附”处理；（5）收集装卸车废气和产品甲醇罐区废气，采用水洗+活性炭吸附处理；（6）过热炉烟气采用“低氮燃烧+SCR脱硝”处理；（7）动力站锅炉烟气采用“低氮燃烧+炉内干法脱硫+SCR+炉外半干法脱硫+布袋除尘”处理，经90m高排气筒排放；（8）建设1座750m2危废暂存库，对危废暂存库废气进行收集，采用活性炭吸附处理，经15m高排气筒排放；（9）气化装置真空闪蒸气经90.2m排气筒排放，硫回收装置尾气经52m排气筒排放，甲醇装置减压塔真空尾气采用两级冷凝+水吸收处理后，经1根33.6m排气筒排放，净化装置CO尾气通过92m高排气筒排放，1#、2#、3#、4#筒仓废气有各自的收集及废气处理设施，采用布袋除尘器处理后，经各自63.95m高排气筒排放；（10）硫回收WSA尾气采用“SCR脱硝+双氧水氧化吸收”处理；（11）对原煤仓废气进行收集，经布袋除尘器处理后，经36.4m高的排气筒排放。
（1）将原有“A/O+二级生化（曝气生物滤池）”工艺调整为“SBR”工艺，其核心考量集中在简化工艺流程、节约占地与投资、以及提高应对水质水量波动的灵活性等方面。生化处理A/O+曝气生物滤池BAF法工艺流程长、占地面积大、抗冲击能力弱，SBR处理工艺具有流程短、抗冲击能力强的优点。增加反硝化系统有助于脱除污水中的氨氮和总氮，确保废水达标排放。本项目产生的**处理站处理达到《石油化工给水排水水质标准》（SH/T 3099-2021）表5.7.1再生水用于间冷开式循环冷却水补充水水质控制标准，全部回用不外排，回用水标准中总磷排放限值1.0mg/L，氨氮排放限值5mg/L。A/O+BAF对于脱氮除磷效果较SBR相对较弱，可能会不满足回用水的标准。而SBR通过灵活的时间控制，可以实现更优的生物脱氮除磷效果，从而满足回用水的标准。通过对比法分析，SBR法工艺流程短，占地面积小，建设和运行费用低，抗冲击能力强，尤其对于间歇排放、水质水量波动大的工业废水，或含有一定有毒或难降解有机物的废水，SBR的灵活性和抗冲击能力是巨大优势，SBR通过灵活的时间控制实现更优的生物脱氮除磷效果，满足严格的回用水标准的要求。（2）项目不同装置排放的火炬气压力差异巨大，高压气体主要来自气化、变换等装置在开停车或事故状态下的排放，低压气体则可能来自甲醇精馏等环节，其操作压力要低得多，为更精细、更安全地处理不同装置排放压力差异巨大的各类气体，增加1套低压火炬。环评阶段火炬系统考虑产业链延伸，建设下游烯烃装置，2个项目共用火炬，烯烃燃烧热值高，因此预估的火炬高度较高。实际未建设烯烃装置。火炬高度较环评阶段降低80m，对网格点、敏感保护目标影响进行预测，能否满足安全要求进行分析论证。根据预测结果评价区域各污染物在所有计算网格点的最大1小时平均质量浓度贡献值和24小时平均质量浓度贡献值最大浓度占标率均<100%，污染物年均浓度贡献值最大浓度占标率均<30%，符合导则的可行性要求。叠加在建、拟建源强及背景浓度后，各环境保护目标及网格点处SO2和NO2保证率日均质量浓度和年均质量浓度均符合《环境空气质量标准》（GB 3095-2026）中的二级标准要求。总体来说，根据现有火炬高度预测的结果，火炬高度调整对区域大气污染物的污染贡献在可接受范围内。本项目采用Flaresim V6.0软件进行高架火炬的热辐射计算，热辐射结论：火炬总高70m时，全厂紧急最大排放量时（设计工况）下地面最大热辐射强度小于58kw/m2，辐射半径<60m，满足相关规范热辐射的要求。综上，项目原考虑建设烯烃项目，二个项目区紧邻，共用一座火炬，实际烯烃项目建设尚不成熟，本项目单独建设火炬，根据热辐射核算结果，确定火炬高度为70m，满足相关规范热辐射的要求。同时对火炬高度降低对网格点和敏感目标的影响进行预测，根据预测结果，本项目火炬高度降低后，不会改变大气环境评价工作等级及评价范围，不会造成明显的不利环境影响，不会改变环评报告书的结论，火炬高度降低后对周边环境的环境影响可以接受。根据《关于印发污染影响类建设项目重大变动清单（试行）的通知》（环办环函评[2020]688号）文，主要排放口排气筒高度降低10%及以上的属于重大变动，根据《排污许可申请与核发技术规范煤炭加工-合成气和液体燃料生产》（HJ 1101-2020），火炬排口属于其他排放口，不属于重大变动。（3）项目改进卸煤、输煤系统系统废气处理，增设高效末端除尘设施，变无组织排放为有组织达标排放，大大减少粉尘排放量，5#、8#、9#气浮皮带在干雾抑尘的基础上，增加无动力除尘，形成多级除尘组合，形成“干雾抑尘+无动力除尘”双重保障，整体除尘设施配置水平优于环评设计，对环境的影响趋于向好；（4）增加碱液喷淋处理工艺，污水处理站废气处理污染物中有硫化氢废气，碱液喷淋能高效中和酸性气体H2S，它作为一个高效的预处理单元，可以大幅削减后续生物和活性炭系统的负荷。微生物在降解H2S的过程中会产生硫酸等酸性代谢产物，生物滴滤塔能通过循环碱液或营养液，轻松中和这些酸性物质，从而维持微生物的最佳活性，确保处理效果稳定。而传统的生物过滤池则很难处理这类“产酸”废气。生物过滤对氨气等碱性或可溶性有机物去除效果较好，但对硫化氢等酸性臭气成分的处理效果不好。本项目废气中污染物含硫化氢，采用生物滴滤对酸性废气处理效果更好，结合本项目废气特征，生物滴滤是比生物过滤更合适、更高效的技术选择。碱液喷淋通过化学中和反应，能快速、高效地去除这些酸性污染物。化学洗涤与生物滴滤相结合，可以形成协同效应，使整个系统对成分复杂的臭气具有更广谱的处理能力。增加碱液喷淋处理工艺，调整生物过滤为生物滴滤工艺，是对处理工艺的加强和优化，对环境的影响趋于向好。根据验收监测结果，污水处理站除臭废气排口氨排放量6.16×10-3t/a，硫化氢排放量3.21×10-3t/a，非甲烷总烃排放量1.376t/a，较环评阶段，氨排放量减少0.23384t/a，硫化氢排放量减少0.398t/a，非甲烷总烃排放量减少1.824t/a；（5）选择处理工艺根据废气性质、组分、浓度和控制指标综合确定，尾气处理系统处理储罐吸收尾气及装车废气，其中，储罐尾气主要包括甲醇、乙醇等有机物，其余为氮气，装车尾气主要包括甲醇、乙醇等有机物，其余为空气，甲醇气体积约为20%左右，其余大部分为氮气或空气。如果采用冷凝方式，氮气和空气不容易冷凝，通常冷凝温度为-70℃左右，能耗很高。由于尾气中含有空气，也比较危险。而甲醇易溶于水，采用吸收的方式更合理、经济，且水洗也能起到阻火的作用，相比冷凝方式，整个系统更安全。甲醇储存装车废气主要污染物为甲醇，甲醇极易溶于水，利用这一特性，通过水与废气的逆向接触，将气相中的甲醇直接吸收进入液相，实现高效回收。活性炭吸附被置于水洗之后，扮演着“精处理”和“安全保障”的角色。水洗后尾气中残余的微量甲醇及非甲烷总烃（NMHC）再经活性炭吸附，可以确保稳定达标排放。环评阶段的“冷凝回收+变温吸附”组合属于典型的精密物理分离工艺，对设备、控制和操作要求较高。变温吸附工艺本身还存在一些工程难点，如再生能耗高、吸附剂受热冲击影响寿命等。对于甲醇储罐和装车废气，实际采用的“水洗+活性炭吸附”工艺，充分利用了甲醇易溶于水的化学特性，简化了工艺流程，在保证处理效果的同时，显著降低了投资、能耗和运行成本。这一技术路线的调整，相比环评阶段的高能耗物理分离方案，在工程应用层面更具合理性和经济性，属于优化措施。根据验收监测结果，甲醇储存及装卸车废气排口非甲烷总烃排放量为4.22×10-3t/a，甲醇排放量为7.82×10-3t/a，较环评阶段，非甲烷总烃排放量减少0.957t/a，甲醇排放量减少2.55t/a。（6）过热炉烟气处理增加SCR脱硝处理，可进一步降低烟气中NOX排放量。SCR脱硝是国际上应用最多、技术最成熟的一种烟气脱硝技术。项目对过热炉烟气处理进行改进优化，实现了源头削减与后端尾气治理相结合的组合式处理工艺，进一步减少NOx产生及排放，对环境的影响趋于向好。根据验收监测结果，过热炉烟气排口氮氧化物排放量为8.784t/a，较环评阶段减少8.656t/a。（7）较环评阶段，脱硫由电石渣/石膏湿法脱硫调整为炉内干法脱硫+炉外半干法二级脱硫。炉内利用石灰石粉/电石渣脱除大部分SO2，减轻炉外负担；炉外半干法作为最终保障，确保达标。这比单一的湿法脱硫在系统设计上更精细。循环流化床锅炉的主燃区温度稳定在800-1000℃，这恰好是石灰石（脱硫剂）分解成氧化钙（CaO）并高效吸收二氧化硫（SO）的最佳活性温度区间，炉内大量循环的固体物料（床料）形成了强烈的湍流，使得喷入的石灰石粉末能与烟气中的SO2进行充分、长时间的接触，大大提高了反应效率，循环流化床锅炉本身具备炉内低成本脱硫的天然优势，本项目充分利用这一优势，增加炉内干法脱硫，脱硫在炉内本体完成，炉内脱硫的产物是干态的硫酸钙（CaSO），与粉煤灰混合在一起。这种混合灰渣可直接用于水泥、建材等行业，实现了化利用。环评采用的石灰石-石膏湿法脱硫系统庞大，运行中会产生大量含氯离子和重金属的脱硫废水，处理难度和成本都很高。实际采用的干法+半干法脱硫整个系统在干态下运行，没有废水排放问题。半干法脱硫的排烟温度通常在70℃以上，高于烟气露点温度，烟囱基本看不到明显的白色水汽羽烟，视觉效果好，也避免了“石膏雨”现象。同时，由于烟气始终在露点以上运行，烟囱和后续烟道无需进行昂贵的防腐处理，进一步节省了投资。而湿法脱硫的净烟气温度约45℃且含大量水汽，不仅需要消白处理，还要求对烟囱进行严格的防腐。二种处理工艺副产物不同，石灰石-石膏湿法脱硫产生脱硫石膏，半干法脱硫产生为脱硫灰。综上，实际动力站锅炉烟气处理工艺，较环评阶段，炉内干法脱硫+炉外半干法脱硫”方案，充分利用了炉内脱硫的低成本优势，先“粗脱”掉大部分SO，再让炉外工艺进行“精脱”，是当前实现超低排放的经济高效技术路线之一，较湿法脱硫，是对处理工艺的优化调整，对环境的影响趋于向好。排气筒高度增加20m，有利于污染物在更大范围内扩散，对环境的影响趋于向好。根据验收监测结果，蒸汽锅炉烟气排口颗粒物排放量1.968t/a，SO2排放量1.176t/a，NOX排放量40.96t/a，汞及其化合物排放量1.472×10-3t/a，较环评阶段，颗粒物排放减少15.672t/a，SO2排放减少36.504t/a，NOX排放减少12.08t/a，汞及其化合物排放减少0.0065t/a。（8）根据《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）中要求，贮存易产生VOCs、有毒有害气体等污染物的危废库，必须设置气体收集装置和净化设施。因此，危废暂存库废气治理措施，是积极响应并符合标准要求的做法。项目对危废暂存库的废气进行收集，将无组织废气转化为有组织，有利于减少非甲烷总烃废气排放，对环境的影响趋于向好。（9）气化装置真空闪蒸气排气筒高度增加60.2m，硫回收装置尾气排气筒高度增加2m，甲醇装置真空减压塔尾气排气筒高度增加8.6m，净化装置CO尾气排气筒高度增加22m，有利于污染物在更大范围内扩散，对环境的影响趋于向好。甲醇装置减压精馏配备2台真空泵，1用1备，故真空泵出口的尾气放空总管为1根，较环评设计减少1根排气筒。根据验收监测结果，甲醇装置减压塔真空尾气排口甲醇排放量0.5176t/a，非甲烷总烃排放量0.1592t/a，较环评阶段，甲醇排放减少1.8824t/a，非甲烷总烃排放减少0.7408t/a。筒仓之间距离较远，如4个筒仓合用1套除尘系统，布设管道较长，会有多处连接、变径、弯角，导致气流压力损失较大，影响粉尘收集效率，因此1#筒仓、2#筒仓、3#筒仓、4#筒仓分别布设收集除尘系统，通过各自的排气筒排放。（10）采用碱法吸收，副产硫酸钠和亚硫酸钠，易造成二次污染，且铵盐和钠盐存在过饱和度和结晶问题，系统补水量较高。双氧水脱硫效率高，流程短，并且硫酸与水混合后不会造成饱和结晶结垢堵塞问题（塔阻压力小，可降低系统能耗），系统补水量减少的同时也规避了二次污染污染问题。双氧水法的副产硫酸可用于调节酸度，也可用于无数处理系统调节pH，副产品的回收成本较低。实际采用双氧水作为吸收剂，脱硫效率高，避免结构堵塞问题，防止二次污染，副产品可回收利用，是更优选，对环境的影响趋于向好。根据验收监测结果，硫回收尾气排口SO2排放量0.848t/a，NOX排放量4.664t/a，硫酸雾排放量0.088t/a，较环阶段，SO2排放减少5.872t/a，NOX排放减少2.056t/a，硫酸雾排放减少0.232t/a；（11）蒸汽锅炉上部设置原煤仓，它能够储存一定量的原煤，在输煤系统（如皮带）因检修或故障短暂停运时，依然能持续为下游的磨煤机和锅炉给煤，保证机组运行的连续性。对锅炉原煤仓废气进行收集治理，新增1个废气排放口，将无组织废气转化为有组织废气，减少颗粒物的无组织排放，对环境的影响趋于向好。

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

（1）建设2座池，单座有效容积24000m3，其中消防储备水量20000m3，生产生活调节容积4000m3；（2）生活水采用活性炭过滤处理+消毒处理，配备3台活性炭过滤器，单台能力20m3/h，正常过滤速度采用8m3/h；（3）循环水站设计规模15000m3/h，采用开式消雾冷塔；（4）脱盐水站规模500m3/h（产水），分为生产水制备脱盐水系统和冷凝液制备脱盐水系统，生产水制备脱盐水180m3/h（产水），冷凝液制备脱盐水320m3/h（产水）；（5）建设1座含盐废水膜处理装置，负责污水生化处理装置达标出水、脱盐水站和循环水站排污水的膜回收处理，处理规模为500m3/h；（6）建设1座20000m3事故水池；（7）建设1座20000m3浓盐水缓冲池；（8）建设1座25m3事故油池；（9）配套2×45MW抽凝式余热发电汽轮机组+1×35MW抽凝式余热发电汽轮机组；（10）建设2座化学品库，占地面积均为432m2，分别储存一般化学品库和危险化学品；（11）建设2座综合仓库，占地面积均为1890m2；（12）建设4座直径20m、容积11000m3的筒仓用于储存煤粉、焦沫；（13）建设3个罐区，甲醇罐区建设2×20000m3产品甲醇储罐，中间罐区建设4×2500m3粗甲醇储罐，均为固定顶罐，硫酸罐区建设2×200m3浓硫酸储罐和2×25m3氨水储罐；（14）物化污泥属于危险废物，在厂内危废暂存库临时贮存，委托有资质的单位进行处置。生化污泥属于一般固废；（15）加强TOC监测管理，并建立循环水系统监测制度；（16）厂区西侧中部建设1座建筑面积1000m2的一般固废暂存库；（17）布置地下水监测井3个，现状电厂3#水井（利用现有水井）为本底井，厂内110kV变电站事故油池东侧设1个跟踪监测井（），污水处理站调节池东侧设1个污染扩散井（**）；（18）生化污泥用于送制浆装置制浆，用于汽化炉掺烧；（19）污水处理分盐产生杂盐，本项目环评报告书及批复，将杂盐认定为危险废物，要求按照危险废物管理；（20）气化细渣全部用作蒸汽锅炉燃料与煤粉进行掺烧。	（1）建设2座池，单座有效容积11480m3，其中消防储备水量16000m3，生产生活调节容积6960m3；（2）生活水系统建设2台活性炭过滤器，单台能力为10m3/h，1用1备；（3）建设2套循环水系统，工艺循环水站设计循环水量20000m3/h，空分循环水站设计循环水量12000m3/h，冷却塔均采用分体式干湿联合闭式冷却塔；（4）根据生产装置用水需要，包括生产用水制备脱盐水系统、蒸汽凝液精制脱盐水系统和透平凝液脱盐水系统。其中生产水制备脱盐水进水规模400m3/h，产水规模200m3/h，蒸汽凝液精制脱盐水设计处理规模240m3/h，产水规模235m3/h，透平凝液精制脱盐水设计处理规模480m3/h，产水规模470m3/h。合计脱盐水站产水规模为905m3/h；（5）建设1座含盐废水膜处理装置，负责污水生化处理装置出水、脱盐水站和循环水站排污水的膜回收处理，处理规模为600m3/h。根据进水水质特点与来源的不同，分为两个系列，其中回用水站Ⅰ系列（清净下水回用）处理规模350m3/h，回用水站Ⅱ系列（污水回用）处理规模250m3/h；（6）建设1座7000m3事故水池；（7）设置不同种类的事故池，建设1座750m3硫酸钠浓水事故水池，1座2475m3氯化钠浓水事故水池，1座495m3杂盐浓水事故水池；（8）建设1座15.6m3事故油池；（9）配套2×45MW抽凝式余热发电汽轮机组+1×30MW抽凝式余热发电汽轮机组；（10）建设3座化学品库，其中一般化学品库756m2，其中磷酸盐库108m2，净化装置催化剂、脱毒剂库162m2，甲醇装置催化剂、脱毒剂、氧化锌脱硫剂及空分分子筛库162m2，机油库324m2。煤气化装置一般化学品库1008m2，其中煤气化装置煤浆添加剂（木质素磺酸钠）库684m2，提氨-脱硫剂库36m2，煤气化装置分散剂库216m2，煤气化装置絮凝剂库72m2。建设1座156.5m2危险化学品库；（11）建设1座占地面积1280m2综合仓库；（12）建设4座直径26m、容积10588m3的筒仓用于储存煤粉、焦沫，原料煤、燃料煤不同煤质储存在不同的煤筒仓；（13）建设4个罐区，甲醇罐区建设2×20000m3产品甲醇储罐、2×500m3杂醇油储罐和1×1000m3低温甲醇洗退料罐，中间罐区建设4×2500m3粗甲醇储罐，其中2座粗甲醇储罐为浮顶罐、2座粗甲醇储罐为固定顶罐，硫酸罐区建设2×500m3浓硫酸储罐和2×100m3氨水储罐，增加丙烯退料罐区，建设1×221m3丙烯退料罐；（14）2025年7月，委托，开展废水处理物化、生化污泥的危险废物特性鉴别。2025年12月，鉴别和检测单位按照《危险废物鉴别技术规范》（HJ 298-2019）的要求，分别从感染性、腐蚀性、急性毒性、浸出毒性、易燃性、反应性、毒性物质七个方面进行分析论证，根据初筛和正式样品检测结果，结合现场勘查、资料分析综合判定，产生的污泥不属于危险废物，可按照一般工业固体废物管理，已在国家危险废物鉴别信息服务平台进行公示，环境局备案。（15）不开展TOC检测；（16）在厂区西侧中部建设1座建筑面积6552m2的一般固废暂存库。（17）项目区地下水流上游布设1口地下水监测井，位于物流大道西二门外，罐区东南侧布设1口监测井，作为跟踪监测井，污水处理站调节池东侧设1个污染扩散井；（18）生化污泥填埋处理；（19）2025年12月，委托杰**公司对杂盐进行危险特性鉴别。根据杰**公司出具的建设单位废水处理杂盐固体废物危险特性鉴别报告，鉴别根据《危险废物鉴别技术规范》（HJ 298-2019）的要求分别从感染性、腐蚀性、急性毒性、浸出毒性、易燃性、反应性、毒性物质含量七个方面进行分析论证，结合现场勘查、资料分析及检测结果进行综合判定，鉴别结果表明：产生的杂盐不属于危险废物，可按照一般工业固体废物管理。鉴定报告于2026年1月11日至1月23日在危险废物鉴别公开服务平台上公示，****环境局备案；（20）气化细渣一部分去水泥厂作为原料，剩余渣场填埋处理。
（1）池用于储备消防用水和厂区生产、生活调节用水调节。根据《煤化工工程设计防火标准》（GB 51428-2021）中规定，本项目应按装置区或罐区一次火灾消防最大用水量与公辅设施一次消防最大用水量同一时间两处火灾计算消防水用量。本项目可研及环评报告甲醇成品罐区消防水量按480L/s，火灾延续时间6h，公用及辅助设施消防水量按50L/s，火灾延续时间6h，计算得出本项目高压消防水流量为400L/s，一次消防总用水量为19008m3，同时考虑到发生消防事故时仍必须进入本系统的生产废水量及可能进入本系统雨水量，估算和确定全厂消防储备水量为20000m3。根据《**化综合利用制甲醇升级示范项目安全设施设计专篇》，本项目应按装置区、罐区一次火灾消防最大用水量与公辅设施一次消防最大用水量同一时间两处火灾计算消防水用量。本项目工艺装置区火灾延续供水时间和公用工程及生产辅助设施的火灾延续供水时间均为3小时，罐区火灾延续供水时间为6小时。全厂消防用水量为16002m3，据此确定消防储备水量为16000m3，满足全厂火灾事故时消防用水要求。实际生产生活调节容积6960m3，较环评阶段增加2960m3，调节能力增加，意味着对“来水不足”或“突发停水”的缓冲时间越长，更好的应对生产、生活用水波动，提升抵抗风险的能力，对企业的运行管理趋于利好。（2）项目劳动定员人，实行800人，采用四班三运转制度连续生产，休息期间不在厂区食宿，实际生活用水量约为110m3/d，4.58m3/h，现有活性炭过滤处理能力完全满足生活用水水量处理需求；（3）较环评阶段循环水量增加17000m3/h，将开式循环水系统调整为闭式循环水系统。空分循环水站位置在空分装置南侧，蒸汽过热炉北侧。空分循环水系统站设计规模12000m3/h，实际空分循环水循环水量10000-11000m3/h，留有一定冗余，规模合理。工艺循环水站用于满足主装置及过热炉、冷冻站、锅炉和余热发电机及蒸发结晶装置循环用水量，工艺循环水系统站设计规模20000m3/h，实际各装置工艺循环水循环水量19500m3/h，留有一定冗余，规模合理。闭式循环水系统有利于节约用水、减少排污，水质稳定，设备使用寿命长，无视觉上的白色水雾（烟羽）污染，噪声污染小。因此将循环水系统调整为闭式，从环保上是一种更为清洁的冷却方案，对冷却方式的优化调整。（4）脱盐水系统的原水主要来自低压生产水、透平冷凝液、蒸汽冷凝液。其中透平凝液和蒸汽凝液水温和水质差异较大，有不同的用途和处理方式，为节能降耗，实现水的循环、分质处理和利用，分别建设1套透平凝液脱盐水系统和1套蒸汽凝液脱盐水系统。透平凝液特指在透平（汽轮机）中做功后的乏汽，进入凝汽器被循环水冷却后凝结成的水。较一般的冷凝液水质纯净度较高，温度差异也较大，针对不同的水质，采用分质处理，增加1套透平凝液脱盐水系统。根据建设单位统计的数据，各脱盐水系统设计处理规模略大于实际处理量，留有一定冗余，设计规模合理。（5）回用水Ⅰ系列主要处理锅炉排污水、汽包排污水和清净下水，采用多介质过滤器+超滤+反渗透处理工艺，产水有3个去向，分别为管廊、中水回用内部用水和树脂再生及一级反渗透、二级反渗透、一级纳滤、二级纳滤、三级反渗透处理工段，出水去回用水池。其中，一二级纳滤浓水去硝侧原料池分盐处理，三级反渗透浓水去盐侧原料池分盐处理。回用水站Ⅱ**处理站的排污水，采用多介质过滤器+超滤+反渗透处理工艺，考虑生产、回用水量的波动，处理规模较环评阶段增加100m3/h。项目根据水质不同进行污水处理系统产水和清净废水系统分质处理，清净下水由于水质较好，适度处理后即可回用，流程短、运行费用低，产水率高，以低成本可以获得大量优质再生水，大大节省了费用。通过“分质处理”，让“清净下水”以低成本运行，实现了以较低代价获取大量水的目标。“污水回用”系列虽然处理成本高，但其产出水价值也最高。这种精细化管理，能让企业的环保投入产生最大的经济和环境回报。是对回用水处理工艺的优化和改进，有利于利于分质回收、分质利用，节约水处理成本，节约用水。（6）项目可行性研究报告编制单位和施工设计单位均为**公司。环评报告编制依据可行性研究报告。施工设计阶段，成达院根据相关技术规范，重新核算所需事故池最大容积为6312.10m3。根据核算结果，对事故池的容积从可行性研究阶段的20000m3调整为7000m3。2026年7月6日，成达院出具了关于事故池变动情况说明，说明中详细描述了可行性研究阶段和施工设计阶段事故池具体核算过程，并进行了造成差异原因分析：可行性研究报告估算的甲醇成品罐区消防用水量过大，最终导致环评报告中消防事故水池有效容积远大于详细设计阶段事故水池有效容积。可研及环评报告一次消防用水量估算偏大，详细设计阶段是基于本项目实际建设情况计算确定的，因此事故水池计算应以详细设计阶段一次消防用水量为准。根据《石化企业水体环境风险防控技术要求》（Q/SH 0729-2018）、《石油化工企业设计防火规范》（GB 50160-2008）、《消防给水及消火栓系统技术规范》（GB 50974-2014）等相关设计规范以及项目《消防专篇》《**化综合利用制甲醇升级示范项目安全设施设计专篇》（公司，2024年4月），经计算和对比分析得出，本项目配套建设了1座有效容积为7000m3的事故水池，大于所需事故水池容积6312.10m3，即实际消事故水池容积大于所需容积，满足规范对消防事故水收集的要求。不会加重环境风险。（7）项目可行性研究报告编制单位和施工设计单位均为公司。环评报告编制依据可行性研究报告。浓盐水缓冲池为蒸发结晶单元和纳滤单元共用的事故水池，当设备计划停机检修或事故停车时临时使用。将浓盐水缓冲池设置3种不同种类的事故池分格，保证设备具备开机条件后，事故池内料液可以分别进入蒸发结晶单元各自处理单元，从而最大限度回收利用，3联通共用。2026年7月6日，成达院出具了关于浓盐水缓冲池变动情况说明，说明中详细描述了回用水站工艺简述、可行性研究阶段和施工设计阶段浓盐水缓冲池具体核算过程，并进行了造成差异的原因分析：可行性研究阶段浓盐水处理规模150m3/h，蒸发结晶单元分盐处理规模50m3/h，合计总规模200m3/h。实际本项目原水为雪山融水，水质全分析报告结果显示含盐量较低，详细过程中进行了详细计算，浓盐水处理设计规模为30m3/h，蒸发结晶单元设计处理规模共20m3/h。详细设计阶段进入纳滤分盐的浓盐水设计规模为30m3/h，硫酸钠分盐设计规模15.5m3/h，氯化钠分盐设计规模4.5m3/h，合计总规模50m3/h，较可行性研究阶段总规模减少150m3/h，导致详细设计浓盐水缓冲池的容积较可行性研究报告大幅减少。可行性研究报告中浓盐水池缓冲容积是将浓盐水处理阶段的缓冲容积与蒸发结晶单元的浓盐水缓冲容积叠加计算浓盐水缓冲池的总容积，详细设计阶段浓盐水缓冲池是选取两个单元较大值确定总容积。整个回用水站可以理解为一条水处理工艺线，当分盐处理浓盐水进入到浓盐水缓冲池时，蒸发结晶单元会处于暂时停机状态，也就是说两种事故状态不时发生，因此选取两种事故状态中事故水池较大的一种工况是合理的。同时，根据运行经验，回用水站零排放系统中浓盐水在蒸发单元容易出现设备腐蚀、污堵和结垢等，不易连续稳定运行，而前段的回用水单元和纳滤分盐单元技术具为较成熟，不易发生事故。这一点在GB/T 50483-2019中第6.5.13条的条文解释也是相同的观点。本项目在设计时，已经将回用水处理单元全部按照两个系列设计，也最大限度的降低事故工况的影响，蒸发结晶单元的事故状态才需要应该重点关注。因此可行性研究报告中选取两种事故状态叠加计算浓盐水缓冲池是不合理的，应选择两种事故状态下需要缓冲池最大的工况进行设计。依据《化工建设项目环境保护工程设计标准》（GB/T 50483-2019）第6.5.13条款：回用水站浓盐水暂存设施有效容积应根据蒸发结晶、膜浓缩等处理装置的故障与检修时间计算确定。根据核算结果蒸发结晶单元需浓盐水缓冲池有效容积为V总=V1+V2+V3=2424m3，实际留有一定冗余，硫酸钠浓水事故缓冲池容积为750m3，氯化钠浓水事故缓冲池容积为2475m3，杂盐浓水事故缓冲池容积495m3。蒸发结晶单元浓盐水缓冲池有效容积为V总=750m3+2475m3+495m3=3720m3，满足事故状态下，含盐废水进入浓盐水缓存池进行暂存需求。经过计算和对比分析得出，本项目配套建设浓盐水缓冲池总有效容积为3720m2，远大于核算容积，满足规范、实际工程设计和运行操作对浓盐水缓冲池的要求。设置三种不同种类的事故池，当事故状态下，池内料液可以分别进入各自处理单元，从而最大限度回收利用；（8）事故油池容积的核算根据《**电站设计防火标准》（GB 50229-2019）第6.7.8条“变电站总事故驻油池的容量应按基接入的油量最大的一台设备确定”，又根据《电力设备典型消防规程》（DL 5027-2015）第10.3.7条“变电站总事故油池容量应按最大一台变压器油量的60%确定”。本项目最大的1台主变压器油量为13.6吨（容积为15.28m3），世纪事故油池容积为31.2m3，有效容积为15.6m3，可满足最大1台主变压器油量的100%泄漏收纳需求，满足规范要求。环评阶段主变压器设备、油量不确定，变压器厂家的油量也不一样，故环评阶段估算变压器油量，事故油池容量也依此估算。建设阶段最终事故油池以实际招标购买的最大1台主变容量为准，并满足100%容量设计即可，满足现行国家规范和标准，不会加重环境风险；（9）环评阶段在夏季正常工况下，高压蒸汽管网设置两台45MW 抽凝汽式高压余热汽轮发电机组以适应全厂各工况的运行要求，抽1.1MPaG 86.9t/h(含减温水)蒸汽进入低压蒸汽管网，此时发电量为2×40802KW；次中压蒸汽管网设置1台35MW抽凝式低压余热汽轮发电机组，抽0.5MPaG36.6t/h(含减温水)蒸汽进入低低压蒸汽管网，此时发电量为33260KW。在冬季正常工况下，抽凝汽式高压余热汽轮发电机组抽1.1MPaG87.3t/h(含减温水)蒸汽进入低压蒸汽管网，此时发电量为2×40779KW；次中压抽凝汽式低压余热汽轮发电机组抽 0.5MPaG 96.6th(含减温水)蒸汽进入低低压蒸汽管网，此时发电量为23024KW。35MW抽凝式机组满负荷约需195t/h蒸汽，而30MW机组约需165~170t/h，根据环评设计，夏季正常工况下，抽0.5MPaG36.6t/h(含减温水)蒸汽进入低低压蒸汽管网，冬季次中压抽凝汽式低压余热汽轮发电机组抽 0.5MPaG 96.6th(含减温水)蒸汽进入低低压蒸汽管网，考虑留有一定冗余，匹配30MW的机组是合理的。避免余热蒸汽量不足，机组长期在低负荷工况下运行，汽轮机内效率会显著下降，经济性恶化。30MW机组与现有蒸汽量匹配度更高，能够保证较高的负荷率和运行效率。且余热发电受主工艺运行状态影响较大，主工艺负荷波动是常态。余热发电设计规范要求机组容量应充分考虑废气参数波动的影响。30MW方案对余热波动的适应裕度更大，低负荷运行时风险更小。实际根据余热蒸汽量调整汽轮机组的装机容量，较环评阶段减少5WM，更精准地匹配了实际的余热条件，保证机组较高的运行效率和经济性，应对主工艺波动时，负荷率区间更合理，运行更稳定。在保证供热需求的前提下，投资更省、效率更优。（10）实际根据化学品储运的需要，建设3座化学品库，实际危险化学品库面积较环评设计减少275.5m2，降低了危险化学品储存能力，有利于减少环境风险。项目增加1座煤气化装置一般化学品库，专用于储存煤气化装置使用的化学品，总面积增加1332m2，面积增加208.3%，增加>30%，2025年9月15日，中华人民国生态部就关于《污染影响类建设项目重大变动清单（试行）》（环办环评函[2020]688号）提出“生产、处置或储存能力增大30%及以上的”所有项目是否需要考虑这三种情形的变化的回复：生产、处置或储存能力是以项目主要经营目的来判断，对于以储存为主要经营目的的项目，以储存能力变化情况来判断；对以处置固体废物为主要经营目的项目，则以处置能力变化的情况来判断。本项目属于生产经营单位，一般化学品库面积增加208.3%，不属于重大变动。根据《建设项目环境影响分类管理名录（2021年版）》，一般化学品库建设项目属于豁免，可不履行相关环评手续。本项目储存的危险化学品采用袋装、桶装，领用时不进行分装，无敞开及开盖作业，项目化学品库面积增加，应加强化学品管理，采用电子台账实时监控库存，设置最小领用量制度。采取以上措施后，不会增加污染物排放，不增加环境风险。（11）综合仓库主要用于储存备品备件、金属材料、仪表设备器材和电气设备器材等，通过提高周转率，缩短物料在场内停留时间，实现了单位面积储存效能的极大提升。根据近一年的实际运行数据显示，仓库最高库存量未达设计上限，说明现有面积满足储存物料的需求。根据实际较环评阶段面积减少2500m2，减少了施工期生态扰动，土方量减少，降低了水土流失风险，减少疏散距离，降低了能耗和风险。（12）较环评阶段，单座筒仓直径增加6m，容积减少412m3，总容积减少1648m3。筒仓直径增加，容积减少，更大的直径配合严格的密闭输送与卸料除尘系统，可以有效减少物料在进仓、出仓过程中的倒运次数和落差，进一步降低了粉尘排放量，筒仓容积减少，尤其针对易自燃的煤种，可以缩短其在仓内的周转时间，减少自燃风险，对安全和环境的影响趋向正效益。（13）浮顶罐内部有一个随液面上下浮动的“浮顶”（浮盘），紧贴液面，几乎没有气体空间，主要排放来源是挂壁损失和边缘密封损失，远低于固定顶罐的大、小呼吸损耗。浮顶罐通过其浮动顶盖的设计，从根本上消除了固定顶罐最主要的“呼吸”排放源，浮顶罐是大幅减少VOCs无组织排放的有效措施，将粗甲醇储罐调整为浮顶罐，是对罐型的优化调整，减少挥发性有机物的排放，对环境的影响趋于向好。甲醇罐区新增甲醇退料罐和杂醇油储罐，项目对甲醇罐区废气进行收集治理，采用“水洗+活性炭”吸附处理措施，将储罐大小呼吸无组织排放转为有组织排放，对环境的影响趋于向好。甲醇罐区废气与汽车装卸废气并入1个排放口，根据验收监测结果，甲醇装车油气回收废气排口甲醇、非甲烷总烃满足《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）限值要求。项目新增1座单座容积221m3丙烯退料罐，储罐表压1.24MPa，属于压力罐，根据《工业源挥发性有机物通用源项产排污核算系数手册》3.2条款，压力储罐暂不考虑VOCS排放。根据《石化行业VOCs污染源排查技术指南》，压力罐主要用于储存挥发性较强的有机液体或气体，通常装有安全阀，可以阻止因沸腾引起的外排损失以及因昼夜温差和气压变化引起的呼吸损失。压力罐的操作中几乎没有蒸发或工作损失发生，且对压力罐的VOCs损失还没有合适的评价体系进行估算，因此，新增的1座丙烯退料罐不进行无组织VOCS核算。硫酸储罐较环评阶段增加600m3，氨水储罐较环评阶段增加150m3，进行了储罐大小呼吸的核算，2025年9月15日，中华人民国生态部就关于《污染影响类建设项目重大变动清单（试行）》（环办环评函[2020]688号）提出“生产、处置或储存能力增大30%及以上的”所有项目是否均需要考虑这三种情形的变化的回复：生产、处置或储存能力是以项目主要经营目的来判断，对于以储存为主要经营目的的项目，以储存能力变化情况来判断；对以处置固体废物为主要经营目的项目，则以处置能力变化的情况来判断。本项目属于生产经营单位，硫酸和氨水均属于本项目副产品，储罐数量和容积增加，不进行储存、处置能力的判定，不属于重大变动。由于本项目较环评阶段储罐数量有所增加，建设单位应加强储罐管理，定期对罐壁、罐底、罐顶等结构进行强度校核，定期进行巡回检查，加强培训和演练，进一步减少污染物排放，提升安全管理水平。（14）环评阶段对固废属性的判定依据《国家危险废物名录》（2021年版），物化污泥属于HW11（451-002-11）“煤气生产过程中产生的废水处理污泥(不包括废水生化处理污泥)”，将物化污泥定义为危险废物。生化污泥属于《名录》中用括号注明的“不包括...”的废物，未列入国家危险废物名录，属于一般固废。2024年11月26日，生态环境部、**委员会、部、交通运输部、**委员会以令第36号公布《国家危险废物名录》（2025年版），自2025年1月1日起施行。《国家危险废物名录》（2025年版）中将HW11（451-002-11）变更为“固定床气化技术制煤气过程中产生的废水处理污泥(不包括废水生化处理污泥)”。本项目气化炉为晋华炉，该炉型采用“水煤浆+膜式水冷壁”工艺，不属于固定床气化技术。因此本项目产生的物化污泥不在《国家危险废物名录》(2025版)中。对于《名录》中用括号注明的“不包括...”的废物，均属于未列入《名录》的废物，对于这些废物，若不能通过工艺分析等排除其存在危险特性，则需进一步根据《危险废物鉴别标准》(GB5085.1~7)和《危险废物鉴别技术规范》(HJ/T 298)等判定是否属于危险废物，因此本项目物化、生化污泥均需进行危废属性鉴定，鉴果未出来前，全部按照危废管理。（15）项目工艺循环水站、空分循环水站均采用干湿分离闭式循环水系统，循环冷却水不会与大气直接接触散热。根据《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2017）9.3条款要求：对开式循环冷却系统，每6个月对流经换热器进口和出口循环冷却水中的总有机碳（TOC）浓度进行检测。本项目属于闭式循环水系统，可不开展TOC检测；（16）根据生产及一般固废储存需要，调整一般固废暂存库的面积，较环评阶段，一般固废暂存库面积增加5552m2，增大555.2%。2025年9月15日，中华人民国生态部就关于《污染影响类建设项目重大变动清单（试行）》（环办环评函[2020]688号）提出“生产、处置或储存能力增大30%及以上的”所有项目是否均需要考虑这三种情形的变化的回复：生产、处置或储存能力是以项目主要经营目的来判断，对于以储存为主要经营目的的项目，以储存能力变化情况来判断；对以处置固体废物为主要经营目的项目，则以处置能力变化的情况来判断。本项目属于生产经营单位，一般固废暂存库面积增加，不进行储存、处置能力的判定，不属于重大变动；（17）电厂3#水井已经废弃掩埋，现场无3#水井，厂区110kV变电站事故油池东侧已布设地下管网，无法打井，在罐区东南侧布设1口监测井，作为跟踪监测井，变电所与罐区位置相邻，调整幅度很小，监测井数量不发生变化，满足规范要求；（18）生化污泥热值远低于煤粉和焦沫，未经干化处理的污泥含水率通常很高，掺入后首先会消耗气化炉大量热量用于蒸发水分，导致气化温度下降，有效气（CO+H2）产率降低，直接影响甲醇产量。污泥中的无机物和重金属会转化为额外的灰分，如果入炉灰分增加，或者改变了煤的灰熔融性，可能导致气化炉排渣困难、堵塞，甚至需要停炉清渣。在极端情况下，炉渣黏温特性恶化会直接威胁气化炉的长周期安全运行。污泥中可能含有氯离子等，在气化高温环境下会生成HCl等腐蚀性气体，对后续的洗涤、变换、脱硫等设备和管道造成腐蚀。考虑以上因素，为保证产品质量，实现生产装置的长期、稳定运行，实际将生化污泥填埋处理。对照《关于印发污染影响类建设项目重大变动清单（试行）的通知》（环办环函评[2020]688号），其中“固体废物利用处置方式由委托外单位利用处置改为自行利用处置的（自行利用处置设施单独开展环境影响评价的除外）；固体废物自行处置方式变化，导致不利环境影响加重的”，属于重大变动，本项目不属于固体废物利用处置方式由委托外单位利用处置改为自行利用处置，本项目处置方式发生变化，不会导致不利的环境影响加重，不属于重大变动；（19）为落实杂盐的类别归属，确定合理的处置方式，规范对杂盐的管理，对杂盐危废属性进行鉴别，经鉴定，属于一般固废，鉴定前，建设单位将杂盐按照危险废物进行管理，暂存危废暂存库，未发生转运，鉴定为一般固废后，杂盐外售处理。（20）由于气化细渣水份较大，未作为锅炉燃料。气化细渣挥发分极低，与燃料煤属于特性差异非常大的两种燃料，掺烧后燃尽特性变差，飞灰含碳量增加，高水分细渣易造成煤仓结团、给煤机堵煤断煤，锅炉蒸汽量波动，对生产装置稳定运行造成风险，结渣风险显著增加。煤气化细渣用于替代铝质原料去水泥厂生产水泥熟料，实现的固废的化利用，由于掺加比例有限，剩余部分去渣场填埋处理。根据验收监测结果，蒸汽锅炉烟气排口颗粒物排放量1.968t/a，SO2排放量1.176t/a，NOX排放量40.96t/a，汞及其化合物排放量1.472×10-3t/a，较环评阶段，颗粒物排放减少15.672t/a，SO2排放减少36.504t/a，NOX排放减少12.08t/a，汞及其化合物排放减少0.0065t/a。

3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

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2.024	44.4	2.024	2.024	/
54.409	77.2	54.409	54.409	/
4.3155	11.78	4.316	4.316	/
2.975	72.1	2.975	2.975	/

4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

污水处理站、回用水站

回用水须满足《石油化工给水排水水质标准》（SH/T 3099-2021）表5.7.1再生水用于间冷开式循环冷却水补充水水质控制标准。

污水处理采用“预处理+改良SBR工艺+反硝化生物滤池+深度处理（两级BAF）”工艺，设计规模250m3/h，回用采用““浓缩软化预处理+反渗透”工艺，全部回用于循环水补水、煤气化工段，不外排。回用水站1系列处理规模350m3/h，回用水站2系列处理规模250m3/h，硝侧设计规模5.5m3/h，盐侧蒸设计规模：14.5m3/h。分盐采用“逐级预处理+多级纳滤分盐+多级反渗透”工艺，硝侧设计规模5.5m3/h，盐侧蒸设计规模：14.5m3/h。

验收监测期间，****处理站出口各指标均符合《石油化工给水排水水质标准》（SH/T 3099-2021）表5.7.1再生水用于间冷开式循环冷却水补充水水质控制标准要求。

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

1	气化装置真空闪蒸废气处理设施	《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）	经90.2m高排气筒排放	气化装置废气排口硫化氢排放满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）限值要求
2	净化装置CO2尾气处理设施	《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）和《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）	水洗塔洗涤+活性炭吸附处理后，经92m高排气筒排放	净化装置废气排口硫化氢排放满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）限值要求。甲醇、非甲烷总烃排放满足《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）限值要求
3	硫回收装置WSA尾气处理设施	《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年年修改单）	SCR脱硝+双氧水氧化处理后，经52m高排气筒排放	硫回收装置废气排口SO2、NOX、硫酸雾排放满足《石油炼制工业污染物排放标准》GB 31570-2015（含2024年年修改单）限值要求
4	甲醇装置减压塔真空尾气处理设施	《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）	两级冷凝+水吸收处理后，经1根33.6m高排气筒排放	甲醇装置真空减压塔废气排口甲醇、非甲烷总烃排放满足《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）限值要求
5	5#转运站含尘废气处理设施	《煤炭工业污染物排放标准》（GB 20426-2006）	布袋除尘处理，经56m高排气筒排放	5#转运站废气排口颗粒物排放满足《煤炭工业污染物排放标准》（GB 20426-2006）限值要求
6	2#破碎楼含尘废气处理设施	《煤炭工业污染物排放标准》（GB 20426-2006）	布袋除尘处理，经30.4m高排气筒排放	2#破碎楼废气排口颗粒物排放满足《煤炭工业污染物排放标准》（GB 20426-2006）限值要求
7	8#皮带含尘废气处理设施	《煤炭工业污染物排放标准》（GB 20426-2006）	布袋除尘处理，经40m高排气筒排放	8#皮带废气排口颗粒物排放满足《煤炭工业污染物排放标准》（GB 20426-2006）限值要求
8	1#原料筒仓含尘废气处理设施	《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）	布袋除尘处理后，经62.5m的排气筒排放	1#筒仓废气排口颗粒物排放满足《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）限值要求
9	2#原料筒仓含尘废气处理设施	《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）	布袋除尘处理后，经62.5m的排气筒排放	2#筒仓废气排口颗粒物排放满足《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）限值要求
10	3#原料筒仓含尘废气处理设施	《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）	布袋除尘处理后，经62.5m的排气筒排放	3#筒仓废气排口颗粒物排放满足《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）限值要求
11	4#原料筒仓含尘废气处理设施	《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）	布袋除尘处理后，经62.5m的排气筒排放	4#筒仓废气排口颗粒物排放满足《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）限值要求
12	甲醇储存装车、产品罐区废气处理设施	《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）	收集装卸车废气及产品甲醇罐区废气，采用水冷+活性炭吸附处理后，经15m高排气筒排放	甲醇装车油气回收废气排口甲醇、非甲烷总烃满足《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年年修改单）限值要求
13	动力中心过热炉烟气处理设施	《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）	采用低氮燃烧+SCR脱硝，由90m高排气筒排放	过热炉烟气排口NOX排放满足《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）工艺加热炉限值要求
14	动力中心蒸汽锅炉烟气处理设施	关于印发的通知》（环发[2015]164号）、《燃煤电厂烟气汞污染物排放标准》（DB 65/T 3909-2016）、《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）	采用“低氮燃烧+炉内干法脱硫+SCR+炉外半干法脱硫（电石渣）+袋式除尘”处理，经90m高排气筒排放	蒸汽锅炉烟气排口颗粒物、SO2、NOX、排放满足关于印发的通知》（环发[2015]164号）文件要求，汞及其化合物排放满足《燃煤电厂烟气汞污染物排放标准》（DB 65/T 3909-2016****电厂标准限值要求，烟气黑度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）要求
15	污水处理站除臭废气处理设施	《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）、《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）	采取“生物过滤+活性炭吸附+碱吸收”处理后，经15m高排气筒排放	污水处理废气排口硫化氢、氨排放满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）限值要求，非甲烷总烃满足《石油化学工业污染物排放标准》GB 31571-2015（含2024年修改单）表4限值要求
16	危废暂存库废气处理设施	《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）	活性炭吸附处理+15m高排气筒排放	危废暂存库废气排口NMHC排放满足《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）限值要求
17	锅炉仓顶含尘废气处理设施	《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）	布袋除尘处理后，经36.4m的排气筒排放	锅炉煤仓顶部废气排口颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）限值要求

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

噪声污染防治设施

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）3类

厂房隔声、加消音器、基础减振、泵箱降噪、变频风机，风筒隔声降噪

验收监测期间，厂界噪声昼间、夜间均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）3类功能区的要求

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

（1）源头控制：项目生产过程中各装置排出的生产废水送至其他生产装置综合利用，****处理站和回用水装置处理后回用，减少污染物的排放量。生产废水和生活污水均进行有效处理，在厂内尽可能回用，不能****处理站进行处理。对产生的废水进行合理处理或综合利用，采用先进工艺、管道、设备、污水储存及处理构筑物，尽可能从源头上减少可能污染物产生。管线铺设尽量采用“可视化”原则，管道尽可能的地上铺设，做到污染物“早发现、早处理”。（2）分区防渗：埋地液体物料管道、生产污水井及各种污水池（生产污水的检查井、水封井、渗漏液检查井，应急事故池、变电站事故油池、浓盐水缓冲池、污水预处理池等）；地下罐/槽（各种地下式污废罐等基础的底板及壁板）；危废暂存库、危险化学品库；液体罐区地面及围堰重点防渗。各生产车间、一般固废暂存库、一般化学品库一般防渗，盐水站、循环水站、净水站、中央控制楼等，采取简单防渗，一般地面硬化。（3）设置3口地下水监测井，定期监测区域地下水。

（1）源头控制：项目生产废水和生活污水均进行有效处理，全部回用不外排。采用先进工艺、管道、设备、污水储存及处理构筑物，从源头上减少可能污染物产生。管线铺设采用“可视化”原则，管道尽可能的地上铺设，做到污染物“早发现、早处理”。（2）分区防渗：埋地液体物料管道、生产污水井及各种污水池（生产污水的检查井、水封井、渗漏液检查井，应急事故池、变电站事故油池、浓盐水缓冲池、污水预处理池等）；地下罐/槽（各种地下式污废罐等基础的底板及壁板）；危废暂存库、危险化学品库；液体罐区地面及围堰重点防渗。各生产车间、一般固废暂存库、一般化学品库一般防渗，盐水站、循环水站、净水站、中央控制楼等，采取简单防渗，一般地面硬化。（3）设置3口地下水监测井，物流大道西二门外监测井为本底井（上游），坐标：42°48′55″N，87°58′1″E。罐区东南侧设1个跟踪监测井（项目区），坐标：42°48′49″N，87°58′11″E。污水处理站调节池东侧设1个污染扩散井（下游），坐标：42°48′43″N，87°58′33″E，定****公司开展地下水监测。

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

危险废物贮存库位于厂区西北方向、占地面积750m2

危险废物贮存库位于厂区西北方向、占地面积750m2、共设有8个分区：1区储存废机油、废油桶、废油漆桶；2区储存转换废瓷球、甲醇废瓷球、变换废瓷球；3区储存杂盐和物化污泥；4区储存废脱销催化剂；5区储存废催化剂、废净化剂；6区备用区，根据各类危废产生情况做调整；7区储存化验室废液；8区储存废活性炭

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

（1）建设1座20000m3事故水池；（2）建设1座20000m3浓盐水缓冲池；（3）建设1座25m3事故油池

设计单位根据《石化企业水体环境风险防控技术要求》（Q/SH 0729-2018）、《石油化工企业设计防火规范》（GB 50160-2008）、《消防给水及消火栓系统技术规范》（GB 50974-2014）、《****电站设计防火标准》（GB 50229-2019）、《电力设备典型消防规程》（DL 5027-2015《化工建设项目环境保护工程设计标准》（GB/T 50483-2019）等相关设计规范，重新核算事故池、浓盐水缓冲池、变电站事故油池容积，（1）建设1座7000m3事故水池；（2）设置不同种类的事故池，建设1座750m3硫酸钠浓水事故水池，1座2475m3氯化钠浓水事故水池，1座495m3杂盐浓水事故水池；（3）建设1座15.6m3事故油池，满足国家规范和标准要求，不会加重环境风险

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程