中国石油锦西石化分公司1000万吨炼油工程环评报告

中国石油锦西石化分公司1000万吨/年炼油工程环境影响报告书
（简本）
中国石油大学（华东）
二OO八年九月
第一章总论
1.1 项目由来及建设意义
随着我国国民经济持续、快速、健康发展和人民生活水平和消费结构的不断提高，特别是与石油消费密切相关的汽车、交通运输、建材、轻纺等行业的发展，为我国石化等基础原材料产业的加快发展，提供了日益增长的社会需求和不断拓展的市场空间。

按照国家发展和改革委员会颁布的“十一五”期间炼油工业专项规划，以及近年来执行情况，2010年我国炼油能力将达到4.2亿吨，到2020年，考虑技术进步，节能节油措施落实以及替代燃料的发展，我国炼油能力大约需达到5.5亿吨，即2010年后尚需再增加炼油能力1.3亿吨。

我国炼油工业经过50多年的发展，已形成了比较完整的工业体系，基本满足国内对各种石油产品的需求。

但存在以下主要问题：
一是炼油布局不尽合理，炼厂布局集中在资源产地，随原油管道建成及沿海、港口码头建成，只要原油资源能到达地，也布局了一批炼厂。

但是由于东北、西北地区原油资源集中，当地油品消费能力较差，炼油能力过剩，形成我国成品油“北油南下、西油东进、逐次递推”的调运格局，占用了我国相当的运力资源。

改革开放以来，开始加工进口原油，炼油布局调整重心移至经济增长快，消费需求大，有条件加工进口原油的沿海地区，以改扩建为主、新建为辅实现了转移。

进入二十一世纪，石油资源紧缺，市场化进程加快，大力发展成品油长输管道及网络建设，减弱了布局不尽合理带来的矛盾。

二是行业集中度低，资源利用分散，影响了炼油工业整体竞争力的提高。

三是原油资源对外依存度逐年加大，原油供应体系脆弱。

2007年我国加工原油3.46亿吨，其中净进口原油1.59亿吨，占46％。

国内原油产量未来基本保持不变，而消费量将大幅上升，加剧我国石油供应对世界石油市场的依赖，预计到2020年，我国原油加工量将达到5亿吨，届时需进口原油3.2亿吨，占64％。

此外，尽管我国是世界第二大原油进口国，原油进口量已占世界原油贸易量9%，但在世界原油市场的价格博弈中常处于被动地位。

加之70%进口原油来自中东和非洲，需通过马六甲海峡运到国内，运输方式单一，风险较大。

同时，国家石油储备、企业商业储备等多层次储备制度也还刚
刚建立。

因此，可以认为我国原油供应体系十分脆弱，难以应对国际油价波动和供应短缺的风险。

从我国经济和产业安全角度考虑，将获得稳定可靠的石油资源的供应，作为决定中国炼油工业发展及新增炼油能力的重要决定因素。

据此，中国石油为获取更多石油资源，保障石油安全供应，履行国家石油公司的社会责任，从上世纪1993年开始探索“走出去”寻求合作开发机会，争取获得国外资源，至今已取得明显成绩。

2007年中国石油从国外拿到份额油3600万吨，预计2010年将拿到5000万吨，与此同时和主要石油资源国签署了一系列长期贸易原油协议，包括与俄罗斯签署的贸易原油协议。

俄罗斯已启动建设远东输油管道及中国支线。

中国支线从俄境内的斯科沃罗季诺到中国境内的大庆市，将逐步达到每年进口俄罗斯原油3000万吨的输送规模。

中国石油从自身炼化企业发展与调整相结合及落实振兴东北老工业基地战略出发，对中国支线进口的俄罗斯原油，拟主要留在东北加工，其中锦西石化是主要加工企业之一。

鉴于锦西石化建立于1938年，各装置规模小、设备陈旧、能耗高，且厂区已靠近城市中心，距居民点最近距离不到100米，存在严重的安全、环保隐患，已无进一步扩建的空间。

为此，中国石油将原列入“十一五”规划的就地改扩建，调整为在异地扩建1000万吨/年规模炼厂，新厂址选在葫芦岛市规划的北港工业区，是辽宁沿海工业带的重点发展区之一。

在锦西石化分公司建设1000万吨/年俄罗斯原油加工能力项目，具有多方面的必要性。

首先是通过加工进口俄罗斯原油，解决了我国石油安全战略问题；其次是落实振兴东北老工业基地战略决策，符合国家振兴东北老工业基地的战略思想；炼油项目的建设能够满足国民经济发展对成品油增长的需要，帮助企业发挥规模效益，提高企业竞争力。

根据《中华人民共和国环境影响评价法》、中华人民共和国国务院第[253]号令《建设项目环境保护管理条例》的规定，受中国石油锦西石化分公司的委托（附件1），中国石油大学（华东）承担了中国石油锦西石化分公司1000万吨/年炼油工程的环境影响评价工作。

中国石油大学（华东）环境工程研究开发中心在进行现场勘查、工程资料和环境资料收集、研究的基础上，根据国家有关环境保护方面的政策、法律、法规，编制完成了《中国石油锦西石化分公司1000万吨/年炼油工程环境影响评价大纲》。

2008年8月国家环保部环境评估中心组织专家组对评价大纲进行了技术咨询，提出了咨询意见。

依照环境影响评价大纲的要求及专家咨询意见，中国石油大学环境工程研究开发中心通
过细致的现场工作，包括收集资料、现场调研、现状监测、数据处理、预测分析等，编制完成了《中国石油锦西石化分公司1000万吨/年炼油工程环境影响报告书》一册。

敬请环境保护主管部门审查，敬请各位专家、领导批评指正。

1.2 编制依据
略
1.3 评价工作指导思想和评价原则
1.3.1 评价工作指导思想
坚持科学发展观，贯彻可持续发展战略，坚持循环经济理念，坚持环境与发展综合决策，采用最先进的污染防治措施，将本项目污染物排放降至最低，减轻项目对周围环境的影响，促进项目及周围地区的环境、经济、社会等方面协调、持续的发展。

1.3.2 评价原则
（1）严格执行国家、辽宁省、葫芦岛市有关环境保护法律、法规原则；
（2）坚持“科学、客观、公正”的原则；
（3）坚持科学发展观，坚持循环经济理念，坚持环境与发展综合决策的原则；
（4）贯彻“清洁生产”、“总量控制”、“达标排放”、“节约水资源”、“节能减排”的原则；
（5）充分利用已有环境现状资料，在对其进行准确性、时效性和实用性审核基础上加以利用，不足部分进行补充监测，在满足环评工作需要的前提下，环境现状工作力求精简；
（6）贯彻公众参与原则，做好环境影响评价信息发布和公众参与调查与评价工作，充分反馈和落实公众对炼油工程建设在环境保护方面意见和要求；
（7）落实国家环境保护总局关于环境风险评价的有关文件精神，做好炼油工程的环境风险事故的预测、防范措施和应急预案。

1.4 评价目的和评价重点
1.4.1 评价目的
通过评价查清拟建项目所在区域的环境质量现状，分析项目的工程特征和污染特
征，预测项目建成后对当地环境可能造成影响的范围和程度，提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施，为审查、设计、建设和生产管理提供科学依据。

1.4.2 评价重点
根据炼油工程和周围环境特点，本次评价工作以工程分析和清洁生产分析为基础，环境空气影响评价、海域环境影响评价、环境风险评价和污染防治措施及技术经济合理性分析为重点，结合其它专题工作，分析与评价炼油工程对环境的影响和项目建设的环境可行性。

1.5 评价工作等级
本工程为大型石油炼制项目，根据工程特点和工程估算的污染物排放量以及项目所在地的环境状况，遵照环境影响评价技术导则确定各环境要素的评价等级。

大气评价等级：一级；
地表水评价等级：三级从简，只作地表水环境质量现状调查；
海域评价等级：三级评价；
地下水评价等级：在详查评价区域水文地质的基础上，分析炼油工程对地下水环境的影响；
声环境评价等级：二级；
环境风险评价等级：一级。

1.6 评价范围
根据《环境影响评价技术导则》的相关规定要求，确定炼油工程各环境影响评价专题的评价工作范围。

1.6.1 环境空气
环境空气现状调查及评价范围：以动力站锅炉烟囱为中心，主导风向上风向7.0km 至下风向7.0km为边长，考虑到对市区的环境影响，垂直主导风向左12.0km，右6.0km 为边长，面积252km2的范围为环境空气影响评价范围，包括锦西石化分公司老厂区。

1.6.2 地表水
地表水环境质量现状调查范围：三河（五里河、连山河、茨山河）入海河段，即：工业园区污水处理场出水进连山河入口处上游100m处和入口下游200m处；连山河与
五里河、茨山河汇合处下游200m ，五里河三河汇合处上游100m ，茨山河三河汇合处上游100m 。

1.6.3 海域
本次海域环境现状调查范围：三河入海口及综合工业园以东附近海域，即锦州湾海域。

1.6.4 地下水
本次地下水拟进行一般性现状评价，调查评价范围以综合产业园区为核心。

1.6.5 声环境
厂界外1m ，同时考虑对周围环境敏感点的影响。

1.6.6 环境风险
（1）环境空气：厂址周围半径5.0km 范围及葫芦岛市区的环境敏感点、社会关注区、人口集中区等。

（2）地表水环境：三河入海河段及工业园区附近周边海域。

1.7 污染控制和环境保护目标
1.7.2 污染控制目标
控制炼油工程废气、废水污染源达标排放；厂界噪声满足标准要求；工业固体废物妥善处置，保护炼油工程所在区域周围环境质量。

1.7.2 环境保护目标
评价区内环境保护目标主要为居民集中居住区、学校等社会关注区。

各环境要素环境保护目标见表17-1。

表1.7-1 环境保护目标一览 社会居民集中居住区
与厂界最近相对位置 类别
序号 敏感目标名称 居住人口（人） 距离km 方向 1 闻家沟 210 3 N 2 魏家屯 350 2 N 笊篱头
子村
3 北齐屯 312 1.05 N
4 赵家屯 184 3 N 5
于家屯 144 2.07 NW 独树
沟村 6
杨家屯 285 2 NW
7
姚家屯 116 2 NW 8
韩家屯 296 2 N 9
陆家屯 414 2.03 N 10
张家屯 312 3 NW 11
贡屯村 663 5 N 12
牛营子村 1281 4.2 N 13
三义庙 586 6 N 14
拉拉屯村 1156 4.05 NW 15
小白马石村 682 2.06 NW 16
二台子村 2336 4.02 NW 17
锦北村 1983 4.1 NW 18
锦东村 4715 5 W 19
稻池村 3125 3.09 SW / 20
玉皇阁 3653 4.25 WWS 21 西山坡 4.06 S 马仗房
西街道
22 马仗房 246369 4 S 23 柳条沟 75 4.04 S 岛里
街道
24 新地号 57 3.1 S 学校
与厂界相对位置 序号
保护目标名称 人数 距离（km ） 方向 1 北港实验学校 858 2 N
1.8 功能区划及评价标准
1.8.1 区域环境功能区划
（1）环境空气
根据葫芦岛市人民政府办公室文件葫政办发[2002]61号《关于葫芦岛市环境空气质量功能区划分的通知》，本工程所在区域不在葫芦岛市城市环境空气功能区划范围内，但是其功能定位为工业区。

根据《环境空气质量标准》（GB3095-1996），因此环评建议项目所在区域环境空气执行《环境空气质量标准》二级标准。

（2）海域环境
根据《葫芦岛市大比例尺海洋功能区划》，确定污水排放海域海水水质执行《海水水质标准》（GB3097-1997）中的四类水质标准。

（3）地表水
本工程污水排入工业园污水处理场，最终回用或排入连山河。

根据葫政办发[2002]85号，《关于调整我市地表水环境功能区划分的通知》，地表水执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中V 类标准。

（4）地下水
本区域地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848-9）中III类标准。

（5）声环境
本工程所在区域不在葫芦岛市城市噪声功能区划范围内，其功能定位为工业区。

根据《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93），环评建议项目所在区域噪声执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中3类标准。

1.8.2 评价标准
1.8.
2.1 环境质量标准
（1）环境空气
环境空气执行《环境空气质量标准》（GB3095-1996，2000年修订）中二级标准，其他特征因子执行相应的环境质量标准。

（2）地表水
本次现状评价涉及的地表水体主要为三河（五里河、茨山河、连山河）入海河段，执行《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）中“V类”和特定项目标准。

（3）海域
近海海域执行《海水水质标准》（GB3097-1997）中IV类海水水质标准；海洋沉积物执行《海洋沉积物质量标准》（GB18668-2002）中的第三类标准；海洋生物执行《海洋生物质量》（GB18421-2001）中三类标准。

（4）地下水
地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中“III类”标准，标准中未列的石油类、硫化物参照《生活饮用水卫生标准》（GB5749－2006）标准执行。

（5）声环境
炼油工程所在的区域执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中3类标准。

1.8.
2.2 污染物排放标准
（1）废气
加热炉烟气执行《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）表2中加热炉（非金属加热炉）的二级标准；重油催化裂化装置烧焦烟气、硫磺回收装置焚烧炉尾气和聚丙烯装置干燥塔排气、料仓排气均执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）中二级标准限值，厂界监控污染物执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297
－1996）中无组织排放监控浓度限值，厂界恶臭污染物H2S、NH3执行《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中表1中新扩改二级标准。

（2）废水
炼油工程实施后含油污水处理场出水执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中一级标准，出水送回用水处理站深度处理后80%回用做循环水场补充水，其余污水经工业园污水管网排至工业园区污水处理场进一步处理，回用水执行《污水再生利用工程设计规范》（GB50335-2002）标准；含盐污水处理场执行辽宁省地方标准《污水综合排放标准》（DB 21/1627-2008）标准限值。

（3）噪声
施工期噪声执行《建筑施工场界噪声标准》（GB12523-90）限值。

运营期厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）“III类”标准。

（4）工业固体废物
工业固体废物分类及危险废物辨识分别执行《国家危险废物名录》、《危险废物鉴别标准》（GB5085-2007）、《固体废物浸出毒性浸出方法》（GB5086-1997）的有关规定；危险废物的处理/处置执行《危险废物储存污染控制标准》（GB18597-2001）、《危险废物填埋污染控制标准》（GB18598-2001）；一般废物的处理/处置执行《一般工业固体废物储存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）的有关规定。

1.8.
2.3 其他评价标准
环境风险评价执行《重大危险源辨识》（GB18218-2000）中的有关规定；
卫生防护距离按《炼油厂卫生防护距离标准》（GB8195-87）；
清洁生产执行《清洁生产标准石油炼制业》（HJ/T125-2003）中的有关规定。

1.8.3 评价时段
炼油工程建于辽宁省葫芦岛北港工业区综合工业园内，施工期主要环境影响因素是施工和运输扬尘、运输工具和机械设备噪声、施工弃土和填土、施工人员生活污水等，由于项目建设的规模较大，施工期将对周围环境产生一定的影响；生产运营期产生的污染物，将对区域内环境空气、地表水、地下水、声环境等产生不同程度的影响。

因此，确定炼油工程的环境影响评价时段为施工期和运营期。

1.9 评价因子
根据炼油工程初步工程分析，筛选、确定各环境影响要素的主要评价因子见表1.9-1。

表1.9-1 炼油工程评价因子表
序号
评价专题
评价要素
评价因子
废水 pH 、COD 、氨氮、石油类、挥发酚、硫化物、氰化物、SS 。

废气 有组织排放因子：SO 2、NO X 、烟尘、粉尘、NMCH 、Cl 2、HCl ；无组织排
放因子：NH 3、H 2S 、NMCH 、苯、二甲苯。

固体废物 工业固体废物 1
污染源分析与
评价
噪声
等效声级
环境空气
现状调查：常规因子：SO 2、NO 2、PM 10、TSP ，共4项；特征因子：硫化氢、氨、非甲烷烃、苯系物（苯、甲苯、二甲苯）、甲醇；在厂址加测臭气浓度、氯气、氯化氢。

预测评价：有组织排放因子：SO 2、NO X ，共2项；无组织排放因子：NMHC 、H 2S 、NH 3、苯、二甲苯，共2项。

地表水 监测项目：流量、水温、pH 、DO 、COD 、BOD 5、氨氮、氰化物、石油类、挥发酚、硫化物、苯系物（苯、甲苯、二甲苯）、汞、钼，共16项
地下水
现状调查：pH 、溶解性总固体、氟化物、硝酸盐氮、亚硝酸氮、氨氮、高锰酸盐指数、总硬度、砷、石油类、硫化物、总氰化物、挥发酚、苯、甲苯、二甲苯、铁、锰、镍、细菌总数，共20项。

海域
现状调查：海域水质：水温、pH 、盐度、悬浮物、溶解氧、COD 、石油类、PO 4-P 、无机氮（NO 3-N 、NO 2-N 、NH 4-N 之和）、Cu 、Pb 、Zn 、Cd 、Hg 监测因子共计16项。

底质：石油类、硫化物、有机碳、Cu 、Pb 、Cd 、Zn 、Hg ，共计8项。

生物残毒：主要收集具有代表性的鱼类和贝类，分析项目为石油类、Cu 、Cd 、Zn 、Hg 、Pb 共计6项。

海洋生物：浮游植物、浮游动物和底栖动物的种类组成、优势种及生物量的分布。

预测评价：COD 、石油类。

噪声 等效声级
2
环境影 响评价
土壤
现状调查：Hg 、As 、Pb 、Cd 、Cr 、Cu 、Ni 、pH 、石油类、苯系物（三苯）等，共计10项。

环境空气 苯、H 2S 、NH 3、CO 3
环境风 险评价
海域
原油
第二章建设项目概况
2.1 建设单位概况
中国石油锦西石化分公司1000万吨/年炼油工程由中国石油天然气股份有限公司
（下简称中国石油）出资建设，中国石油下属的锦西石化分公司负责具体实施。

中国石油是中国石油天然气集团控股，在纽约证券交易所及香港联合交易所挂牌上
市的股份制有限公司，是目前中国最大的原油、天然气生产供应商和两大炼油化工产品
生产供应商之一。

2007年10月，中国石油成功回归A股，在上海证券交易所挂牌上市。

中国石油2007年累计生产原油1.1亿吨，生产天然气530亿立方米。

中国石油的财务业
绩优良，利润连年增长，2007年实现净利润1516.77亿元人民币。

2.2 建设项目基本情况
（1）建设项目名称：中国石油锦西石化分公司1000万吨/年炼油工程。

（2）建设性质：异地扩建。

（3）建设地点：辽宁省葫芦岛经济开发区北港工业区综合工业园内。

（4）项目总投资：185.7214亿元。

（5）投资结构：工程全部由中国石油天然气股份有限公司出资建设。

（6）建设期和投产日期：项目建设期为3年，预期2011年投产。

（7）年操作时数：炼油装置（除渣油加氢脱硫装置外）及公用工程、辅助工程8400h，
渣油加氢脱硫装置和聚丙烯装置8000h。

（8）生产制度：生产装置均按四班三运转制，每天连续生产24h，生产管理人员和
辅助人员每天8h工作制。

（9）定员：炼油项目总定员612人。

主要技术经济指标详见表2.2-1和表2.2-2。

表2.2-1 炼油工程主要技术指标
序号项目单位指标
1 全厂综合商品率w% 92.79
2 全厂柴汽比（m/m） 2.01
3 炼油装置新鲜水耗量t/h 586
4 炼油装置新鲜水耗量 t/t原油0.492
5 全厂年用电量（外购）104kWh 37758
6 全厂平均电耗（外购） kWh/t原油37.76
7 建设投资 104元1769416
8 万吨/年原油加工能力所需建设投资 104元/（万吨/年原油）1769.416
9 全厂占地公顷198
10 万吨/年原油加工能力占地公顷/（万吨/年原油）0.198
11 全厂炼油综合能耗 MJ/t原油3018.0
12 全厂炼油单位能量因数能耗MJ/t·Ef 369.32
表2.2-2 炼油工程主要经济指标
序号项目单位指标备注
一基本数据
1 报批总投资万元1857214
1.1 建设投资万元1769416
1.2 建设期借款利息万元59487
1.3 铺底流动资金万元28312
2 销售收入万元3146064 生产期平均
3 总成本费用万元2548881 生产期平均
其中：折旧万元121919 生产期平均
4 流转税金及附加万元278342 生产期平均
5 利润总额万元318842 生产期平均
6 所得税万元79710 生产期平均
7 所得税后利润万元239131 生产期平均
二经济评价指标
1 税后财务指标
其中：财务内部收益率% 15.29
财务净现值万元352811 i
=12%
c
投资回收期年8.30 含建设期
2 税前财务指标
其中：财务内部收益率% 18.88
财务净现值万元780308 i
=12%
c
投资回收期年7.42 含建设期
3 资本金财务指标
其中：财务内部收益率% 19.68
财务净现值万元716988 i
=12%
c
4 投资利润率% 16.73
5 投资利税率% 31.33
6 资本金利润率% 27.06
7 借款偿还期年 5.42 含建设期
8 盈亏平衡点
生产期平均
其中：生产能力利用率% 34.91
9 单位加工费（生产期第八年）元/吨222.30 不含期间费用
单位加工费（生产期第八年）元/吨239.62 含期间费用
序号项目单位指标备注
10 单位现金加工费（生产期第八年）元/吨100.39 不含期间费用
单位现金加工费（生产期第八年）元/吨114.42 含期间费用
11 吨油净利润元/吨239.13 生产期平均2.3 工程组成及内容
炼油工程由主体工程、公用工程、辅助工程、储运工程和环保工程组成。

其中主体工程含15套装置，包括12套炼油装置、1套化工装置（聚丙烯）、1套制氢装置、1套氢提纯装置；公用工程含水、电、汽等设施；辅助工程包括电信、消防、办公系统、维修等；储运工程包括罐区、装卸车栈台、全厂性仓库等；环保工程包括硫磺回收、污水处理场、回用水处理站、厂内含油污水预处理站、全厂事故污水储池、事故消防水储池、后期雨水监控池、环境保护监测站、绿化等。

炼油工程组成详见表2.3-1。

表2.3-1 炼油工程内容主项一览表
装置名称规模主要工程内容
一、主体工程
常减压蒸馏装置1000×104t/a 1.原油换热；2.电脱盐；3.初馏；4.常压蒸馏5.减压蒸馏；6.轻烃回收；7.一脱三注等。

渣油加氢脱硫装置300×104t/a 1.加氢反应；2.氢气压缩；3.循环氢脱硫4.分馏等。

蜡油加氢裂化装置170×104t/a 1.加氢反应（包括压缩机）；2.分馏；3.脱硫4.LPG回收等。

重油催化裂化（含干气液
化气脱硫、液化气脱硫醇）260×104t/a
1.催化裂化部分包括反应-再生、分馏、吸收稳定、主风机烟气
能量回收机组、气压机组、余热锅炉等。

2.产品精制包括干气和液化气脱硫、液化气脱硫醇。

连续
重整
220×104t/a 连续重整单元（重整反应部分和催化剂再生部分）
连续重整－芳烃抽提
芳烃
抽提
100×104t/a 1.芳烃抽提；2.苯—甲苯分馏；3.二甲苯分离。

催化汽油加氢80×104t/a 1.选择性加氢；2.加氢脱硫。

柴油加氢精制330×104t/a 1.加氢反应（包括压缩机）；2.循环氢脱硫；3.分馏部分等。

柴油加氢改质100×104t/a 1.加氢反应（包括压缩机）；2.分馏部分等。

石脑油加氢240×104t/a 1.加氢反应；2.气液分离。

轻烃回收300×104t/a 1.原料气处理部分；2.脱丁烷部分；3.脱乙烷部分；4.液化气处理部分；5.石脑油分离部分
气体分馏装置40×104t/a 1.液化气精密分馏塔4座，分别为脱丙烷塔、脱乙烷塔、丙烯塔（2个）；2机泵；3.换热系统。

聚丙烯15×104t/a 1.助催化剂和催化剂制备；2.聚合；3.聚合物脱气；4.气相共聚；
5.聚合物汽蒸；
6.工艺设施；
7.单体净化；
8.添加剂加入及挤出造粒和包装；
9.储存。

MTBE装置7×104t/a 1.醚化反应器；2.催化蒸馏；3.甲醇回收。

制氢装置7×104m3/h 1.原料压缩；2.原料精制；3.水蒸汽转化；4.转换气变换；5.PSA 净化；6.产汽及余热回收。

氢气提纯11×104 m3/h 1.原料预处理；2. PSA提纯；3.解吸气压缩。

装置名称
规 模 主要工程内容
二、公用工程
循环水场（3座）
1.第一循环水场：20000m 3/h ；
2.第二循环水场：20000m 3/h ；
3.第三循环水场：20000m 3/h ；
第一循环水场：供应第一联合装置（常减压、石脑油加氢、轻烃回收）、第二联合装置（连续重整-芳烃抽提、PSA ）、空分空压站、低温热回收站和制冷站等装置；第二循环水场：供应第三联合装置（渣油加氢脱硫、蜡油加氢裂化、柴油加氢精制、制氢）、第四联合装置（柴油加氢改质、重油催化裂化、MTBE 、催化汽油加氢、气体分馏）以及项目预留装置；第三循环水场：供应聚丙烯、动力站。

每个循环水场均设有如下设施：1.旁滤处理，轻质滤料过滤器，单台处理能力200m 3/h ；2.逆流式机械通风冷却塔，单格塔冷却
能力为5000m 3/
h ；3.集水池；4.隔油池；5.加药设备；6.加氯机（每个循环水场各2套，单套最大投量20kg/h ）；7.冷却塔风机采用防爆电机；8.每台冷却塔设风机安全检测控制系统，三位一体探头（油温、油位、振动），报警、联锁系统。

除氧水设施
化学水处理站除氧，200t/h 。

1.化学水处理站设2台100t/h 大气除氧器。

2.动力站、催化裂化装置、连续重整、制氢为装置自产自用。

除盐水站 1000t/h 采用超滤＋反渗透＋混床工艺。

化学水处理站
凝结水站
300t/h
采用高密度纤维阻截法工艺，凝结水处理设备一套，含换热器4台、混床D2200 3台、凝结水罐2个，350m 3、阻截除油器3套，100m 3/h 、凝结水泵6台。

消防给水加压泵站
消防水12000m 3； 1.电动消防水加压泵3台，单台220L/s ，V=6000m 3钢制消防水贮罐2个；2.大型自动柴油消防机组3台，单台220L/s ；3.变频稳压消防泵2台，一用一备，单台10L/s 。

空压站
3×300 m 3/min ，其中 仪表用压缩空气305Nm 3/min ； 工厂用压缩空气175.9Nm 3/min 。

1.离心式空气压缩机3台，单台300m 3/min ；2.微热再生干燥器3套，单台300m 3/min ；3.储气罐3个，单台100m 3；4.球罐1个，400m 3；5.压缩空气增压机1台；6.电动桥式起重机（10t ）1台。

氮气站
12000Nm 3/h
新建氮气站一座，内设2套6000Nm 3/h 深冷制氮装置、2台300Nm 3/min 离心式压缩机、1台1000m 3的常压液氮储槽、1个3.0MPa 的400m 3氮气球罐、2台6000Nm 3/h 汽化器及相应的辅助设施。

低温热回收站 回收低温热负荷：58217kW ，
5006×104
kcal/h 。

1.低温热利用热媒水系统1套，含热水循环泵4台、过滤器2台、循环水冷却器2台、热水换热器和除盐水换热器各2台。

制冷站 制冷量1055kW 。

1.热水型溴化锂制冷机3台，单台制冷量1055kW ；2.1000kW 换热机组2台。

动力站 三炉两机 动力站3×220t/h 高压燃煤锅炉（两开一备），2台CC25-8.83/4.02/1.27双抽汽轮发电机组。

供电 全厂
1.厂区总变电站（220/35kV ）、35kV 变配电所7座；
2.全厂供电及照明；
3.全厂防雷、防静电及接地设施；
4.各装置的变配电、动力、照明、防雷及防静电接地等。

三、辅助工程 电信
全厂
1.行政电话系统；
2.生产调度电话系统；
3.各装置区设置的内部通信及扩音对讲系统；
4.无限对讲电话系统；
5.火灾自动报警系统；
6.工业电视监测系统；
7.数据传输系统；
8.电信网络系统。

消防站 全厂新建一座消防站 配备七辆消防车：斯太尔泡沫消防车2辆；全天候大功率泡沫消防车2辆；奔驰干粉消防车1辆；斯太尔水消防车1辆；多功能高架云梯车1辆。

其他消防设施 全厂
蒸汽灭火系统，灭火器，火灾报警系统。

泡沫站2座
一次灭火泡沫液储存量分别为 6.95m 3和10.5m 3。

2座泡沫站均设置：
1.隔膜储罐置换式空气泡沫比例混合器2套；
2.泡沫原液提升泵2台。