1. 建设项目概况
1.1 项目建设背景
中国石油独山子石化分公司(以下简称“ddddddd公司”)，是中国西部集炼油化工生产为一体的大型炼化企业。2009年投产的千万吨炼油和百万吨乙烯工程，总投资300多亿元，工程由1000万吨炼油、100万吨乙烯和公用工程三部分组成。目前ddddddd公司具备1000万吨/年炼油、122万吨/年乙烯生产能力，可生产燃料油、聚烯烃、橡胶、芳烃等26大类600多种炼化产品。
ddddddd公司炼油厂老区加氢裂化车间Ⅱ催化裂化装置(以下简称“Ⅱ催装置”)建成于1994年10月，为高低并列式提升管蜡油催化裂化，是炼油厂重要的二次加工装置，由独山子石化公司设计院设计。Ⅱ催化裂化装置位于ddddddd 公司炼油老厂区北区，经过历次改造目前加工能力为60万吨/年。因2009年ddddddd公司千万吨炼油和百万吨乙烯工程投产，该装置目前一直处于停开状态。但随着近年来国家实施更严格的车用汽柴油质量标准，市场对高品质汽柴油产品的需求量逐年增加，ddddddd公司炼油系统现有装置的汽柴油生产能力不足已无法满足市场供应需求。因此为了增加公司高品质汽柴油产品产量，ddddddd公司拟重开Ⅱ催化裂化装置以保证下游装置的催化汽柴油原料供应，最终提高公司高品质汽柴油产品的产量。
Ⅱ催化裂化装置在2009年停开之前的运行过程中还存在两方面问题，一方面是装置再生烟气中污染物浓度较高，虽然能够满足现有排放标准，但参考已发布的《石油炼制工业污染物排放标准(送审稿)》，新标准颁布后，装置再生烟气中污染物将不能实现达标排放；另一方面，装置在运行过程中ESD、DCS、气压机电液调速器系统设备老化、运行不稳定，给装置长周期稳定运行造成了一定的安全隐患。因此，本次公司重开Ⅱ催装置拟对装置现有老化设备进行更换并对ESD、DCS、气压机电液调速器系统进行优化改造，同时拟新建一套再生烟气除尘、脱硫、脱硝处理设施，确保装置重开后再生烟气实现达标排放。
1.2 项目位置
本项目为现有装置重开并进行技术改造的项目，ddddddd公司Ⅱ催化装置位于位于ddddddd公司炼油厂老厂区北厂区，Ⅱ催化装置车间北侧为60万吨/年馏分油加氢裂化装置、西侧为北厂区化验室、南侧为50万吨/年催化重整装置、东侧为厂区道路距老厂区东侧厂界约75m。项目地理位置见图1.2-1。
图1.2-1 项目地理位置示意图
1.3 项目建设内容
本项目是ddddddd公司对炼油老厂区现有停运的Ⅱ催化装置进行重开，同时针对装置原运行过程中存在的问题进行技术改造。项目主要建设内容如下：
(1)对现停运的Ⅱ催化装置重开。
(2)对现有Ⅱ催化装置的再生烟气新增脱硫、脱硝、除尘的治理设施，是装置重开后再生烟气污染物实现达标排放。
(3)对Ⅱ催化装置ESD、DCS、气压机电液调速器系统进行改造完善，增强装置运行的稳定性。
Ⅱ催化装置重开后配套的储运、公用辅助设施均可依托ddddddd公司现有系统。
Ⅱ催化装置新增的再生烟气脱硫设施土建工程量见表1.3-1。
序号名称结构型式建设
规模
构筑物工程量备注钢结构
(t)
钢筋砼
(m3)
混凝土
(m3)
砖石
(m3)
1 脱硫部分
1.1 滤液池钢筋砼 1.5 27 3 池内表面贴花岗
岩
1.2 设备基础钢筋砼或素砼 5.5 396 129 基础防腐1.3 围堰素砼20 抗渗混凝土
合计7 423 152
2 脱硝部分
2.1 废水罐槽钢筋砼
3.0 30 3
2.2 支架钢结构10 102 10 钢结构防火2.3 烟道支架钢筋砼8 0.5 30 4 基础防腐2.4 设备基础钢筋砼或素砼 1.0 87 15 基础防腐
2.5 分析小屋基
础
砼 1 0.3 20 合计14.8 249 52
拆除砼管架及基础：钢筋砼280m3，砼基础80m3
1.4 项目政策及相关规划相符性
本项目不属于《产业结构调整指导目录(2011年本)(修正)》中鼓励类、限制类、淘汰类项目，可视为允许类。同时装置重开符合《石化产业调整和振兴规划》
总体要求。因此，本项目建设符合国家相关产业政策。
Ⅱ催化装置重开，能够合理利用石油资源，有助于ddddddd公司提高高品质汽柴油产品产量，提高石化企业经济效益，符合《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《新疆克拉玛依市独山子区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《新疆克拉玛依市独山子区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》，以及《独山子城区总体规划》(2011-2020)。
2. 建设项目周围环境现状
2.1 项目所在地的环境现状
2.1.1 自然环境概况
2.1.1.1 地形地貌
独山子区地形总的趋势为西南高、东北低，平均坡降为 2.7%，西南到东南为丘陵山区，其余大部分地区属于洪积戈壁平原。本项目处于山前倾斜的戈壁平原，地形简单，地貌单一，以西约3.8km为南北流向的奎屯河，河谷切割深达百米以上，南面紧邻低山丘独山子山，山丘东侧3km为独山子区南洼地水源。
2.1.1.2 地质
独山子地区在地质构造上属于新第三纪以来形成的乌鲁木齐山前坳陷的西段，拟建工程所在地的海拔高度为780m～700m之间，地表及地层结构简单稳定。上覆310m～500m厚的第四纪冲积洪积松散沙砾石层，工程地质条件良好，卵石为良好的持力层。地震烈度为8度。
地层岩性自上而下大致为：
①素填土：灰色、土黄色，厚度0～1.2m不等，以粉土及卵砾为主，含少量建筑垃圾。松散～稍密，干～稍湿。该土为人工松散堆积，堆积年代较短，强度很低，且受荷后变形较大，不宜直接作为建构筑物的基础持力层。
②黄土状粉土：土黄色，厚度0.3m～1.0m，含植物根系及少量孔隙，平均孔径0.5mm。稍密，干。该层层位不稳定，厚度薄，强度相对较低，不宜直接作为建构筑物的基础持力层。
③卵石：土灰色、青灰色，厚度大于19m，骨架颗粒大部分连续接触，一般粒径20mm～50mm，最大粒径600mm，充填物以中、粗砂为主，且含少量粘性土，局部夹有砾砂薄层。稍密～中密，稍湿。该层层位稳定，厚度大，强度相对较高，是很好的建构筑物的基础持力层，其承载力标准值为fk＝500kPa。
2.1.1.3 水文地质
独山子区处于天山北麓山前地带，是奎屯河与巴音沟两个洪积扇交汇处，沉
积着厚百米的第四纪松散砂砾层。该地层渗水率较好。独山子区附近发育了几条源于山区又接近垂直于山体的季节性间歇性河流，自东向西分别有安集海河、乌兰布拉克沟、巳音沟、乔路特沟、奎屯河、将军沟。该区附近地下水补给主要有乌兰布拉克沟、巴音沟和奎屯河等。安集海河是该地区的富水地带。
独山子地区主要地表水奎屯河全长70km，集水面积1564km2，年径流量6.034×108m3，洪水期最大流量为173m3/s，枯水期最小流量为4.2m3/s，极端最小流量为2.6m3/s，呈现出典型的暖季迳流特征，是独山子地区生产、生活用水的主要来源之一。
该地区地下水埋藏较深，一般大于50m，主要靠河流渗透补给，同时也有部分破碎带的基岩裂隙水、干渠渗漏水及少量大气降水补入。该地区地下水在水质、水量和含水层岩性、埋藏量，均是由南向北、由好渐次、由大变小、由深变浅，地下水迳流和水的交替作用也由强烈转为缓慢，具有典型的山前倾斜平原分带性特征。
本项目厂区位于“独北山前洪冲积扇倾斜平原潜水带”，该潜水带主要指独山子背隆以北至奎屯市一带，为奎屯河洪冲积扇中下部，是地下水径流区，奎屯河水在该带大量下渗散失。这一带是由洪冲积扇形成的砾质平原，主要物质由第四系砂砾组成，厚达数百米以上。岩性由南往北逐渐变细，至公路以北出现亚粘土的夹层，地下水类型由单一的潜水逐渐过渡到多层结构的潜水-承压水，在奎屯市南缘已出现。这里大部分地面覆盖20cm～40cm厚的黄土夹砂砾层，局部达1m以上，构成了独山子矿区绿化的较好条件。该区上部东部一带主要接受南洼地地表水和地下水补给，西部接受奎屯河径流下渗补给。地下水埋深在南部独山子矿区一带达150m～200m以上，向北逐渐变浅，在奎屯市南缘约为10m～20m，在奎屯市北缘仅1m～3m。地下水流向大致为南北方向，或略偏东。流速在南部为40m/d～50m/d，公路附近为20m/d～30m/d，奎屯市约在5m/d～15m/d。该区大气降水补给很少，只在与洪水同时下渗时可补给地下水。该区水矿化度0.5 g/L～0.8g/L，水化学类型为HCO3-Ca，HCO3-SO4-Ca，SO4-HCO3-Ca型水。
奎屯河是独山子第一水源；巴音沟和乌兰布拉克沟冲洪积的多次交接替迭置，形成了南洼地层厚的松散含水介质，成为独山子南洼地水源地，为独山子第二水源，埋藏深度为170m～200m之间。在独山子东九公里地段(厂区以东20km
左右)为独山子第三水源，埋藏深度l00m～150mm。
2.1.1.4 气候
独山子地区地处欧亚大陆腹地，远离海洋，属典型的北温带干旱气候。夏季炎热，冬季严寒，降水稀少，蒸发量大，空气干燥，年温差变化大，光照充足，无霜期长。年主导风向为西风，其次为东南风，年平均风速2.4m/s，冬季常有小风和静风出现。从气候特征看，建设地区夏季由于太阳辐射的作用，增热迅速，造成空气的不稳定结构。冬季，由于冷空气的侵入，气温逆增，在上部常形成很厚的逆温层，使大气常处于非常稳定的状态。
2.1.1.5 土壤、植被
本项目所在地地处天山北麓洪冲积扇中部，土层均为很薄的典型荒漠土壤——灰漠土，土层厚约10cm～50cm，土层下部均为砂砾层，地表多为砂砾石，土层结构稳定。
本项目是对现有停运装置重开并进行适应改造的技改项目，项目装置区地面目前均为已建成的炼油装置，无地表植被。ddddddd公司老区炼厂所处区域的植被主要有盐生假木贼、博洛绢蒿、木本猪毛菜、叉毛蓬、角果藜等，伴生有涩芥、东方旱麦草、短柱猪毛菜、木地肤、驼绒藜等；高度多为10cm~20cm，盖度20%~30%，植被类型单一。
2.1.2 区域环境质量现状
2.1.2.1 环境空气质量
本项目重开的Ⅱ催化装置位于独山子厂区西端的ddddddd公司老区炼油厂，项目所在地独山子区地处天山北麓，奎屯河与巴音沟两河洪冲积扇交汇处，地势开阔地形平缓。该区域全年主导风向为西风。本次评价收集和现状监测的数据统计分析结果表明，独山子区环境空气中SO2、NO2、TSP、PM10污染物满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二类区标准要求；非甲烷总烃污染物浓度低于低于2.0mg/m3。
2.1.2.2 地表水环境质量
评价区域地表水奎屯河老龙口断面各项监测指标均符合《地表水环境质量标
准》（GB3838-2002）中Ⅱ类标准要求，说明评价区域地表水水质较好。评价区域第二水源地及奎屯西站深水井各项监测指标均符合《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类标准要求。
2.1.2.3 地下水质量标准
评价区域第二水源地及奎屯西站深水井各项监测指标均符合《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中的Ⅲ类标准要求，说明评价区域地下水水质较好，能够满区域生活和工业要求。
2.1.2.4 声环境质量
项目Ⅱ催化装置所处的ddddddd公司老区炼油厂厂界声环境质量现状满足《声环境质量标准》（GB3096 -2008）4a类和3类区标准要求。
2.2 建设项目环境影响评价范围
2.2.1 大气环境影响评价范围
本项目大气环境影响评价等级为三级，考虑到项目周围的自然和社会环境等因素，确定大气环境评价区范围为：以装置区为中心点，边长5km的矩形区域，评价重点为独山子生活区，评价范围为25km2。
2.2.2 水环境影响评价范围
本项目地表水环境影响评价工作等级确定为三级，主要对项目用水保障性和排水方案可行性作出简要分析。
本项目属于可能造成地下水水质污染的Ⅰ类项目，地下水环境影响评价等级确定为三级，评价范围主要是项目建设场地区域地下水。
2.2.3 声环境影响评价范围
本项目噪声环境影响工作等级定为三级，声环境影响评价范围为项目厂区边界外延200m的区域。
2.2.4 环境风险评价范围
本项目Ⅱ催化装置各单元危险物存在量够成重大危险源够成重大危险源，环
境风险评价等级确定为一级。本项目风险评价范围为以项目区为中心点，半径为5km的圆形区域。
3. 项目环境影响预测及环保措施
3.1 项目主要环境影响因素分析
本项目Ⅱ催化装置重开后，生产过程中主要环境影响因素为装置“三废”排放及噪声对区域环境的影响。
3.1.1 废气
本项目生产过程中不使用燃料，废气污染源主要为系统工艺排气和无组织排放，具体排放源及排放过程如下：
(4)加热炉烟气，主要污染物为SO2、NO x、烟尘，由于装置加热炉使用ddddddd公司脱硫净化后的炼厂燃料气为燃料，烟气中污染物浓度较低分别为SO230mg/m30.93kg/h、NO x90mg/m32.79kg/h、烟尘15mg/m30.47kg/h，通过36m高排气筒直接排放，污染物SO2、烟尘排放符合《工业窑炉大气污染物排放标准》(GB9078-1996)中二级标准要求，污染物NO x排放符合《大气污染物综合排放标准》(GB 16297-1996)表2中二级标准的要求。
(5)装置再生器烟气，主要污染物为SO2、NO x、烟尘。根据装置停运前的运行状况，再生器烟气中污染物的排放浓度较高，不能实现达标排放，本次装置重开新增再生烟气处理设施，采用SCR脱硝+湿法洗涤脱硫工艺，再生烟气经治理后污染物排放量分别为SO2100mg/m36kg/h、NO x100mg/m36kg/h、烟尘30mg/m31.8kg/h,通过60m高烟囱排放，符合《大气污染物综合排放标准》(GB 16297-1996)表2中二级标准的要求。本项目Ⅱ催化装置重开后有组织大气污染物排放量分别为：烟尘19.068t/a、SO2 58.212t/a、NO X 73.836t/a，装置重开后较技改前减少污染物排放分别为烟尘120.96t/a、SO2 604.8t/a、NO x 352.8t/a。
(6)本项目运营期无组织废气主要为:装置反应塔等设备装置及管道输送转移物料过程中无组织逸散废气，主要污染物为非甲烷总烃、H2S。装置重开后老区炼油厂厂界H2S浓度符合《恶臭污染物排放标准》(GBl4554-93)二级标准，非甲烷总烃浓度符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）厂界无组织浓度限值。
3.1.2 废水
本项目运营期间废水污染源主要为：
(7)装置区含油污水主要来自机泵冷却水、地面冲洗水和粗汽油水洗分离器排水，排放量约6m3/h，该部分污水送至老区炼油厂北厂区污水提升泵站，经过隔油预处理后提升进入ddddddd炼油新区污水处理场含油污水系统处理。ddddddd公司新区污水处理场含油污水处理系统设计规模600m3/h，处理包括ddddddd老区炼油厂在内的全公司含油污水，目前实际最大处理量约500m3/h，富余处理能力100m3/h。新区含油污水处理系统处理工艺为：均质调节（含初级隔油）+隔油+中和+一级气浮+二级气浮+纯氧曝气+沉淀+LINPOR氧化池+流砂过滤+活性炭吸附，出水水质可以满足循环冷却系统补充水水质要求，作为ddddddd公司循环冷却系统补水。
(8)含硫污水主要来自装置分馏塔顶油水分离器和富气洗涤水，排放量约16m3/h，经密闭管道输送至装置区西侧老区炼油厂现有含硫污水管道，排至老区炼油厂含硫污水汽提装置进行脱硫处理，脱完硫废水进入炼油老厂区部分装置回用或排至新区污水处理场清净废水处理系统进一步处理，最终作为锅炉补水送至ddddddd公司动力站锅炉回用。
(9)Ⅱ催化装置重开后劳动定员由老区炼油厂现有人员调配，不新增产生生活污水。
3.1.3 固体废物
本项目运营期固体废物主要为：
(10)Ⅱ装置重开后一般工业固废主要包括再生器灰渣约12t/a、新增再生烟气处理产生的再生烟气粉尘泥浆约507t/a，全部送ddddddd公司危险废物填埋场填埋。
(11)装置危险废物主要为装置生产过程中产生的废碱渣(HW35)约507t/a，全部依托ddddddd公司碱渣生物处理装置处置；新增再生烟气处理设施产生的脱硝废催化剂(HW49)约36t/a，因含有贵金属可由供应厂家回收。
Ⅱ装置重开后三废排放情况见表3.1-1。
废气编号
污染源
名称
污染物产生情况
治理
措施
污染物排放情况
排放
规律
排放源几何参数
排放去向废气量污染物
名称
污染物量废气量污染物量
高(m) 内径(m) 温度(℃) (m3/h) mg/m3kg/h t/a (m3/h) mg/m3kg/h t/a
G1 加热炉31000
SO230 0.93 7.812 燃烧经脱硫
的清洁燃料气
低氮燃烧
SO230 0.93 7.812
连续36 1.7 180 大气NO x90 2.79 23.436 NO x90 2.79 23.436
烟尘15 0.47 3.948 烟尘15 0.47 3.948
G2 再生烟气60000
SO21300 78 655.2 SCR脱硝+
湿法洗涤脱
硫
SO2100 6 50.4
连续60 2.0 220 大气NO x800 48 403.2 NO x100 6 50.4
烟尘270 16.2 136.08 烟尘30 1.8 15.12
G3 装置区无组织排放非甲烷总烃6.87 kg/h、H2S 0.0046kg/h 178mg×127m 大气
废水序号
污染源
名称
废水产生量
pH
石油类硫化物挥发酚COD 氨氮排放排放类别t/h mg/L t/a mg/L t/a mg/L t/a mg/L t/a mg/L t/a 规律去向
1
塔顶油水
分离器含硫
污水
6 9.2 76.1 3.84 4200 211.68 26
7 13.46 10100 509.04 422
8 213.09
连续
老区炼油厂
酸性水汽提2
富气水洗
水
10 8.3 80 6.72 96 8.06 157 13.19 909 76.36 217 18.23
3
汽油水洗
水
含油
污水
4 7.8 79 2.6
5 24.3 0.82 104 3.49 940 31.58 107 3.6
连续
大项目新区
污水处理场4 冷却含油 2 8.5 91.5 1.54 16.3 0.27 38 0.64 159 2.67 75 1.26
合计22 14.75 27.28 220.83 223.07 30.78 35.98 619.65 641.42 236.18
固体废物序号污染源名称
产生量
t/a(平均)
主要成分排放规律
分类处理/处置措施
编号类别
1 再生器灰渣1
2 Al2O3、硅酸盐间歇/ 一般固废灰渣场填埋
2 废碱渣（液）507 NaOH、环烷酸、硫醇、汽油连续HW35 废碱碱渣生物处理装置
3 再生烟气处理粉尘泥浆256.2 Al2O3连续/ 一般固废灰渣场填埋
4 再生烟气脱硝废催化剂36 V2O5-WO3/TiO2次/3a HW49 危废供应厂家回收
合计811.2 /
《大气污染物综合排放标准》(GB 16297-1996)表2中二级标准的要求；
《污水综合排放标准》GB8978-1996中表4二级标准；
《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准；
《石油炼制工业污染物排放标准》（送审稿）中表4，大气污染物特别排放限值；
《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)。
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3.1.4 噪声
本项目运营期噪声主要为各类泵和气压机等设备噪声，源强85～97dB。项目应选用低噪音设备；主要产生噪声的装置、机房顶部和四周墙面装饰采用吸声材料；噪声较大设备选用隔声及消声设施；采用弹性支承或弹性连接以减少振动，采用动力消振装置或设置隔振屏；强噪声源厂房采取封闭式结构，噪声较大岗位设置隔声值班室。
Ⅱ催化装置主要噪声源设备、治理情况及达标排放情况列表，见表3.1-2。
表3.1-2 噪声源设备及治理情况
编号噪声源名称噪声强度dB(A) 治理措施
1 冷油泵房92.75 选用低噪声电机
2 热油泵房90.5 选用低噪声电机
3 轻油泵房90.
4 选用低噪声电机
4 气压机房87.
5 选用低噪声电机
6 主风机房96.5 选用低噪声电机
7 操作室55.9
3.1.5 非正常工况污染物排放
本项目各装置非正常工况排污主要来自装置开停车及检修过程。
3.1.5.1 大气污染
本项目装置在操作不正常或开停工等非正常工况下，由于个别塔或容器的压力超高，引起安全阀超压泄气、放空气等状况，产生少量的烃类气体，将其密闭收集进入全厂的燃料气管网，不平衡时密闭引至火炬系统，严禁排入大气，一般情况下，各种物料不会产生泄漏。
3.1.5.2 废水
本项目各装置在开停车及检修时或在事故状态下会排出一定量的废水，这部分污水中各类污染物浓度，若直接排入污水处理场，将对其产生一定的冲击作用。因此，非正常工况下废水进入老区炼油厂北厂区10000m3事故应急池，限流进入污水处理场，可避免对污水处理场造成冲击。
3.2 区域环境保护目标
本项目Ⅱ催化装置是ddddddd公司已建成停运的炼油装置，位于ddddddd公司老区炼油厂北厂区。评价区域环境保护目标如下：
(12)确保Ⅱ催化装置重开后，独山子城区的环境空气质量维持现有水平，满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。
(13)项目所在区域地下水水质满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准。
(14)Ⅱ催化装置重开后，ddddddd公司老区炼油厂厂界四周声环境满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)4a类和3类标准标准。
3.3 环境影响预测与评价
3.3.1 施工期环境影响
根据本项目的建设地点和工程建设内容，施工期工程活动均在Ⅱ催化装置区内进行，施工活动以工艺设备的焊接安装为主，不新增占地，动土量少，施工人员的生活可依托化工区内的办公设施。
整个施工活动主要污染源为各类高噪声施工机械产生的噪声，由于施工地点远离厂区边界，因此施工噪声主要影响对象为厂内办公区，不会对场外环境造成不利影响。为减少施工噪声的影响，应采取以下措施：
（1）合理安排施工时间，使用高噪声设备的施工阶段应尽量安排在白天，减少夜间的施工量；
（2）对动力机械设备定期进行维修和养护，避免因松动部件振动或消声器损坏而加大设备工作时的声级。
总体来讲，项目施工内容简单，加之在厂区内进行，远离居民生活区，因此施工期对环境的影响是十分有限且短暂的，上述影响将随工程施工的结束而结束。
3.3.2 运营期环境影响分析
3.3.2.1 大气环境影响
经预测，本项目Ⅱ催化装置重开后加热炉烟气、再生器烟气中SO2、NO x、烟尘等污染物最大落地浓度占标率均小于10%，最大落地浓度距离内无环境敏感点分布，对评价区域空气环境质量影响不大。装置运行过程中无组织排放的非甲烷烃类污染物最大落地浓度低于 2.0mg/m3，项目厂界非甲烷总烃浓度低于《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)二级标准最高允许排放浓度以及无组织排放监控浓度限值。在严格落实本报告书所提出的各项环境空气污染防治措施并杜绝事故排放的前提下，本项目对周围环境影响较小。
根据《石油加工业卫生防护距离》(GB8195-2011)，ddddddd公司目前炼油能力＞8000kt/a，独山子年平均风速2.4m/s水平，确定本项目Ⅱ催化装置重开后卫生防护距离确定为1000m。
3.3.2.2 地表水环境影响
项目用水对区域水环境影响分析本项目用水对区域水环境影响主要体现于独山子水源地取水对地表水和地下水环境的影响。通过各水源地开采量的合理调配，独山子区工业和生活用水均在满足各水源地法定取水量的前提下供水，水源地及其下游地下水位的变化将在有所降低后趋于均衡，并呈现一定规律的年内、年际变化，总体趋于平衡发展。本项目通过采用各项技术措施，加强用水管理，提高项目循环用水率，大幅度减少了生产用水量，给有效控制各水源开采水量进而减缓其影响提供了前提和保证，本项目用水对区域水资源影响较小。
项目废水处理可行性分析：本项目产生的含油污水送至老区炼油厂北厂区污水提升泵站，经过隔油预处理后提升进入ddddddd炼油新区污水处理场含油污水系统处理。ddddddd公司新区污水处理场含油污水处理系统设计规模600m3/h，处理包括ddddddd老区炼油厂在内的全公司含油污水，目前实际最大处理量约500m3/h，富余处理能力100m3/h。新区含油污水处理系统处理工艺为：均质调节（含初级隔油）+隔油+中和+一级气浮+二级气浮+纯氧曝气+沉淀+LINPOR氧化池+流砂过滤+活性炭吸附，出水水质可以满足循环冷却系统补充水水质要求，作为ddddddd公司循环冷却系统补水。本项目产生的含油废水水质较简单，量也较
小，可生化性强，因此本项目废水进入新区污水处理场后不会使污染负荷增加，不会对污水处理场带来负面的冲击。从水量方面看，在本项目废水产生量仍远小于现有污水处理场的处理规模。因此将本项目污水纳入现有污水处理场的含油废水处理工段的治理措施是可行的，不会对污水处理场的处理效果带来负面影响。
3.3.2.3 地下水环境影响
本项目投入运行后，废水排放依托ddddddd公司污水处理设施及排放管线，现有设施设计及施工过程充分考虑了对地下水的防护，通过各种有效措施的落实，最大限度减少了污染物泄漏的概率，防止因泄漏而导致的污染物下渗。在近几年实际运行过程中效果较好，区域地下水质量也未发生较大变化。
老区炼油厂在实际运行过程中各项污染防护措施的应用，已使项目区污染物对地下水的影响降至最低，一旦出现泄漏等即可由区域内的各种配套措施进行收集、处置，同时经过硬化处理的地面也可以有效阻止污染物的下渗；通过管材的选用、抗震措施及下垫层的设置、运行期的定期检测，可以使输水管线的泄漏事故率大大降低，有效避免因泄漏导致的地下水污染；工业净化水库区则通过防渗设计和施工过程中的严格落实来确保水库的安全运行，完全可以避免对地下水的影响。
3.3.2.4 声环境影响
Ⅱ催化装置重开后不会使该区域噪声强度有显著的增加，ddddddd公司老区炼油厂厂界的噪声贡献值能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348－2008)中3类和4a类标准中昼、夜间标准限值；叠加背景值后，昼间、夜间厂界噪声预测值仍能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348－2008)中3类和4a类标准限值的要求。
3.3.2.5 固体废物处置
Ⅱ催化装置重开后，产生的各类固体废物均得到合理处理和处置，满足固体废物减量化、减量化和无害化的要求，在采取环评所提出的治理措施及加强日常监督管理同时，本项目产生的固体废物不会对环境产生二次污染，对周围环境影响较小。
3.3.2.6 环境风险
Ⅱ催化装置重开后，事故风险水平低于同类项目的总体水平，在进一步采取安全防范措施和事故应急预案、在落实各项环保措施和采取本报告书提出的有关建议、落实厂区项目排水设施的设计与执行完整的前提下，基本满足国家相关环境保护和安全法规、标准的要求，在发生不大于本报告设定的最大可信事故的情况下，本项目从环境风险的角度考虑是可行的，但企业仍需要提高风险管理水平和强化风险防范措施。
3.4 环境保护措施
3.4.1 废气
Ⅱ催化装置停产前主要的环境问题是再生烟气污染物浓度负荷较高，不能实现污染物达标排放，本项目新增再生烟气处理设施，采用SCR脱硝+湿法洗涤除尘脱硫工艺，能够确保Ⅱ催化装置再生烟气中污染物全部实现达标排放。
Ⅱ催化装置重开后，由于原设备废气污染源强降低，设备密闭性更好，跑冒滴漏的现场能够彻底解决，因此项目运行不会增加厂区大气污染物无阻织排放量。
3.4.2 废水
Ⅱ催化装置重开后排放的废水有含硫污水和含油污水。含硫污水通过密闭管道送往老区炼油厂现有的酸性水汽提装置进行脱硫处理后全部回用。含油污水主要是塔区、炉区、泵房构架等的地面冲洗水，含油污水进入大项目新区污水处理场的含油废水处理工段处理达标后部分回用部分排入独山子污水处理系统。机泵冷却水不外排，循环使用。
3.4.3 噪声
Ⅱ催化装置对高噪声设备采取设置隔音间及消声措施，简单易行，且不受设备运行状况的影响，可保障厂界噪声达到环保要求。
3.4.4 固体废物处置
Ⅱ装置重开后一般工业固废主要包括再生器灰渣约12t/a、新增再生烟气处