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中国石化海南炼油化工有限公司炼油项目环境影响报告书中国石化海南炼油化工有限公司（原海南实华炼油化工有限公司）海南炼化续建项目自2003年3月正式恢复启动，在总体设计阶段原油加工能力按600万吨/年设计（下称原项目），由原中石化上海石化环保技术中心（即现上海南域石化环境保护科技有限公司）负责、协作单位海南瑞岛环境顾问有限公司和青岛海洋大学环境保护研究中心参加，完成了《海南实华炼油化工有限公司海南炼化续建项目环境影响报告书》的编制。
于2004年6月28日经国家环保总局环审[2004]224号文批复。
根据国家发改委对炼油中长期规划新建炼油项目规模不得低于800万吨/年的要求，同时为提高整个项目的投资回报率，经中石化集团公司研究决定，中国石化海南炼油化工有限公司在项目的基础设计过程中对建设项目进行优化调整，优化后的全厂原油加工能力按800万吨/年实施（下称本项目），工艺总流程保持了原有的基本框架，增加了减压蒸馏单元和蜡油加氢裂化装置，部分生产装置生产规模作相应调整。
根据《建设项目环境保护管理条例》规定，本项目应重新进行环境影响评价。
建设单位就此向国家环保总局请示，国家环保总局同意本项目环评补充报告的编制充分利用原600万吨/年项目的环境影响报告书资料的原则，评价重点为工程分析、清洁生产、总量控制、环境风险等专题，大气、海域环境影响专题不作预测计算，仅作变化比例分析，其它评价专题内容尽量利用原报告书的分析及结论内容。
评价单位上海南域石化环境保护科技有限公司接受建设单位委托，积极收集工程资料，进行调查分析，编制形成本报告书。
1 建设项目概况1.1 项目名称、建设性质及建设地点本项目名称为中国石化海南炼油化工有限公司海南炼化炼油项目。
本项目属在建设过程中加工能力调整扩大的新建工程。
本项目建设地点在海南省洋浦经济开发区西海岸金海纸浆公司南侧。
项目区域位置图示于图1。
1.2 工程建设内容1.2.1 主体工程建设内容本项目主体工程（生产装置）由原14套调整为15套，其调整情况见表1-1。
中国石化海南炼油化工有限公司120万吨/年S Zorb催化汽油吸附脱硫装置项目环境影响报告书简本建设单位：中国石化海南炼油化工有限公司2012 年 3 月第1章总则1.1项目背景中国石化海南炼油化工有限公司（下称“海南炼化”）位于海南省洋浦经济开发区，原油加工能力800万吨/年，主要加工硫含量为1.0%的进口阿曼类原油。
工艺总流程为“常减压蒸馏-催化原料预处理-重油催化裂化/加氢裂化”。
主要产品为汽油、煤油、柴油、液化气、聚丙烯等。
海南炼化自2006年9月全流程打通后已进入了运行阶段，目前随着全厂主辅装置的各项技术指标全部调整到位，生产运行情况日趋平稳，经济效益稳步增长。
随着社会的不断发展，海南炼化现提供的汽油质量已不能满足要求市场需求。
根据中国石化总部的统一安排，要求海南炼化尽量增加汽油出口，目标市场为香港、东南亚地区及澳大利亚。
根据CAI-Asia报道，对2010年目标市场汽油供需状况分析，得到目标市场汽油供需存在1240万吨，其中香港40万吨，东南亚地区900万吨，澳大利亚300万吨。
汽油质量标准是香港、澳大利亚为欧IV排放标准，并考虑执行欧V排放标准。
另外，香港汽油将对MTBE含量可能执行更低的标准，要求MTBE含量不大于5%（V ）；新加坡、马来西亚、菲律宾、泰国等国家按计划执行欧IV排放标准考虑。
为了应对激烈的市场竞争，增加企业抵御市场风险的能力和创造更好的经济效益，海南炼化提出发展下游PX项目，充分利用重整汽油中丰富的芳烃资源，生产高附加值的化工产品。
PX项目建成后，海南炼化催化汽油产量为113.12万吨/年，迫切需要建设催化汽油脱硫脱硫装置以满足油品调和及产品出口的需求。
因此，中国石化海南炼油化工有限公司拟投资25396万元人民币，建设120万吨/年S Zorb催化汽油吸附脱硫装置。
根据《中华人民共和国环境影响评价法》、国务院令第253号《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2008年10月1日）的相关规定，建设单位委托海南省环境科学研究院针对建设项目进行环境影响评价工作。
海南炼化公司中国石化海南炼油化工有限公司（简称海南炼化公司）是中国石化站在新的历史起点上、荟萃中国石 油化工行业半个多世纪的技术积淀、发挥中国石化的集团优势，按世界一流标准打造的21世纪国内第一座 新型炼化企业。
2004年4月26日奠基开工，2006年9月28日全面建成投产。
投产以来，海南炼化为壮大 国有经济和海南省经济社会发展做岀了突岀贡献，先后荣获“全国五一劳动奖状” “全国先进基层党组石油化工管理干部学院学报织”和“海南省工业经济发展十大功勋企业”等荣誉称号。
2013年12月27日，我国第一套自主知识产权的芳绘联合装置在海南炼化建成投用，标志着中国石化成 为全球第三家拥有自主知识产权芳绘成套生产技术的企业，打破了世界芳绘技术被欧美长期垄断的格局。
2019年9月，海南炼化二套芳怪项目建成投产，已拥有对二甲苯生产能力160万吨/年，成为中国石化最大 的芳炷生产基地。
装置每年生产对二甲苯，可替代2000万亩土地产岀的棉花，相当于海南省总耕地面积。
为服务海南自贸港建设，加快产业结构转型升级，2018年12月28日，海南炼化公司启动100万吨/年乙烯 及炼油改扩建工程建设。
项目建成投产后将极大地促进下游产业发展。
海南炼化立足“一基两翼三新”发展格局，融入海南乘势发展，以“打造超强国际竞争力、建设世界 领先企业”为目标，坚持科技创新、践行绿色发展、不断带动产业发展，持续深化党建引领，主动服务社 会民生，在全面攻关、全面创新、全面优化的产业升级之路上，不懈探索，全力攀登，努力为中国石化打 造世界领先洁净能源化工公司和海南自贸港建设做岀更大贡献。
二O二O年第五期第二十二卷令发布登记：京朝塑广登字20170070号国际标准连续出版物号：ISSN 1008-4282国内统一连续出版物号：CN 11-3980/D靂价：10.00元/册60.00元/年ISSN 1008-4282。
（能源化工行业）中国石化海南炼油化工有限公司（原海南实华炼油化工有限公司）海《中国石化海南炼油化工有限X公司加工高硫原油项目环境影响评价报告书》简本上海南域石化环境保护科技有限X公司二零零八年五月海南炼油化工有限X公司是中国石化20世纪90年代以来第壹个整体新建的炼油企业，也是目前国内单系列规模最大的炼油项目之壹。
2006年9月28日，海南炼油化工有限X公司800万吨/年炼油项目15套生产装置全部壹次开车成功，打通全流程，生产出合格产品。
目前，海南炼化项目已通过生产验收，投入正常生产，生产中采购和加工的原油基本为进口混合的阿曼类原油，为适应世界范围内原油资源变重、变劣的发展趋势，增强海南炼化的原油加工适应性和灵活性，中石化集团X公司立项确定在现有炼厂的基础上改造以实施加工高硫原油。
根据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》规定，应对改造项目进行环境影响评价，建设单位海南炼油化工有限X公司委托上海南域石化环境保护科技有限X公司进行评价工作，环评单位接受建设单位委托后，和参评单位海南省环境科学研究院密切合作，勘探现场，积极收集工程资料和项目所在地环境资料，进行调查分析、预测、评价，编制形成本报告书。
1建设项目概况1.1项目名称、建设性质及建设地点项目名称:中国石化海南炼油化工有限X公司加工高硫原油项目项目性质：更换原油品种的改造项目，即由原设计加工原油阿曼/文昌＝4：1改为阿曼/科威特＝3：7。
项目建设地点：海南省洋浦经济开发区西海岸金海纸浆X公司南侧的海南炼化X公司内，项目区域位置图示于图1。
1.2工程建设内容加工高硫原油项目建设内容为三建五改壹配套，即新建三套工艺装置，改造五套工艺装置和装置界区外和本项目有关的配套系统改造。
（1）新建三套工艺装置A.70×104t/a航煤加氢脱硫醇装置。
图1项目区域位置图B.5×104Nm3/h制氢装置。
C.10×104t/a硫回收及尾气处理装置。
中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司EO/EG装置新增EO精制系统及配套设施项目审批前公示一、建设项目概况项目名称：中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司EO/EG装置新增EO 精制系统及配套设施项目项目性质：改扩建建设单位：中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司建设地点：镇海炼化分公司厂区内工程内容及建设规模：本项目主要包括环氧乙烷（简称EO）精制塔更换高效内件扩能改造及配套设施：在现有环氧乙烷/乙二醇（EO/EG ）装置界区内，将EO精馏塔由原来的板式塔改造为填料塔后，使EO产能由现在的10 万吨/年扩能至17 万吨/年，同时新增2座4000 m3凉水塔、EO 产品冷却器、冷冻机、储罐、装车等设施。
其它公用工程依托现有设施进行适应性改造。
本项目总投资12885.88万元。
二、主要污染物排放情况本项目新增污染物排放情况见表1。
表1 本项目新增污染物排放情况表本项目改造后较现有装置三废变化情况表2。
表2 本项目改造前后污染物排放情况表三、项目建设可能对环境造成的影响1）大气环境影响分析由大气评价范围内环境质量现状分析可知，各监测点大气环境质量现状监测数据均达到《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准，所以现有装置对周围环境空气质量的影响极小。
本改造项目实施后，没有新增有组织污染物排放，所以本改造项目对大气环境影响评价范围内各敏感点的影响甚微。
2）水环境影响分析本项目污水排放量约为32.8t/d，且为间断排放，送至乙烯污水场处理。
按照现有镇海炼化乙烯污水处理场的工艺流程，出水达到《污水综合排放标准》二级标准排海。
由此可见，本项目排至外环境的污染物量较少，故不会对接纳水体造成明显的影响，能够保持该区域的环境功能不变。
本项目不新增堆场、污水收集池等，可以说，本改造项目对地下水的影响甚微。
3）噪声影响分析拟建装置噪声源主要为机泵、压缩机等，其噪声值在＜85dB(A)。
可见，拟建装置新增噪声源噪声值较小，经计算，对最近的西侧厂界噪声贡献值为：0.03dB(A)、对其余三侧厂界噪声贡献值更小。
宁波市环保局关于中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅱ加氢装置扩能改造环境影响报告书的批复正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 宁波市环保局关于中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅱ加氢装置扩能改造环境影响报告书的批复中石化镇海炼化分公司：你公司报送的《关于报批中国石化镇海炼化150万吨/年催化汽油吸附脱硫装置等三个项目环境影响报告书（表）的请示》及随文报送的《中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅱ加氢装置扩能改造环境影响报告书（报批稿）》、镇海区环保局初审意见（镇环许[2009]36号）收悉。
我局经研究，现批复如下：一、根据环境影响报告书结论、报告书专家评审意见、镇海区环保局初审意见，同意镇海炼化Ⅱ加氢装置扩能改造项目于镇海炼化厂区内建设。
该项目环境影响报告书经批复后，可以作为本项目建设和日常运行管理的环境保护依据。
二、本项目在镇海炼化原有Ⅱ加氢装置界区内将原有的柴油加氢改造成非芳汽油与焦化汽油混合加氢，增加一套加氢反应器，使装置加工能力从80万吨/年提高到120万吨/年，产品由精制柴油变更为精制石脑油，用作乙烯装置原料。
三、项目建设和运行管理中应重点做好以下工作：（一）本项目建设应在采用先进生产工艺和技术设备的同时，积极贯彻清洁生产理念，努力探索从源头上减少污染物的排放和降低能耗的运行管理方法，实现项目建设社会效益、环境效益、经济效益的协调发展。
（二）本项目加热炉燃料油含硫率控制在0.5%以下，燃料气含硫量控制在100ppm以下，确保加热炉烟气达到《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）二级标准后方可经40米高排气筒排放至大气。
生态环境部关于东方13-3区开发项目环境影响报告书的批复文章属性•【制定机关】生态环境部•【公布日期】2024.09.30•【文号】环审〔2024〕98号•【施行日期】2024.09.30•【效力等级】行政许可批复•【时效性】现行有效•【主题分类】环境影响评价正文关于东方13-3区开发项目环境影响报告书的批复环审〔2024〕98号中海石油（中国）有限公司：你公司《关于申请审批〈东方13-3区开发项目环境影响报告书〉的请示》（中海油安〔2024〕324号）收悉。
经研究，批复如下。
一、该项目拟在东方13-3气田新建1座无人井口平台（DF13-3WHPG平台），布设12个井槽，先期钻6口生产井，预留6口井槽。
新建DF13-3WHPG平台与DF1-1WHPF平台间海底混输管道、海底电缆各1条，长度均为6.3公里；新建DF1-1WHPF平台与DF13-2CEPB平台间海底混输管道1条，长度为15公里。
同时，对已建DF1-1WHPF平台和DF13-2CEPB平台进行适应性改造，包括提升生产水处理能力、外扩甲板，以及新增清管球发射器、接收器、凝析油增压泵、电缆护管和海缆接线箱等。
在全面落实报告书提出的各项生态环境保护措施后，该项目可以满足国家海洋生态环境保护相关法律法规和标准的要求。
我部同意批准该环境影响报告书。
二、项目建设和运营期间，应严格落实报告书中的污染防治、生态保护和环境风险防范措施，并重点做好以下工作。
（一）污染物的处理和排放应符合国家有关规定和标准。
合成基钻井液、含油量超过8%的水基钻井液和钻屑应运回陆地送有资质单位处理。
平台产生的生活污水、含油生产水经处理达标后排海，生活垃圾（符合排放要求的食品废弃物除外）、生产垃圾分类收集后运回陆地处理。
船舶产生的各类垃圾、含油污水及生活污水应严格按照《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）处理处置。
（二）严格执行钻井作业规程和安全规程。
加强随钻监测，配备安全有效的防喷设备、压井材料及井控设备，建立健全井控管理系统。
中国石化海南炼油化工有限公司编辑本词条缺少信息栏、名片图，补充相关内容使词条更完整，还能快速升级，赶紧来编辑吧！中国石化海南炼油化工有限公司（简称海南炼化）地处海南省西北部的洋浦经济开发区。
这里毗邻北部湾，拥有天然的深水良港和避风港，位于新加坡-香港-上海-大阪国际海运主航线上，地理和海运条件优越。
海南炼化同时享受保税港区、国家级开发区和经济特区的全部优惠政策。
2003年6月3日，中国石化海南炼油项目筹备组成立。
2004年4月26日，海南炼油项目奠基开工。
2006年9月28日，装置一次投料试车成功，打通全流程，投入商业运行。
中石化海南炼油化工有限公司位于海南省洋浦开发区内，由名列世界500强企业的中国石化集团公司投资建设的800万吨炼油项目，总投资116亿元人民中石化海南炼油化工有限公司[1]币，于2006年9月正式投产，预计年销售收入约333亿元人民币，实现税收（含海关税）47.7亿元。
建设内容主要包括15套生产装置、30万吨原油码头和配套成品油码头以及公用工程、罐区等系统配套设施。
主要产品为液化气、航煤、汽油、柴油、硫磺、燃料油、苯和聚丙烯等。
海南炼化是以炼油化工为主营业务的生产企业，原油综合加工能力800万吨/年。
拥有800万吨/年常减压蒸馏、310万吨/年催化原料预处理、280万吨/年重油催化裂化、脱硫脱硫醇、60万吨/年气体分馏、10万吨/年甲基叔丁基醚、120万吨/年连续重整、20万吨/年异构化、120万吨/年加氢裂化、6万标立/小时制氢、200万吨/年柴油加氢精制、30万吨/年航煤加氢精制、8万吨/年硫磺回收和溶剂再生、180吨/小时酸性水汽提、20万吨/年聚丙烯和合资建设的8万吨/年苯乙烯等16套炼油化工生产装置及相应的油品储运设施、公用工程系统。
海南炼化广泛采用最新炼油化工工艺技术，配置以常减压蒸馏-催化原料预处理-重油催化裂化/加氢裂化（CDU/VDU-RDS-RFCC/HC）的工艺流程方案。
中国十大石油化工基地——21个特大炼油项目加工能力超2.4亿吨2008年9月26日，天津石化年产100万吨乙烯工程现场，中国石化集团第四建设公司，用1600吨履带式起重机，平稳将乙烯装置重达千吨的丙烯精馏塔一次吊装就位。
该塔直径6.6米，高67米，重量932吨。
中国目前是世界第二大石油消费国和第五大石油产出国，2007年中国石油年消耗量约为3.8亿吨，原油产量为1.87亿吨，净进口原油1.59亿吨。
预计2008年中国的石油消耗量将达4.1亿吨。
面对急剧增长的石油消耗，中国炼油行业正在疯狂扩产，即使这样仍然难以满足中国庞大的能源需求。
预计到2020年，中国将建成21个大炼油项目，加工能力超过2.4亿吨，占全国总炼油能力的57%(2010年全国炼油总能力约为4.2亿吨)。
在这些大炼油项目中，属于中国石化的有14个，总产能达1.6亿吨/年以上，这将让中国石化在长三角、珠三角、环渤海等地区构建起强大的产业集群。
属于中国石油的有6个，包括大连石化、兰州石化、抚顺石化、大连西太、独山子石化以及长庆石化。
属于中国海油的有惠州大炼油项目。
据了解，2008～2010年的三年间，国内陆续投产的大炼油将达6家之多，阵容空前庞大。
大型化将成为炼油业发展的必然趋势，因为这是降低成本的重要途径之一。
据估算，1,200万吨/年规模的炼厂比600万吨/年规模的炼厂，单位投资节约2.5%，生产费用节约12%-15%，占地和能耗自然也随之减少。
中国计划在未来5年新建造90艘超级油轮(载重吨位在20万至30万吨之间)，扩充中国远洋运输船队，以提高原油运输的能力。
两年冲刺2008年8月7日，奥运开幕前日，大连石化千万吨级加工含硫油技术改造项目成功投产，原油一、二次加工能力达到2050万吨/年，成为中国国内最大的炼油基地，也将炼油军团争金夺银的态势推向了高潮。
在这些大炼油项目中，属于中国石化的有14个，总产能达1.6亿吨/年以上，约占全国总炼油能力的66.67%，足以让中国石化在长三角、珠三角、环渤海等地区构建起强大的产业集群。
中国石化海南炼油化工有限公司炼油项目环境影响报告书中国石化海南炼油化工有限公司（原海南实华炼油化工有限公司）海南炼化续建项目自2003年3月正式恢复启动，在总体设计阶段原油加工能力按600万吨/年设计（下称原项目），由原中石化上海石化环保技术中心（即现上海南域石化环境保护科技有限公司）负责、协作单位海南瑞岛环境顾问有限公司和青岛海洋大学环境保护研究中心参加，完成了《海南实华炼油化工有限公司海南炼化续建项目环境影响报告书》的编制。
于2004年6月28日经国家环保总局环审[2004]224号文批复。
根据国家发改委对炼油中长期规划新建炼油项目规模不得低于800万吨/年的要求，同时为提高整个项目的投资回报率，经中石化集团公司研究决定，中国石化海南炼油化工有限公司在项目的基础设计过程中对建设项目进行优化调整，优化后的全厂原油加工能力按800万吨/年实施（下称本项目），工艺总流程保持了原有的基本框架，增加了减压蒸馏单元和蜡油加氢裂化装置，部分生产装置生产规模作相应调整。
根据《建设项目环境保护管理条例》规定，本项目应重新进行环境影响评价。
建设单位就此向国家环保总局请示，国家环保总局同意本项目环评补充报告的编制充分利用原600万吨/年项目的环境影响报告书资料的原则，评价重点为工程分析、清洁生产、总量控制、环境风险等专题，大气、海域环境影响专题不作预测计算，仅作变化比例分析，其它评价专题内容尽量利用原报告书的分析及结论内容。
评价单位上海南域石化环境保护科技有限公司接受建设单位委托，积极收集工程资料，进行调查分析，编制形成本报告书。
1 建设项目概况1.1 项目名称、建设性质及建设地点本项目名称为中国石化海南炼油化工有限公司海南炼化炼油项目。
本项目属在建设过程中加工能力调整扩大的新建工程。
本项目建设地点在海南省洋浦经济开发区西海岸金海纸浆公司南侧。
项目区域位置图示于图1。
1.2 工程建设内容1.2.1 主体工程建设内容本项目主体工程（生产装置）由原14套调整为15套，其调整情况见表1-1。
（1）常压蒸馏装置内增加减压蒸馏单元，装置名称改为常减压蒸馏。
加工能力由600万吨/年扩大为800万吨/年。
（2）新增蜡油加氢裂化装置1套，加工来自减压蒸馏的减一、减二、减三线渣油馏份。
加工能力为120万吨/年。
（3）在整体流程框架不变的情况下，按各中间产品馏份油原料数量变化调整下游装置规模：石脑油加氢重整装置及异构化装置规模扩大；航煤和柴油加氢精制装置规模不变；催化原料预处理装置和重油催化装置规模略有下降；气体分馏和化工装置甲基叔丁基醚及聚丙烯保持规模不变；制氢、酸性水汽提和硫磺回收装置规模扩大。
表1-1 主体工程调整情况序号装置名称规模调整前（总体设计）调整后（基础设计）1 常减压蒸馏104t/a 600/0 800/2502 催化原料预处理104t/a 320 3103 重油催化裂化104t/a 300 2804 脱硫脱硫醇104t/a 相应相应5 气体分馏104t/a 60 606 连续重整（含苯抽提）104t/a 80 1207 异构化104t/a 15 208 甲基叔丁基醚104t/a 10 109 制氢Nm3/h 40000 6000010 柴油加氢精制104t/a 200 20011 航煤加氢精制104t/a 30 3012 蜡油加氢裂化104t/a 0 12013 硫磺回收和溶剂再生104t/a 6 814 酸性水汽提t/h 150 18015 聚丙烯104t/a 20 20催化干气制乙苯／苯乙烯装置８万吨1.2.2 辅助设施建设内容本项目主要辅助工程（系统）建设内容调整情况见表1-2、表1-3。
表1-2 主要辅助工程调整情况序号系统（单元）名称调整前（总体设计）调整后（基础设计）1 原油罐区10×104m3 6座5×104m3 2座10×104m3 6座5×104m3 2座成品油罐区总容积51.5×104m3总容积59.8×104m3中间罐区总容积11.4×104m3总容积11.9×104m32 码头30×104吨原油泊位1个，通过能力600万吨10×104吨成品油泊位1个0.5×104泊位5个，通过能力共510万吨30×104吨原油泊位1个，通过能力1750万吨10×104吨成品油泊位1个0.5×104泊位3个，通过能力780万吨/年，共2530万吨3 汽车装车设施设成品油装车台汽油、柴油、燃料油、液化气装车台12座4 净化水厂设净化水厂，供应3×104m3/d 取消净化水厂，3.96×104m3/d由洋浦有限公司直供5 循环水场循环水量设计能力3×104m3/d 循环水设计能力3.96×104m3/d6 污水处理场及配套含油污水处理系列380m3/h含盐污水处理系列200m3/h污水场废气处理污泥脱水设施7 m3/h污泥焚烧设施1 t/h含油污水处理系列450m3/h含盐污水处理系列200m3/h污水场废气处理污泥脱水设施12 m3/h污泥焚烧设施1 t/h7 锅炉房75t/h燃气锅炉2台75t/h燃气锅炉3台汽轮机（透平）背压式2台、凝汽式4台共43900KW背压式5台、凝汽式3台共30000KW8 水处理站除盐水站350m3/h软化水站250m3/h凝结水站240m3/h除盐水站和软化水站共750m3/h凝结水站240m3/h9 空压站335Nm3/min离心空压机3台1100Nm3/min离心空压机台10 空分N28000Nm3/h深冷空分1套N28000Nm3/h深冷空分1套11 供电二回路外供电源二回路外供电源12 火炬气柜20000m3火炬2支气柜20000m3火炬2支13 污水排放口经金海纸浆公司排水口入海设独立排水口入海，排水口在金海口南50m处14 危险废物填埋场规划方案：送海南省待建的危险废物中心处理场送海南危废中心处理场，目前自建中转设施15 一般工业废物填埋场自建3000t/a规模占地3.25公顷送洋浦经济开发区一般工业废物填埋场（见附件）16 环境监测设监测站监测站及中心化验室建筑面积470m217 总图占地面积108公顷厂区东边界线东扩89m，总占地面积116公顷序号项目单位数量备注1 泊位数个 52 设计吞吐量万吨/年14323 设计通过能力万吨/年2530原油码头1750万吨/年成品油码头780万吨/年4 码头长度m 470/350 30万吨级泊位/10万吨级泊位5 引桥长度m 1812/123 30万吨级泊位/10万吨级泊位6 占用海域面积万m2134/142 30万吨级泊位/成品油码头1.3.主要原料（1）原油阿曼原油640万吨/年（含硫1.04％）；文昌原油160万吨/年（含硫0.183％）。
阿曼原油、文昌原油混合原油（阿曼/文昌为4:1）,混合原油硫含量为0.87%，属含硫石蜡—中间基原油。
（2）甲醇 3.711万吨/年。
（3）天然气（制氢原料） 10.6万吨/年。
1.4 产品方案炼油部分主要生产液化气、汽油、航煤、柴油、硫磺和燃料油等产品，化工产品为苯和聚丙烯，以及为苯乙烯项目提供催化干气（乙烯）。
全厂产品见表1-4。
表1-4 主要产品产量序号名称单位数量备注1 液化气104t/a 48.282 汽油104t/a 243.80 欧III93#、欧III95#、欧III97#3 煤油104t/a 20.0 3#航煤4 柴油104t/a 385.99 0#柴油5 硫磺104t/a 6.626 聚丙烯104t/a 21.497 苯104t/a 5.838 乙烯104t/a 2.20 厂外回收9 燃料油104t/a 13.89 外卖10 MTBE 104t/a 8.522 外卖11 废聚合物104t/a 0.54 外卖1.5 燃料气体燃料见表1-5。
表1-5 燃料消耗及规格名称数量万吨/年来源规格前后净化干气10.04 13.96 自产H2S≤20mg/Nm3；CH4 13.46(Vol%)；C2H6 17.46；C3H8 13.92；C4H10 9.73；C5+ 2.47；H2 41.69；N2 0.36；H2O 0.91净化催化干气 5.0 6.80 自产H2S<20mg/Nm3；CH427.61％；C2H612.02％；C2H211.71％；C3H8 0.07％；C3H6 0.65％；H2 28.49％；N2 15.71％；H2O 0.67％天然气 4.316 18.9 外供H2S≤50mg/Nm3；CH4 76.03％；C2H6 1.51％；N2 20.53％1.6 公用工程消耗（1）电全厂电力负荷正常值为104.9MW，最大值为135.5MW，由两回路外供电源供电。
（2）蒸汽全厂蒸汽负荷列于表1-6。
表1-6 全厂蒸汽负荷表蒸汽（t/h）3.5MPa 1.0MPa 0.35MPa产生消耗产生消耗产生消耗444 444 280 280 83 83全厂蒸汽动力平衡设计主要由装置余热锅炉和蒸汽发生器提供中、低压蒸汽。
为满足开工工况负荷，使保证管网稳定性安全性，锅炉房内原2台75t/h燃气锅炉调整为3台，与催化裂化装置余热锅炉联合布置。
（3）新鲜水本项目新鲜水（工业水）用量为1400m3/h，所需源水由开发区供给，水源为松涛水库。
（4）循环水全厂设置一座循环水场，供给装置及相应的配套系统工程用水。
空压站、空分站自建附有小型玻璃钢凉水塔的循环水冷却设施。
本项目循环水用量见表1-7。
表1-7 新鲜水和循环水量单位m3/h 序号装置或单元名称新鲜水循环水1 常减压蒸馏装置10 13022 催化裂化原料预处理19313 重油催化裂化装置4 制氢装置1505 煤油加氢精制装置606 柴油加氢精制装置2497 气体分馏装置62348 MTBE装置7269 连续重整装置572410 C5/C6异构化装置14111 加氢裂化105212 酸性水汽提装置29013 硫磺回收装置5014 溶剂再生95415 聚丙烯装置360016 脱硫脱硫醇5517 热工系统（除盐水系统）568 空压752 锅炉1218 储运系统25 25819 循环水场+污水处理场44220 厂内生活用水1521 化验、中控、仓库、总变1522 码头用水60小计113534073（炼油25973化工8100）23 未预见用水255 炼油3827 化工1900210合计1390循环冷水温度33°C循环热水温度43°C浓缩倍数 4-51.7总平面布置厂区范围南北总约980m，东西方向北边界长约3050m，南边界长约1900m，比调整前向东扩展约90m。
