中石油云南石化有限公司

210 万吨/年蜡油加氢裂化装置

产品轻质化改造项目竣工环境保护

验收监测报告

建设单位：中石油云南石化有限公司

编制单位：中石油云南石化有限公司

青岛中油华东院安全环保有限公司

2021 年 4 月

建设单位法人代表: （签字）

编制单位法人代表: （签字）

项 目 负 责 人： 包 永 新

报 告 编 写 人：陶新海、宋龙华、黄洁、朱正清、崔潇雨

建设单位：中石油云南石化 编制单位：中石油云南石化有限公司

有限公司 青岛中油华东院安全环保有限公司

电话: 电话:

传真: 传真:

邮编: 邮编:

地址: 云南省昆明市草铺镇 地址: 云南省昆明市草铺镇

安宁工业园区 安宁工业园区

1

目 录

1. 项目概况 --------------------------------------------------------------------------------------------- 3

1.1 项目基本情况 ------------------------------------------------------------------------------------------- 3

1.2 工程开工、竣工、调试及排污许可证申领情况 ------------------------------------------------- 3

1.3 验收工作由来 ------------------------------------------------------------------------------------------- 5

1.4 验收范围和内容 ---------------------------------------------------------------------------------------- 5

2. 验收依据 --------------------------------------------------------------------------------------------- 6

2.1 建设项目环境保护相关法律、法规和规章制度 ------------------------------------------------- 6

2.2 建设项目竣工环境保护验收技术规范 ------------------------------------------------------------- 8

2.3 建设项目环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定 ------------------------------------ 8

2.4 其他相关文件 ------------------------------------------------------------------------------------------- 9

3. 项目建设情况 ------------------------------------------------------------------------------------- 10

3.1 地理位置及平面布置 --------------------------------------------------------------------------------- 10

3.2 建设内容 ------------------------------------------------------------------------------------------------- 18

3.3 主要原辅材料及燃料 --------------------------------------------------------------------------------- 20

3.4 主要产品和副产品 ------------------------------------------------------------------------------------ 22

3.5 水源及水平衡 ------------------------------------------------------------------------------------------ 23

3.6 公用消耗 ------------------------------------------------------------------------------------------------- 25

3.7 生产工艺 ------------------------------------------------------------------------------------------------- 25

3.8 项目变动情况 ------------------------------------------------------------------------------------------ 27

4. 环境保护设施 ------------------------------------------------------------------------------------- 35

4.1 主要污染源及污染物 --------------------------------------------------------------------------------- 35

4.2 其他环境保护措施 ------------------------------------------------------------------------------------ 39

4.3 环保设施投资及“三同时”落实情况 ------------------------------------------------------------ 48

5. 环境影响报告书主要结论与建议及审批部门审批决定 --------------------------------- 52

5.1 环境影响报告书主要结论与建议 ------------------------------------------------------------------ 52

5.2 审批部门审批决定 ------------------------------------------------------------------------------------ 56

6. 验收执行标准 ------------------------------------------------------------------------------------- 63

6.1 地下水环境质量标准 --------------------------------------------------------------------------------- 63

6.2 污染物排放标准 --------------------------------------------------------------------------------------- 64

7. 验收监测内容 ------------------------------------------------------------------------------------- 66

7.1 环境保护设施调试运行效果 ------------------------------------------------------------------------ 66

7.2 项目区域及周边地下水环境质量监测 ------------------------------------------------------------ 68

2

8. 质量保证和质量控制 ---------------------------------------------------------------------------- 70

8.1 监测分析方法 ------------------------------------------------------------------------------------------ 70

8.2 监测仪器 ------------------------------------------------------------------------------------------------- 72

8.3 人员能力 ------------------------------------------------------------------------------------------------- 73

8.4 水质监测分析过程中的质量保证和质量控制 --------------------------------------------------- 73

8.5 气体监测分析过程中的质量保证和质量控制 --------------------------------------------------- 74

8.6 噪声监测分析过程中的质量保证和质量控制 --------------------------------------------------- 75

9. 验收监测结果 ------------------------------------------------------------------------------------- 76

9.1 生产工况 ------------------------------------------------------------------------------------------------- 76

9.2 环保设施调试运行效果 ------------------------------------------------------------------------------ 76

9.3 工程建设对环境的影响 ------------------------------------------------------------------------------ 86

10. 验收监测结论 ------------------------------------------------------------------------------------ 90

10.1“三同时“执行情况 --------------------------------------------------------------------------------- 90

10.2 项目建设及变动情况 -------------------------------------------------------------------------------- 90

10.3 项目生产工况 ----------------------------------------------------------------------------------------- 90

10.4 环保设施调试运行效果 ----------------------------------------------------------------------------- 90

10.5 工程建设对环境的影响 ----------------------------------------------------------------------------- 93

10.6 环境风险防控 ----------------------------------------------------------------------------------------- 93

10.7 环境管理与环境监测 -------------------------------------------------------------------------------- 94

10.8 总结论 -------------------------------------------------------------------------------------------------- 94

11. 建设项目竣工环境保护“三同时”验收登记表 ----------------------------------------- 95

附 件：

1、《云南滇中新区生态环境局关于对<中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢裂化

装置技术改造项目环境影响报告书>的批复》（滇中生环复〔2020〕1 号）

2、《中石油云南石化有限公司蜡油加氢裂化、汽柴油加氢、汽油加氢装置技术改造 3 个项

目环保竣工验收监测检测报告》

3、验收期间，项目改造装置及其依托环保设施运行工况的证明文件；

4、《中石油云南石化有限公司突发环境事件应急预案》备案文件；

5、云南大地丰源环保有限公司危废外委处置协议、营业执照、危废经营许可证、道路运输

经营许可证和相关危废转移联单（样本）；

6、江苏科创石化有限公司废催化剂资源化再生利用协议、营业执照、危废经营许可证和相

关危废转移联单（样本）；

3

1. 项目概况

1.1 项目基本情况

项目名称：中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改

造项目

建设性质：技术改造

建设单位：中石油云南石化有限公司

建设地点：云南省安宁市草铺镇安宁工业园区云南石化有限公司厂区现有蜡油加

氢裂化装置界区内，不新增占地。

项目投资：实际总投资 12176 万元，实际环保投资 1006.38 万元，占比 8.75%。

2019 年 8 月，中石油云南石化有限公司（以下简称“云南石化”）委托青岛中油华

东院安全环保有限公司编制项目环境影响报告书，于 2019 年 12 月编制完成了《中石

油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改造项目环境影响报

告书》。

1.2 工程开工、竣工、调试及排污许可证申领情况

1.2.1 工程开工、竣工、调试过程

2020 年 1 月 14 日，云南滇中新区生态环境局以滇中生环复〔2020〕1 号发布了

《云南滇中新区生态环境局关于对<中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢

裂化装置产品轻质化改造项目环境影响报告书>的批复》对该项目环境影响报告予以

批复。

2018 年 8 月~12 月，云南石化委托中石油华东设计院有限公司完成项目初步设计。

2019 年 6 月~2020 年 3 月，云南石化委托中石油华东设计院有限公司完成项目基

础设计和详细设计。

2020 年 3 月，云南石化在装置大检修期间委托中油一建开始施工建设，并于 2021

年 1 月完成施工，期间由吉林梦溪承担项目现场监理工作。

2021 年 1 月 20 日，项目改造装置改造后正式投料试运行。

1.2.2 工程排污许可证申领情况

2017 年 6 月，厂内动力站先期向昆明市生态环境局提交了排污许可申请（首次），

4

并取得了昆明市生态环境局向云南云天化石化有限公司核发的排污许可证，排污许可

证编号为：9153000005221692XF001P。

2017 年 10 月，云南石化向昆明市生态环境局提交了排污许可申请（首次），并

按照相关程序及公示规定，于同年 12 月取得了“原油加工及石油制品制造行业”排

污许可证，排污许可证编号为：91530181574676210E001P。许可证主要对云南石化厂

内 16 个排气筒 SO2、NOx、颗粒物、挥发性有机物的有组织，挥发性有机物的无组织

许可排放量（主要包括设备与管线组件泄漏、储罐泄漏、装卸泄漏）和废水直接排放

口污染物的许可排放量进行核算，并对厂区内各个设施、环保措施、各类污染物排放

标准、排放参数、自行监测计划、环境管理台账等内容进行了登记录入。

2020 年 10 月 20 日，云南石化向昆明市生态环境局提交了排污许可延续申请，并

于 2020 年 12 月底通过审批，排污许可证编号不变。在延续申请中对排污许可的变更

内容包括：1）法人基本信息变更；2）蜡油加氢裂化装置、催化汽油加氢装置、汽柴

油加氢改质装置技改项目变更；3）对液化气脱硫、干气脱硫等生产单元信息进行完

善，新增硫磺回收装置尾气碱洗单元、2 套柴油装车鹤管、污水处理场 3 座污油罐等

生产/环保设施；4）部分辅料及数量变更（按 2019 年全年实际原辅材料品类及数量填

报）；5）全厂挥发性有机物流经的设备与管线组件密封点数量增加到 602403 个，新

增两套汽车柴油装车鹤管，VOCs 申请排放量增加；6）催化应急烟道排口纳入主要排

放口申报管理，火炬特殊排放口按火炬头设定数量，分为高压、低压、酸性气 3 个排

放口；7）酸性水净化装置排口细化为加氢型酸性水净化水排口、非加氢型酸性水净

化水排口 2 个； 8）补充完善大气污染物排放口的具体信息，部分排口内径、高度按

现场核实数据变更。加执炉新增烟气连续在线监测系统，因采样点变更排口内径相应

变更；9）完善环境监测计划，公司 14MW 及以上加热炉新增烟气连续排放在线监测、

雨水排口增加检测项目、电脱盐排水总汞变更检测频次、部分检测项目增加监测方法。

2017 年 12 月~至今，云南石化相继编制、并定期在“全国排污许可证管理信息平

台（http://permit.mee.gov.cn/cas/login）”录入了厂区排污许可证执行报告年报、半年报、

季报和月报，同时向当地环保部门进行了备案。

综上，云南石化排污许可执行情况总体良好，符合《排污许可证申请与核发技术规范

总则》、《环境管理台账与排污许可证执行报告技术规范（试行）》以及《排污许可证申

请与核发技术规范 石化工业》等相关排污许可管理办法要求。本项目改造已经完全纳入

云南石化整体排污许可申报延续、变更及后期执行报告管理中，无遗漏。

5

1.3 验收工作由来

2021 年 2 月，云南石化自主组织开展“中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡

油加氢裂化装置产品轻质化改造项目竣工环境保护验收”工作。

2021 年 3 月 16 日~3 月 19 日，公司组织安排专业技术人员对项目建设区域及其

周边环境进行了现场验收调查，并由此编制了验收监测方案；并于 2021 年 4 月 7 日

至 12 日对项目进行了现场采样及检测，根据监测和现场调查结果，依据《建设项目

竣工环境保护验收技术指南 污染影响类》编制了《中石油云南石化有限公司 210 万

吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改造项目竣工环境保护验收监测报告》。

1.4 验收范围和内容

本次竣工环保验收的范围主要是云南石化 210 万吨/年蜡油加氢改质装置区内技

改设备及其依托厂内环境保护设施（加热炉低氮燃烧器、污水预处理及综合污水处理

系统等）。

本次竣工环保验收的主要内容包括：

1）核查项目实际建设内容，是否存在重大变更；

2）对项目环境保护设施依托厂内的可行情况进行检查；

3）项目环境影响报告书和项目有关设计文件规定应采取的其他各项环境保护措

施的落实情况；

4）建设单位对环评批复文件或审批意见的落实情况；

5）对与项目有关的环境保护设施运行情况和项目建设对周边环境的影响进行现

场监测。

6

2. 验收依据

2.1 建设项目环境保护相关法律、法规和规章制度

(1) 《中华人民共和国环境保护法》，2015.01.01；

(2) 《中华人民共和国环境影响评价法》，2018.12.29；

(3) 《中华人民共和国水污染防治法》，2018.01.01；

(4) 《中华人民共和国大气污染防治法》，2018.10.26；

(5) 《中华人民共和国土壤污染防治法》，2019.01.01；

(6) 《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，2018.12.29；

(7) 《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2020.9.1；

(8) 《中华人民共和国清洁生产促进法》，2012.07.01；

(9) 《中华人民共和国循环经济促进法》，2018.10.26；

(10) 《中华人民共和国节约能源法》，2018.10.26；

(11) 《中华人民共和国水法》，2016.07.02；

(12) 《建设项目环境保护管理条例》，中华人民共和国国务院令第 682 号，

2017.10.01；

(13) 《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2021 年版），生态环境部令第 16

号，2021.01.01；

(14) 《排污许可管理办法（试行）（2019 修订）》，生态环境部部令第 7 号，2019.8.22；

(15) 《排污许可管理条例》，国令第 736 号，2021.3.1；

(16) 《固定污染源排污许可分类管理名录（2019 年版）》，生态环境部部令第 11

号，2019.12.20；

(17) 《全国地下水污染防治规划》（2011-2020 年），2011.10.28；

(18) 《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》，国发〔2015〕17 号，

2015.04.02；

(19) 《关于印发地下水污染防治实施方案的通知》，环土壤〔2019〕25 号，2019.3.28；

(20) 《国务院办公厅关于石化产业调结构促转型增效益的指导意见》，国办发

〔2016〕57 号，2016.07.23；

(21) 《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》，国发〔2018〕22

号，2018.6.27；

7

(22) 《关于印发<能源行业加强大气污染防治工作方案>的通知》，发改能源〔2014〕

506 号，2014.03.24；

(23) 《关于印发<石化行业挥发性有机物综合整治方案>的通知》，环发〔2014〕

177 号，2014.12.05；

(24) 关于印发《石化行业 VOCs 污染源排查工作指南》及《石化企业泄漏检测与

修复工作指南的通知》，环办〔2015〕104 号，2015.11.17；

(25) 《关于印发<重点行业挥发性有机物综合治理方案>》的通知》，环大气〔2019〕

53 号，2019.6.26；

(26) 《国家危险废物名录》（2021 年版），2021.01.01；

(27) 《国家突发环境事件应急预案》，国办函〔2014〕119 号，2014.12.29；；

(28) 《关于印发<企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试行）>的

通知》，环发〔2015〕4 号，2015.01.08；

(29) 《突发环境事件应急管理办法》，环境保护部令第 34 号，2015.06.05；

(30) 《关于进一步加强环境保护信息公开工作的通知》，环办〔2012〕134 号，

2012.10.30；

(31) 《关于强化建设项目环境影响评价事中事后监管的实施意见》，环环评〔2018〕

11 号，2018.01.25；

(32) 《关于做好环境影响评价制度与排污许可制衔接相关工作的通知》，环办环

评〔2017〕84 号，2017.11.14；

(33) 《排污许可证申请与核发技术规范 石化工业》（HJ853-2017），2017.8.22；

(34) 《云南省建设项目环境保护管理规定》，云南省人民政府令第 105 号，

2002.01.01；

(35) 《云南省环境保护条例（2004 修订）》，2004.6.29；

(36) 《云南省环境保护厅关于做好过渡时期建设项目环境保护管理的通知》，云

环发〔2016〕53 号，2016.7.12；

(37) 《云南省大气污染防治行动实施方案》，云政发〔2014〕9 号，2014.3.20；

(38) 《云南省大气污染防治条例（2018）》，2018.11.29；

(39) 《云南省水污染防治工作方案》，云政发〔2016〕3 号，2016.1.10；

(40) 《云南省环境保护厅关于进一步加强危险废物规范化管理工作的通知》，云

环通〔2015〕244 号，2015.10.26；

8

(41) 《云南省环境保护厅突发环境事件应急响应预案》，2014.11.20；

(42) 《云南省环境保护厅关于做好过渡时期建设项目环境保护管理的通知》，云

环发〔2016〕53 号，2016.7.12；

(43) 《云南省大气污染防治行动实施方案》，云政发〔2014〕9 号，2014.3.20；

(44) 《云南省大气污染防治条例（2018）》，2018.11.29；

(45) 《云南省水污染防治工作方案》，云政发〔2016〕3 号，2016.1.10；

(46) 《云南省环境保护厅关于进一步加强危险废物规范化管理工作的通知》，云

环通〔2015〕244 号，2015.10.26；

(47) 《云南省环境保护厅突发环境事件应急响应预案》和《云南省环境保护厅辐

射事故应急响应预案》，2014.11.20；

(48) 《云南省环境保护厅关于实行建设项目环保“三同时”和竣工环保验收承诺

制度的通知》，云环发〔2011〕106 号，2011.11.08；

(49) 《昆明市突发环境事件应急预案》，昆政办〔2020〕65 号，2020.12.23。

2.2 建设项目竣工环境保护验收技术规范

(1) 《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》，国环规环评〔2017〕4 号，2017.11.20；

(2) 《生态环境部建设项目竣工环境保护验收效果评估技术指南（试行）》，环保环

评函〔2018〕259 号，2018.6.1；

(3) 《建设项目竣工环境保护验收技术指南 污染影响类》生态环境部〔2018〕9 号，

2018.5.15；

(4) 《关于印发环评管理中部分行业建设项目重大变动清单的通知》，环办〔2015〕

52 号，2015.6.4；

(5) 《关于印发<污染影响类建设项目重大变动清单（试行）>的通知》，环保环评函

〔2020〕688 号，2020.12.13；

(6) 《云南省环境保护厅关于建设项目竣工环境保护验收指南的意见》，云环函〔2015〕

317 号，2015.9.17；

(7) 《排污单位自行监测技术指南 石油炼制工业》（HJ 880-2017）。

2.3 建设项目环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定

(1)《中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改造项

目环境影响报告书》，青岛中油华东院安全环保有限公司，2020.12；

9

(2)《云南滇中新区生态环境局关于对<中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡

油加氢裂化装置产品轻质化改造项目环境影响报告书>的批复》（滇中生环复〔2020〕

1 号），云南滇中新区生态环境局，2020 年 1 月 14 日。

2.4 其他相关文件

(1) 《中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改造项

目详细设计总说明书》，中石油华东设计院有限公司，2019 年 10 月；

(2) 《中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改造项

目基础设计环境保护专篇说明书》，中石油华东设计院有限公司，2019 年 10 月；

(3) 《中石油云南石化有限公司蜡油加氢裂化、汽柴油加氢、汽油加氢装置技术改造

3 个项目环保竣工验收检测报告》，昆明京诚检测技术有限公司，2021 年 4 月；

(4) 中国石油-沙特阿美合资云南 1300 万吨/年炼油项目竣工环境保护验收监测报告》，

云南省环境科学研究院(中国昆明高原湖泊国际研究中心)，2018 年 6 月；

(5) 中石油云南石化有限公司提供的 2021 年 2~4 月期间相关装置生产运行数据、环保

台账和说明材料。

10

3. 项目建设情况

3.1 地理位置及平面布置

3.1.1 地理位置

本项目建设地点位于云南省安宁市草铺街道办事处石化工业园区内的中石油云

南石化有限公司现有厂区蜡油加氢裂化装置界区（装置区中心经纬度坐标为东经

102.38°、北纬 24.91°），项目新增和改造设备均在现有装置区内进行安装，不新增占

地。项目建设地理位置见图 3.1-1。

安宁市位于滇中高原的东部边缘，滇池西面，昆明市西郊，距离昆明市中心 28km，

总面积 1301km2。安宁市东面和东北面与昆明市西山区接壤，西面和西北面与禄丰县

交界，南面和东南面与晋宁县相连，西南面与易门县毗邻。安宁市是安石、安楚、昆

畹公路的交汇点，经安楚高速与楚雄连接，昆畹公路越境并直通缅甸。同时，成昆铁

路越境 35km，另有铁路南环线、安昆线、安八线等区域性线路。

草铺街道位于安宁市西郊，距安宁市区 13km，320 国道及安楚高等级公路穿境而

过，总面积 171km2；东邻连然镇，南接县街乡，西靠易门县，北连青龙及温泉两镇。

3.1.2 平面布置

现有蜡油加氢裂化装置位于云南石化厂区的中部偏北，装置与其东侧的制氢联合

装置距离为 30.40m，与其西侧的硫磺回收联合装置间距为 61.00m，与北侧的污水处

理场间距为 69.50m，与其南侧的汽油罐组距离为 51.70m。装置各设施与周边设施的

间距均符合《石油化工企业设计防火标准》GB 50160-2008（2018 年版）的要求。项

目在原装置区内进行改造，不新增占地，装置对外关系不变。项目所在技改装置在厂

区平面布置和装置设备平面布置分别见图 3.1-2、图 3.1-3。

综上，项目建设地点与环评一致。

3.1.3 环境敏感目标

根据《中国石油-沙特阿美合资云南 1300 万吨/年炼油项目竣工环境保护验收监测

报告》（云南省环境科学研究院(中国昆明高原湖泊国际研究中心)，2018 年 6 月）和

2021 年 3 月的现场踏勘，云南石化厂区周边 1500m 卫生防护距离内已无常驻居民区，

距离项目最近的环境敏感目标为项目北侧 1820m 的草铺镇。

本项目主要涉及的环境敏感目标见表 3.1-1 和图 3.1-1。

11

综上，项目建设地点与环评一致，周边环境敏感目标不变。

12

本项目主要涉及的环境敏感目标见表 3.1-1 和图 3.1-1。

表 3.1-1 项目环境敏感目标一览表

环境 要素 敏感点名称

相对厂址 方位

至项目装置区最近距离(m)

相对厂界距离(m)

人口数量（户/人） 环境保护目标

环 境 空 气

草铺

草铺镇 草铺镇 N 1820 1510 372/1305

GB3095-2012 二类区

架良山 N 2060 1740 37/133

麒麟村

增福村 ENE 3660 2527 63/265

平地哨 ENE 3780 2932 161/302

上麒麟 ENE 4390 3046 383/541

中麒麟 ENE 4990 3679 123/380

滴水箐 ENE 5030 4293 44/127

下麒麟 ENE 5310 3986 272/878

柳树村 白土村 NNW 2910 2370 274/802

小石桥 NNW 3820 3270 153/465

青龙哨村

下古屯 NNW 4270 3666 142/362

上古屯 NNW 4650 4061 47/147

邵九村

邵九 WNW 3900 3146 490/1270

大海孜 WNW 4530 3983 70/230

县街 石江村 丰收厂 ESE 4030 2331 81/298

县街村 筲箕凹 SSE 4870 3110 71/211

环境 要素

敏感点名称 饮用水源 性质

相对厂址 方位

上下游关系 相对厂界距离(m)

供水人数（人）

环境保护目标

地 下 水 -

岩 溶 水

邵九村中石油水井 分散式 W 下游 2000 ＜100

GB/T14848-2017 Ⅲ类标准

白土村供水井 分散式 NW 下游 2490 802

新站水源井 集中式 NW 下游 3200 ＞2000

邵九村自用水源井 集中式 NW 下游 3925 1600

青龙哨供水井 5： 云天化水源井

集中式 NW 下游 4960 2100

青龙哨供水井 4： 917 厂生活水井 分散式 NW 下游 5300 ＜100

青龙哨供水井 3： 草铺街道饮用水井

集中式 NW 下游 5380 20000

青龙哨供水井 2： 青龙哨村饮用水井

分散式 NW 下游 5650 850

青龙哨供水井 1： 下碾龙潭 集中式 NW 下游 5800 ＞2000

环境 要素

敏感点名称 环境功能 与项目关系 相对厂址

方位 相对厂界距

离(m) 环境保护目标

地 表 水

螳螂川 农业、非接触景观用水 外排污水 受纳水体 NW 7410

GB 3838-2002 Ⅴ类标准

九龙河 农业、非接触景观用水 清净雨水

（暴雨时段） 受纳水体

W、N 35

权甫水库 农业、工业和景观用水 周边水体 S 100 GB 3838-2002 Ⅲ类标准

13

图 3.1-1(a) 中石油云南石化厂区地理位置示意图

14

图 3.1-1(b) 建设项目地理位置和周边环境敏感目标分布示意图

中石油云南石化厂区

项目技改装置区

15

图 3.1-1(c) 建设项目周边环境敏感目标分布示意图

（云南石化排放口）

上古屯村

下古屯村

小石桥村

白土村 草铺镇

架良山

增福村

滴水箐

下麒麟

中麒麟 上麒麟

丰收厂

筲箕凹

大海孜

邵九村

平地哨

邵九村中石油水井

白土村供水井

邵九村自用水源井

新站水源井

青龙哨供水井 05

青龙哨供水井 04 青龙哨供水井 03

青龙哨供水井 02

青龙哨供水井 01

螳螂川-小河口

权甫水库

地下水流向

九龙河

螳 螂 川

项目改造位置

16

图 3.1-2 云南石化厂区平面布置和项目技改装置位置示意图

项目技改装置区

17

图 3.1-3 项目技改装置设备平面布置图

主 汽提塔顶空 冷器 原位更换 脱 丁烷塔顶空 冷器 新增 1 片

脱 丁 烷 塔顶 回 流 罐更换

主汽提塔、柴油侧线汽

提塔更换塔内件。航煤

侧线汽提塔更换塔内

件、扩径改造

更 换 主汽 提 塔顶 回 流

脱丁烷塔顶回流泵更换

更 换重石 脑油泵更换

重石脑油脱硫罐更换

产品分馏塔塔

盘更换塔内件

脱丁烷塔扩径及

更换塔内件

图 例

项目技改内容

北

18

3.2 建设内容

3.2.1 现有工程

3.2.1.1 云南石化

云南石化设计处理 1300 万吨/年原油，主要生产汽油、柴油、航空煤油、苯、甲

苯等产品。厂区包括以下主体工程、辅助生产设施、公用工程和环保工程：

1）主体工程包括：1300 万吨/年常减压蒸馏装置、330 万吨/年催化裂化装置（含

双脱联合）、55 万吨/年气体分馏装置、8 万吨/年 MTBE（甲基叔丁基醚）装置、400

万吨/年渣油加氢脱硫装置、210 万吨/年蜡油加氢裂化装置、280 万吨/年直柴加氢精制

装置、180 万吨/年蜡油加氢裂化装置、140 万吨/年航煤加氢装置、140 万吨/年催化汽

油加氢醚化联合、240 万吨/年连续重整-芳烃联合、70 万吨/年异构化装置、11 万标立

方/小时 PSA 装置、17 万标立方/小时制氢、36 万吨/年硫磺回收联合、120 万吨/年延

迟焦化，共 15 套主体生产联合装置。

2）公辅工程包括：动力站（含 3 台 220t/h 循环流化床锅炉、2 台双抽汽轮发电组）、

除盐水站、给水系统、空压站、氮气站、循环水系统、余热回收系统、变电站、酸碱

站、洗槽站、消防站等。

3）储运工程包括：10 座 10×104m3 的原油储罐、49 座总容量为 54×104m3的中间

原料储罐、57 座总容量为 67.5×104m3 的产品储罐、36 座总容量为 10.6×104m3的压力

储罐、4 座总容量 2550m3 的酸碱站储罐；设置高压、低压＋低低压烃类火炬系统 2

套，酸性气火炬系统 1 套，共架安装，火炬高度 140m；设置铁路装卸站，包括油品

装卸栈桥共 5 座，含汽油栈桥 1 座、柴油栈桥 1 座、柴油/航煤油栈桥 1 座、芳烃/开

工油栈桥 1 座、液化气栈桥 1 座；设置汽车装卸站 1 套，包括液化气装车台 9 座、丙

烷装车台 1 座、苯及混合二甲苯装车台 2 座、甲醇卸车台 1 座、液硫装车台 2 座、液

氨装车台 1 座；设置厂区运输铁路系统。

4）环保工程包括：全厂设置 19 个含油污水预处理池和 14 个初期雨水收集池、

300t/h 酸性水汽提装置（双系列）、1000m3/h 污水处理场及其配套深度处理系统（含

1000m3/h 污水处理、700m3/h 回用处理、150m3/h 浓盐水处理各一套）、2.5 万 m3 事

故水池和 8.5 万 m3 雨水收集池；45 万 Nm3/h 催化裂化再生烟气脱硫脱硝、300Nm3/h

芳烃罐区油气回收、2000Nm3/h 装车油气回收、5000Nm3/h 高浓度有机废气催化燃烧

19

处理系统、40000Nm3/h 生物臭气处理系统、危废暂存库一座、10000m3/a 碱渣处理系

统、10t/d 污泥干化焚烧处理系统等。

2018 年 6 月，云南石化 1300 万吨/年炼油项目全部建成投产并完成自主验收。

3.2.1.2 原蜡油加氢裂化装置

项目原蜡油加氢裂化装置位于云南石化厂区的西部，设计加工规模为 210 万 t/a，

装置由 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置以及加氢裂化变电所组成；反应部分采用单段两

剂工艺和热高分工艺流程，分馏部分采用汽提塔和分馏塔流程，以常减压装置和工厂

罐区来的减压蜡油和分馏部分来的循环油为原料，生产加氢裂化轻石脑油、加氢裂化

重石脑油、航空煤油和加氢裂化柴油，同时副产脱硫后低分气、加氢裂化塔顶气和加

氢裂化尾油。

项目原装置有组织废气主要为反应进料加热炉、分馏塔进料加热炉排出的燃烧烟

气，反应进料加热炉烟气以及分馏塔进料加热炉烟气最终经同一根 100m 排气筒（排

污许可排气筒编号 DA021）排入大气。

原装置废水包括含油污水、含硫污水、生活污水和雨水，装置排水系统按照清污

分流、污污分流的原则设置，各类污水分类处理。其中：含硫污水送酸性水处理装置

进行处理；分馏塔顶回流罐产生的含油污水一部分经含油污水泵升压后送注水罐作为

装置注水回收利用，其余部分与机泵和地面冲洗等产生的含油污水一并管输送至厂内

污水处理场处理；装置界区内的初期雨水并入含油污水，后期雨水排入清净雨水系统。

原装置正常生产时无固（液）体废物排放，仅在停工检修时，排出废保护剂、废

催化剂等。

原装置区地面、地下污水管线、含油污水收集池地面已按照防渗技术要求进行了

重点防渗。防渗等级符合《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）的要求

（重点污染防渗区防渗层的防渗技术要求为等效黏土防渗层 Mb≥6m，K≤1×

10-7cm/s）。

3.2.2 改造项目

本项目实际总投资 12176 万元，主要对云南石化厂内原有 210 万吨/年蜡油加氢裂

化装置进行产品轻质化技术改造，改造内容主要包括：

(1) 主汽提塔更换 1~4 层塔内件；分馏塔更换第 64 层塔盘，部分塔盘进行改造；

柴油侧线汽提塔塔盘堵孔、航煤侧线汽提塔及脱丁烷塔整体更换。

(2) 更换脱丁烷塔顶回流罐，新增重石脑油脱硫罐，轻石脑油脱硫罐利旧原重石

20

脑油脱硫罐；

(3) 循环氢压缩机入口分液罐与脱硫后低分气分液罐增设内置高效惯性分离分布

器。

(4) 热高分气/汽提塔进料换热器管程入口增设备用注水点。

(5) 新增脱丁烷塔塔底油/脱丁烷塔进料换热器、重石脑油水冷器、航煤产品水冷

器、汽提塔顶后冷器、脱丁烷塔顶后冷器。

(6) 更换航煤侧线汽提塔底重沸器、航煤/低温热水换热器、轻石脑油冷却器、石

脑油分馏塔底重沸器、脱丁烷塔底重沸器。

(7) 主汽提塔塔顶空冷器及重石脑油空冷器原位更换、脱丁烷塔顶空冷器新增 1

片同规格管束。

(8) 更换主汽提塔顶回流泵、重石脑油泵及脱丁烷塔顶回流泵；柴油产品泵与航

煤产品泵互换使用。

(9) 停用柴油产品蒸汽发生器；新增柴油产品聚结器预过滤器。

(10) 增加注钝化剂流程，新增注胺罐及注胺泵。

(11) 新增与改造配套的仪表、管道、调节阀、阀门等。

本装置改造后，装置生产设计规模不变，仍为 210 万吨/年，仍然采用 UOP 开发

的 HYT 系列加氢精制催化剂及 HC-24 加氢裂化催化剂，单段全循环加氢裂化工艺。

装置由中油型加氢裂化变为轻油型加氢裂化，产品种类不变，产品收率调整，与改造

前相比，石脑油和航煤产品收率分别增加约 16%和 10%，柴油产品收率相应减少。

项目工程组成及建设内容变化情况具体可见表 3.8-1。

3.3 主要原辅材料及燃料

3.3.1 原料及性质

1）原料油

项目装置改造后，原料种类、来源及其性质均不发生变化，仍然为上游常减压装

置的减压蜡油和氢气（制氢装置），蜡油加工量不变，仍为 210.00 万吨/年。

项目装置改造后，原料及用量情况见表 3.3.1-1。

21

表 3.3.1-1 蜡油加氢裂化装置改造前后原料对比一览表

序号 原料名称 设计处理量 验收期间处理量

原料来源 运输方式 t/h 104t/a t/h 104t/a

1 减压蜡油 250.00 210.00 175.82 147.69 常减压装置 管输

2 氢 气 6.95 5.84 4.89 4.11 制氢装置 管输

合计 256.95 215.84 180.71 151.80

2）氢气。新氢自全厂氢气管网来，氢纯度为 99.9%，温度为 40℃，压力为

2.4MPa(g)。组成表见 3.3.1-2。 表 3.3.1-2 氢气性质

组成 H2 C1 CO+CO2 合计

v% 99.9 0.1 ≦20ppm 100.0

3.3.2 辅助材料及其消耗

装置改造后，主要辅助材料及其消耗详见表 3.3.2-1。

表 3.3.2-1 项目原辅材料消耗及来源统计表

序号 名称

改造前 改造后

年用量

t

一次装入量

t

使用寿命

年

年用量

t

一次装入量

t

使用寿命

年

1 保护剂 32.7 3 16.07 3

2 精制剂 HYT-6219

131 3

17.95 6

3 精制剂 KF-848r 87.42 3

4 后精制剂 HYT-6119 25.547 6

5 裂化催化剂 HC-120r 196 6

71.21 3

6 裂化催化剂 HC-24 15.84 6

7 惰性支撑剂（瓷球） 59 3 297 3

8 硫化剂 DMDS 75 3 55.6 3

9 缓蚀剂 50.10 32

10 阻垢剂 167.4 210

11 抗氧化剂 20 22

12 吸附剂 28.6 0.5 39.0 0.5

13 磷酸盐 3.0 35

14 干燥剂 110.0 8 1.2

3.3.3 燃料

云南石化厂区各装置加热炉、重沸器以及焚烧炉的燃料均为自产脱硫干气（H2S

含量 20mg/m3），不足部分由中缅管道商品级天然气（硫含量不大于 200mg/m3）补足。

22

目前，在验收阶段，项目改造装置加热炉所用厂内燃料气 H2S 含量为 11.7095mg/Nm3。

项目未对装置循环氢加热炉、分馏塔进料加热炉进行改造，设计热负荷不变，所

需燃料气用量为 4378kg/h（连续）/4704kg/h（最大）。

云南石化厂区燃料气管网供应的燃料气组成及性质见表 3.3.3-1。

表 3.3.3-1 燃料气组成及性质

名称

成分 天然气（mol%） 干气（mol%）

H2 2.60 15.60

CH4 86.40 63.00

N2 6.30 5.60

O2 0.0035 0.20

CO - -

CO2 0.0087 0.80

H2S <20mg/Nm3 <20mg/Nm3

H2O 0.20 0.30

C2H6 3.40 8.30

C2H4 0.0261 4.40

C3H8 0.60 1.20

C3H6 0.0191 0.20

iC4H10 0.0991 0.0679

nC4H10 0.20 0.40

iC5H12 0.0413 0.0283

nC5H12 0.0165 0.0113

C6H14 0.0330 0.0226

总硫含量 mg/Nm3 <200 <200

燃烧值 kcal/kg 10682 10643

3.4 主要产品和副产品

装置改造后主要产品为轻、重石脑油、航煤及满足国 VI 标准的柴油产品调合组

分，副产少量粗液化气、塔顶干气，脱硫低分气和尾油。其主要技术规格见表表 3.4-1。

表 3.4-1 蜡油加氢裂化装置产品方案一览表

序号 名称 设计产量 验收期间产量

去向 备 注 t/h 104t/a t/h 104t/a

1 脱硫后低分气 5.87 4.93 1.02 0.86 至 PSA 装置 管输

2 塔顶气 4.00 3.36 1.27 1.07 至轻烃回收装置 管输

3 粗液化气 9.29 7.80 8.18 6.87

4 轻石脑油 27.90 23.44 17.71 14.87 至罐区汽油产品调和 管输

5 重石脑油 63.65 53.47 67.88 57.02 至重整装置 管输

6 航煤 85.25 71.61 37.58 31.56 至产品罐区 管输

7 柴油产品 45.57 38.28 37.12 31.18 至罐区柴油产品调和 管输

23

序号 名称 设计产量 验收期间产量

去向 备 注 t/h 104t/a t/h 104t/a

8 尾油 12.50 10.50 8.67 7.28 至罐区做催化裂化原料 管输

合 计 254.04 213.39 179.45 150.735

3.5 水源及水平衡

3.5.1 给水水源

云南石化生产用水由两个水源供给：对于用水要求较高的除盐水补充水由王家滩

水库提供，张家坝水库为备用水源；对于用水要求相对较低的其他生产用水，由螳螂

川水源提供，来水经再生水厂处理，水质符合《工业循环冷却水处理设计规范》

（GB50050-2007）和《炼油化工企业污水回用技术管理导则》中再生水水质标准的要

求后，供给全厂循环冷却水系统的补充水以及工艺装置的生产用水、装置地面冲洗水

及绿化用水等。

云南石化厂内已配套建立完善的供水管网。

3.5.2 新鲜水

项目改造后，新鲜水用量 893.00m3/h，装置区现有生产新鲜用水依托厂区新鲜水

供水管网。

3.5.4 循环水

项目改造后，循环水用量 1465t/h，依托厂内第一循环水场的系列二和现有循环水

管网进、出装置。

3.5.5 化学水

项目改造后，除氧水消耗为 8.84 m3/h，产生的工艺凝结水 2.38 m3/h，充分依托云

南石化现有除氧水管网供给和凝液回收处理系统处理回用。

3.5.6 蒸汽（供热）

项目改造后，装置消耗 3.8MPa(g)蒸汽消耗 64.4t/h，依托厂区蒸汽管网协调供给。

厂内 3.8MPa(g)蒸汽主要由催化裂化、连续重整，硫磺回收和制氢装置副产的全厂中

压蒸汽管网供应，不足部分由云天化天安公司热电站提供。

项目改造后，装置水平衡见表 3.5-1。

24

表 3.5-1 蜡油加氢裂化装置水平衡表

入方 出方

序号 名称 t/h 备注 序号 名称 t/h 备注

1 循环冷水 1465 1 循环热水 1465

2 3.8MPa 蒸汽 64.4 2 1.0MPa 蒸汽 51.4

4 除氧水 8.84 4 含油污水 2.76

5 含硫污水 16.7

工艺凝结水 2.38

合 计 1538.24 合 计 1538.24

3.4.6 消防水

项目改造仅对蜡油加氢裂化装置区内反应器、分离器和塔等的操作条件、催化剂

填料等进行改造，并未改变装置的设计规模、火灾危险类别及平面布置。因此，项目

消防系统均充分依托原装置区和厂内现有消防设施。

1）装置消防设施

①在装置区内沿消防道一边设置消防水管道，并设置 8台地上防撞减压型消火栓，

用于消防时消防车取水。

②在构架、空冷器及热油泵等附近共设置 9 台固定消防水炮，对设备进行灭火冷

却保护，水炮流量 40L/S。

③在加热炉、泵区及压缩机棚内设置 15 台消防软管卷盘，配置减压稳压消火栓、

直流雾化混合型喷嘴。

④在装置区内设置蒸气灭火系统、304 具手提式干粉灭火器及 25 具推车式干粉灭

火器等消防设施。

2）消防水源及消防水加压泵

云南石化厂区生产给水系统、高压消防水系统和泡沫消防用水系统共用 2 座

12000m3 生产消防水池（包括 6 小时消防贮备水量 16000 m3 和生产用水调节水量

8000m3）和 1 座吸水池（有效容积为 928 m3）。

消防水泵为 6 台卧式离心泵，其中 3 台为柴油泵，3 台为电泵（3 用 3 备），单

台泵流量 950m3/h。消防稳压泵为 2 台卧式离心泵（1 用 1 备），单台泵流量 50m3/h。

消防泡沫给水为 2 台卧式离心泵，其中 1 台为柴油泵，1 台为电泵（1 用 1 备），单

台泵流量 500m3/h。消防泡沫给水保压泵为 2 台卧式离心泵（1 用 1 备），单台泵流

量 20m3/h。

25

3.6 公用消耗

3.6.1 供配电

项目装置改造后，设备容量为 15033.6kW，年用电量为 12628.224×104kWh，装

置生产及照明用电引自加氢裂化变电所，供电电源采用双回路 35kV 进线。

3.6.2 压缩空气

项目装置改造后，仪表用风 750Nm3/h（连续），吹扫最大用风量 2000Nm3/h（间

断），依托厂区现有压缩空气管网系统管输至装置区。

3.6.3 氮气

项目装置改造后，氮气连续用量为 81.4Nm3/h（0.7MPa(g)），开停工、置换、吹

扫及紧急事故处理期间最大氮气用量为 60000Nm3/h（6.1MPa(g)），依托厂区现有氮

气管网系统分别以 0.7MPa(g)、6.1MPa(g)两个压力等级管输至装置区。

3.7 生产工艺

项目改造装置——210 万吨/年蜡油加氢裂化装置由反应部分、分馏部分两个部分

组成，催化剂预硫化及再生采用器外再生工艺，具体由催化剂厂家实施，不在装置工

艺范畴之内。

3.7.1 反应部分

自常减压装置和工厂罐区来的减压蜡油通过原料油过滤器（SR-0101）过滤后在

与分馏部分来的循环油混合缓和后进入原料油缓冲罐（D-0101）。

自原料油缓冲罐（D-0101）来的原料油经经泵加压、换热，后与循环氢混合，经

反应进料加热炉（F-0101）加热至反应温度，进入加氢精制反应器（R-0101）进行加

氢精制反应。精制反应流出物进入加氢裂化反应器（R-0102）进行加氢裂化反应。

自加氢裂化反应器（R-0102）来的反应流出物一次经换热后进入热高压分离器

（D-0102）进行气液分离。热高分气经换热后，再经热高分气空冷器（A-0101）冷却

至 50℃进入冷高压分离器（D-0105）。

通过注水泵（P-0105A/B）将除氧水注入热高分气空冷器（A-0101）上游管线。

冷却后的热高分气在冷高压分离器（D-105）重进行油、气、水三相分离。顶部出来

的循环氢（冷高分气）经循环氢脱硫塔（C-0101）脱硫后进入循环氢压缩机（K-0101）

升压，然后分成两路：一路作为急冷氢去反应器控制反应器床层入口温度；另一路与

26

来自新氢压缩机（K-102A/B/C）出口的新氢混合成为混合氢。

冷高分油进入冷压分离器（D-0106）。热高分油进入热低压分离器（D-0103）。

热低分气经冷却后与冷高分油混合进入冷低压分离器（D-0106）。冷低分油与热高分

气、反应流出物换热后与热低分油分两路进入主汽提塔（C-0201）。冷高压分离器、

冷低压分离器底部排除的酸性水及分馏部分排出的酸性水经含硫污水除油器

（PA-0301）脱气、脱烃后送至装置外。冷低分气低分气混合后在装置内脱硫，脱硫

后送至 PSA。

自装置外来的新氢进入新氢压缩机入口分液罐（D-0110）分液经升压后与循环氢

混合成为混合氢。混合氢分别与热高分气、反应流出物换热后与原料油混合，进入反

应进料加热炉。

3.7.2 分馏部分

来自反应部分的热低分油与经预热后的冷低分油一起进入主汽提塔（C-0201-R），

塔顶气相经冷凝后进入汽提塔顶回流罐（D-0201）中进行气液分离，D-0201 顶气体

脱丁烷塔顶气合并后至轻烃回收装置。D-0201 底部出来的液体分成两部分：一部分经

汽提塔顶回流泵（P-0201A/B-R）升压后作为回流返回塔顶部；另一部分换热后进入

脱丁烷塔。

D-0201 底水包排出的酸性水进入含硫污水除油器脱气、脱烃后出装置。汽提塔底

油换热后，经预闪蒸罐闪蒸，闪蒸后的气相进入产品分馏塔（C-0202-R），液相经分

馏塔进料加热炉（F-0200）加热后进入产品分馏塔（C-0202-R），塔底采用低压水蒸

气汽提，塔顶气相经分馏塔顶空冷器（A-0206）冷凝后进入分馏塔顶回流罐（D-0203）

进行气液分离；D-0203 底部出来的液体经分馏塔顶回流泵（P-0206A/B）升压后分成

两部分，一部分作为塔顶回流返回到塔顶部，另一部分石脑油与脱丁烷塔底液混合后

经换热进入石脑油分馏塔(C-0206)。

D-0203 底部分水包排出的含油污水经产品分馏塔顶含油污水泵（P-0207A/B）升

压后送入注水罐（D-0104），作为反应部分注水回用。

未汽提航煤从产品分馏塔（C-0202-R）抽出进入航煤侧线汽提塔（C-0204-R），

塔顶气体返回到 C-0202-R。航煤从塔底抽出经航煤泵（P-0205A/B-R）升压后，经冷

却后出装置。

未汽提柴油从产品分馏塔(C-0202-R)抽出进入柴油侧线汽提塔(C-0203-R) ，柴油

升压后经冷却送出装置。

27

航煤回流由中段航煤回流泵（P-0212A/B）升压后经换热，而后经过中段航煤空

冷器（A-0211）返回 C-0202-R；柴油回流由中段柴油回流泵（P-0203A/B）升压后经

换热，而后经过中段柴油空冷器（A-0202）返回 C-0202-R。

分馏塔底油经产品分馏塔底泵（P-0202A/B）加压换热后一部分循环至反应部分，

一部分去催化装置。另设一路经尾油空冷器（A-0205）去罐区。

脱丁烷塔（C-0205-R）顶气经冷却后进入脱丁烷塔回流罐（D-0204-R）进入气液

分离。脱丁烷塔顶液经脱丁烷塔顶泵（P-0208A/B-R）升压后一部分作为塔顶回流返

回塔顶，一部分粗液化气去轻烃回收装置。D-0204 顶酸性气至轻烃回收装置，D-0204

底水包排出的酸性水进入含硫污水除油器脱气、脱烃后出装置。

脱丁烷塔底液与脱丁烷塔进料换热后与产品分馏塔顶液混合，经换热后进入石脑

油分馏塔（C-0206）。石脑油分馏塔（C-0206）顶气经石脑油分馏塔塔顶空冷器（A-0208）

冷却后进入石脑油分馏塔塔顶回流罐（D-0205）进行气液分离。石脑油分馏塔塔顶液

一部分作为塔顶回流返回塔顶，一部分轻石脑油经轻冷却后经轻石脑油脱硫罐

（D-0206-R）脱硫后去罐区。D-0205 底水包排出的含油污水进入含油污水管网。

石脑油分馏塔塔底重石脑油换热后，经重石脑油空冷器（A-0210-R）、重石脑油

水冷器（E-0221-N）冷却后一路去重整装置，一路去重石脑油罐区。

3.8 项目变动情况

本次验收将实际建设情况与环评及批复情况进行对比，项目性质、规模、产品方

案、原辅材料、建设地点、环保措施等进行逐项对比，具体可见表 3.8-1。

根据表 3.8-1 可知，经实地考察核实，项目建设性质、地点、改造装置设计规模、

总平面布置、原辅材料、产品方案、生产工艺和环保措施，与环评及批复基本一致，

仅部分建设内容有变化，例如：脱硫后低分气分液罐内件改造、新增轻石脑油脱硫罐

以及换热器/空冷器的变更均是为了项目节能减排、提高设备生产效率做出的改动。上

述变化均不新增污染物种类和排放量，属于微调整。

结合《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》《关于印发<污染影响类建设项目

重大变动清单（试行）>的通知》（环保环评函〔2020〕688 号，2020.12.13）、《关

于印发环评管理中部分行业建设项目重大变动清单的通知》（环办〔2015〕52 号，

2015.6.4）中的《石油炼制与石油化工建设项目重大变动清单》进行逐条比对分析，

具体见表 3.8-2。

28

本项目实际建设情况与环评及批复基本一致，不存在《建设项目竣工环境保护验

收暂行办法》中所规定的不得提出验收合格意见的几种情形，同时不涉及《石油炼制

与石油化工建设项目重大变动清单》中的重大变动内容。

29

表3.8-1 项目环评及批复建设内容与实际建设内容对比一览表

序

号 类别 项目环评及批复建设内容 实际建设内容 变化内容

是否是重

大变更

1 主体装置

1.1 建设性质 技术改造 技术改造 无变化 否

建设地点 云南石化现有蜡油加氢裂化装置区内 云南石化现有蜡油加氢裂化装置区内 无变化，区域为环境质量达标区 否

设计生产规模 210×104t/a（蜡油加氢裂化装置） 210×104t/a（蜡油加氢裂化装置） 无变化 否

1.2 工艺流程

采用UOP开发的HYT系列加氢精制催化剂及

HC-24加氢裂化催化剂，单段全循环加氢裂化工

艺。装置由中油型加氢裂化变为轻油型加氢裂化，

产品种类不变，产品收率调整，与改造前相比，

石脑油和航煤产品收率分别增加约16%和10%，柴

油产品收率相应减少，应部分和分馏部分工艺流

程与现装置流程基本相同。

采用UOP开发的HYT系列加氢精制催化剂及HC-24

加氢裂化催化剂，单段全循环加氢裂化工艺。装置

由中油型加氢裂化变为轻油型加氢裂化，产品种类

不变，产品收率调整，与改造前相比，石脑油和航

煤产品收率分别增加约16%和10%，柴油产品收率相

应减少，应部分和分馏部分工艺流程与现装置流程

基本相同。

无变化 否

1.3 原料

项目装置改造后，原料种类、来源及其性质均不

发生变化，仍然为上游常减压装置的减压蜡油和

氢气（制氢装置），蜡油加工量不变，仍为210.00

万吨/年。

项目装置改造后，原料种类、来源及其性质均不发

生变化，仍然为上游常减压装置的减压蜡油和氢气

（制氢装置），蜡油加工量不变，仍为210.00万吨/

年。

无变化 否

1.4 设备

反应器 全部利旧，无新增。 全部利旧，无新增。 无变化 否

塔器

1）主汽提塔：筒体利旧，更换塔内件；

2）产品分馏塔：筒体利旧，更换塔内件；

3）柴油侧线汽提塔：筒体利旧，更换塔内件；

4）航煤侧线汽提塔：筒体扩径，更换塔内件；

5）脱丁烷塔：筒体扩径，更换塔内件；

总计：3台利旧、3台塔内件改造、2台扩径改造。

1）主汽提塔：筒体利旧，更换更换1~4层塔内件；

2）产品分馏塔：筒体利旧，更换更换第64层塔盘，

部分塔盘进行改造；

3）柴油侧线汽提塔：筒体利旧，更换塔盘堵孔；

4）航煤侧线汽提塔：整体更换；

5）脱丁烷塔：整体更换；

总计：3台利旧、3台塔内件改造、2台扩径改造。

/ 为满足生产需要，脱丁烷塔整体

更换，不新增污染，属于微调整 否

容器

1）循环氢压缩机入口分液罐：改造，拟在入口增设高

效惯性分离分布器；

2）脱丁烷塔回流罐：更换为Φ2000×6000(T/T)

卧式；

1）循环氢压缩机入口分液罐、脱硫后低分气分液罐

增设内置高效惯性分离分布器

2）更换脱丁烷塔顶回流罐；

3）新增重石脑油脱硫罐；

脱硫后低分气分液罐内件改造

新增轻石脑油脱硫罐

已向环保局报备为满足生产需

要，降低生产成本，提高能源利

否

30

序

号 类别 项目环评及批复建设内容 实际建设内容 变化内容

是否是重

大变更

3）重石脑油脱硫罐：更换为Φ2500×8500(T/T)；

总计：2台更换，1台内件改造。

4）新增轻石脑油脱硫罐；

总计：1台更换，2台新增，2台内件改造

用率，不新增污染物排放，属于

微调整

压缩机 全部利旧，无新增。 全部利旧，无新增。 无变化 否

换热器

/空冷

器

更换5台换热器；空冷器21片利旧，新增或更换15

片电机变频。

增加一个备用注水点，新增5台换热器，更换8台换

热器

为满足生产需要，提高生产效率，

提高能源利用率，降低生产成本，

不新增污染物排放，属于微调整

否

机泵

1）主汽提塔顶回流泵：更换；

2）重石脑油泵：更换；

3）脱丁烷塔顶回流泵：更换；

4）轻油罐区供料泵：更换，Q=85m3/h，H=130m，

一用一备；

5）汽油罐区供料泵：新增，Q=20m3/h，H=80m，

一用一备。

总计：新增2台、更换5台。

1）主汽提塔顶回流泵：更换；

2）重石脑油泵：更换；

3）脱丁烷塔顶回流泵：更换；

总计：更换3台。

取消更换2台轻油罐区供料泵

取消新增2台汽油罐区供料泵

减少机泵改造内容，不新增污染

物排放，属于微调整

否

加热炉 全部利旧，无新增。 全部利旧，无新增。 无变化 否

1.5 产品

主要产品包括低分气（脱硫后至PSA装置）、干

气（至厂内燃料气管网）、液化气（产品出装置）、

轻石脑油（作汽油调和组分）、重石脑油（至连

续重整装置）、航煤（产品出装置）、柴油（产

品出装置）和加氢尾油（至催化裂化装置）。

主要产品包括低分气（脱硫后至PSA装置）、干气

（至厂内燃料气管网）、液化气（产品出装置）、

轻石脑油（作汽油调和组分）、重石脑油（至连续

重整装置）、航煤（产品出装置）、柴油（产品出

装置）和加氢尾油（至催化裂化装置）。

无变化 否

2 储运系统

2.1 减压蜡油 依 托 ， 现 有 3×10000m3 拱 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2200-T-3002ABC。

依 托 ， 现 有 3×10000m3 拱 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2200-T-3002ABC。 无变化 否

2.2 加氢裂化重石脑

油

依 托 ， 现 有 2×10000m3 内 浮 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2200-T-5001AB。

依 托 ， 现 有 2×10000m3 内 浮 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2200-T-5001AB。 无变化 否

2.3 加氢裂化轻石脑

油

依 托 ， 现 有 4×3000m3 球 罐 ， 储 罐 代 码

2400-T-0601ABCD。

依 托 ， 现 有 4×3000m3 球 罐 ， 储 罐 代 码

2400-T-0601ABCD。 无变化 否

31

序

号 类别 项目环评及批复建设内容 实际建设内容 变化内容

是否是重

大变更

2.4 加氢裂化柴油 依 托 ， 现 有 2×20000m3 内 浮 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2320-T-0305/0306。

依 托 ， 现 有 2×20000m3 内 浮 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2320-T-0305/0306。 无变化 否

2.5 加氢裂化航煤 依 托 ， 现 有 4×10000m3 内 浮 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2330-T-0101~0104。

依 托 ， 现 有 4×10000m3 内 浮 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2330-T-0101~0104。 无变化 否

2.6 加氢裂化尾油 依 托 ， 现 有 2×20000m3 拱 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2200-T-2002AB。

依 托 ， 现 有 2×20000m3 拱 顶 罐 ， 储 罐 代 码

2200-T-2002AB。 无变化 否

3 公用工程

3.1 新鲜水 用量893.00m3/h，依托全厂现有新鲜水管网提供 用量893.00m3/h，依托全厂现有新鲜水管网提供 无变化 否

3.2 除氧水 改造后消耗为11.3 m3/h，依托厂内化学水处理站。 改造后消耗为7 m3/h，依托厂内现有除盐水站提供 除氧水消耗减少- 4.3m3/h 否

3.3 循环水 改造后用量2463 m3/h，依托厂内循环水场。 改造后用量1465 m3/h，依托厂内循环水场。 循环水消耗减少-998 m3/h 否

3.4 蒸汽 改造后，3.8MPa蒸汽用量不变，1.0MPa蒸汽减少1.2t/h，依托厂区装置自产，不足由云天化天安公司热电站外购。

改造后，3.8MPa蒸汽用量不变，1.0MPa蒸汽减少

1.2t/h，依托厂区装置自产，不足由云天化天安公司

热电站外购。

无变化 否

3.5 燃料气 加热炉热负荷不新增，依托厂内现有燃料气管网 加热炉热负荷不新增，依托厂内现有燃料气管网 无变化 否

3.6 供 电 用量12915.54kW，新增负荷401.4kW，源自加氢裂化变电所。采用双回路 35kV 进线。

用量15033.6kW，新增负荷2519.46kW，源自加氢裂

化变电所。采用双回路 35kV 进线。

新增用电负荷增加2118.06kW，

不新增污染物排放量，属微调整 否

3.7 氮气站、空压站 不新增，依托厂内氮气站、压缩空气站供给。 不新增，依托厂内氮气站、空分装置供给。 无变化 ×

4 环保工程

4.1 酸性水汽提 不新增，装置含硫污水17.6t/h，送厂内现有酸性水汽

提装置（Ⅱ，加氢系列）处理。

不新增，装置含硫污水16.7t/h，送厂内现有酸性水汽提

装置（Ⅱ，加氢系列）处理。 含硫污水产生量减少-0.9t/h 否

4.2 含油污水 预处理池 含油污水2.1t/h，装置含油污水及初期雨水依托全

厂含油污水处理系统处理

含油污水2.76t/h，装置含油污水及初期雨水依托全

厂含油污水处理系统处理

含油污水产生新增0.66t/h，但仍

在污水处理场处理能力范围内，

不新增污染物种类和排放量，属

微调整

否 4.3 污染雨水收集池

4.4 污水处理 装置排放的含油污水及经酸性水汽提装置处理后的污水依托厂内污水处理场（含回用处理、浓盐

装置排放的含油污水及经酸性水汽提装置处理后的

污水依托厂内污水处理场（含回用处理、浓盐水处

处理流程、工艺及方式不变，外

排标准不变，且未新增废水直接否

32

序

号 类别 项目环评及批复建设内容 实际建设内容 变化内容

是否是重

大变更

水处理装置）处理，污水处理场排放口达标污水经厂外污水管线最终排放至螳螂川。

理装置）处理，污水处理场排放口达标污水经厂外

污水管线最终排放至螳螂川。

排放口

4.5 固体废物

现有蜡油加氢裂化装置产生的固体废物主要包括加氢裂化反应器和脱硫罐间断产生的： 废催化剂：144.665 t/a 废瓷球： 108.9 t/a

现有蜡油加氢裂化装置产生的固体废物主要包括加氢裂化反应器和脱硫罐间断产生的： 废催化剂：119.01 t/a 废瓷球： 70.33 t/a

废催化剂-4.345t/a

废瓷球-38.57t/a

固废产生量减少，其他无变动

否

4.6 防渗工程 在现有装置区内仅更换设备及内部改造，不涉及基础改造或新增占地，可依托装置区内现有防渗设施

在现有装置区内仅更换设备及内部改造，不涉及基

础改造或新增占地，可依托装置区内现有防渗设施 无变化 否

4.7 事故应急 改造装置占地及围堰不变，依托厂内现有事故应急三级防控设施，包括25000m3事故水池+85000m3雨水收集池。

改造装置占地及围堰不变，依托厂内现有事故应急

三级防控设施，包括25000m3事故水池+85000m3雨

水收集池。

无变化 否

4.8 项目环保投资 项目总投资16271万元，其中环保投资303.0万元，占总投资的1.86%。

项目实际总投资12176万元，其中实际环保投资1006.38

万元，占总投资的8.75%

总投资-4095万元，环保投资及其

比例均为增加，总体利好 否

33

表3.8-2 项目实际建设情况与相关文件重大变动判定对比一览表

序号 《石油炼制与石油化工建设项目重大变动清单》 本项目实际建设情况 对比结果

1 一次炼油加工能力、乙烯裂解加工能力增大 30%及以上；储罐

总数量或总容积增大 30%及以上；

项目改造，云南石化一次炼油加工能力及装置产能均未发生

变化，项目改造内容不涉及储罐数量和容积的变化。 不属于

2

新增以下重点生产装置或其规模增大 50%及以上，包括：石油

炼制工业的催化连续重整、催化裂化、延迟焦化、溶剂脱沥青、对二甲苯（PX）等，石油化工工业的丙烯腈、精对苯二甲酸（PTA）、

环氧丙烷（PO）、氯乙烯（PCM）等

本项目不涉及 不属于

3 新增重点生产装置外的其他装置或其规模增大 50%及以上，并

导致新增污染因子或污染物排放量增加 项目改造装置——蜡油加氢裂化装置，生产规模未发生变化 不属于

4

项目重新选址，或在原厂址附近调整（包括总平面布置或生产装置发生变化）导致不利环境影响显著加重或防护距离边界发生

变化并新增了需搬迁的敏感点

本项目选址未发生变化 不属于

5

厂外油品、化学品、污水管线路由调整，穿越新的环境敏感区；防护距离边界发生变化并新增了需搬迁的敏感点；在现有环境敏

感区内路由发生变动且环境影响或环境风险增大。

本项目不涉及 不属于

6 原料方案、产品方案等工程方案发生变化；生产装置工艺调整

或原辅材料、燃料调整，导致新增污染因子或污染物排放量增加

本项目原料方案、产品方案、生产工艺不变，原辅材料微调整，但不新增污染因子或污染物排放量。

不属于

7

污染防治措施的工艺、规模、处置去向、排放形式等调整，导致新增污染因子或污染物排放量、范围或强度增加；地下水污染

防治分区调整，降低地下水污染防渗等级；其他可能导致环境影

响或环境风险增大的环保措施变动。

本项目污染防治措施均充分依托云南石化厂内现有环保设

施，未发生变化，且无新增污染因子和污染物排放量、范围或强度。

不属于

34

序号 建设项目竣工环境保护验收暂行办法 本项目实际建设情况 对比结果

1

未按环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定要求建成环

境保护设施，或者环境保护设施不能与主体工程同时投产或者使

用的

本项目同时设计、同时施工、同时投产，符合“三同时”要求 符合

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重点污染物排放总量控制指标要求

的

根据各污染物监测结果，均为达标排放；项目改造后，云南石化全厂重点污染物排放总量满足总量指标要求。

符合

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）或者环境

影响报告书（表）未经批准的

经实地考察核实，项目建设性质、地点、改造装置设计规模、

总平面布置、原辅材料、产品方案、生产工艺和环保措施，与

环评及批复基本一致，无重大变动。

符合

4 建设过程中噪声重大环境污染未治理完成，或者造成重大生态

破坏未恢复的

项目建设过程中未发生造成环境污染的事件或关于环境污

染投诉 符合

5 纳入排污许可管理的建设项目，无证排污或者不按证排污的 项目所在云南石化已于 2019 年 12 月取得排污许可证（延续

及变更），且项目所有污染源均已纳入排污许可管理范围内 符合

6

分期建设、分期投入生产或者使用依法应当分期验收的建设项

目，其分期建设、分期投入生产或者使用的环境保护设施防治环境污染和生态破坏的能力不能满足其相应主体工程需要的

本项目不属于分期建设项目，项目验收为整体验收 符合

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，尚未改正完成的 云南石化未曾因该项目违反相关环境法律法规 符合

8 验收报告的基础资料数据明显不实，内容存在重大遗漏，或者

验收结论不明确、不合理的 项目验收基础资料真实有效，不存在缺项、遗漏 符合

35

4. 环境保护设施

4.1 主要污染源及污染物

4.1.1 废水

蜡油加氢裂化装置改造后，由于处理规模、工艺流程、产污节点、物料种类均未

变化，因此，其装置产生的废水仍然分为两类：含油污水和含硫污水。装置产生的含

油废水主要来自于过滤器排水、分馏塔顶回流罐切水、石脑油分馏塔顶回流罐切水、

脱丁烷塔塔顶回流罐切水和脱乙烷塔塔顶回流罐切水，以及装置区机泵冷却、地面冲

洗、初期雨水等含油废水。装置产生的含硫污水主要来源于冷高压分离器切水、冷低

压分离器切水、主汽提塔塔顶回流罐切水。本项目新增废水污染物见表 4.1.1-1。

图 4.1-1 项目改造装置废水产生及处理去向示意图

蜡油加氢裂化装置含油污水池

厂区酸性水汽提装置

改造装置含油污水管线

36

云南石化厂区污水处理场

由表 4.1-1 可知：

1）项目改造装置含硫废水 16.7t/h 依托厂区加氢酸性水汽提装置（150t/h）汽提

净化处理后大部分回用于常减压等装置，剩余净化水送至云南石化厂区污水处理场与

厂内其它含油污水一同处理。

2）项目改造装置含油污水 2.76t/h 经装置区内含油污水收集池隔油预处理后，进

入厂内含油污水管网至云南石化厂区污水处理场处理。

上述污水充分依托云南石化厂区污水

处理场处理，云南石化厂区污水处理场处

理后的大部分污水可回用于全厂循环冷却

水系统和脱盐水系统做补充水，其余废水

在满足《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570-2015）表 1 直接排放限值后由

云南石化现有污水外排管线管输至小河口

排入螳螂川。

4.1.2 废气

本项目改造后，装置产生的废气主要包括两类：一为有组织废气，即装置循环氢

加热炉和分馏塔进料加热炉产生的燃烧废气，主要污染物为 SO2、NOx 和颗粒物；二

为无组织废气，主要是装置区机泵、阀门、法兰等动静密封点排放的废气，主要污染

物为 NMHC。

项目装置废气产生及排放情况详见表 4.1-2。

由表 4.1-2 可知：

1）有组织废气：项目装置改造不涉及循环氢加热

炉和分馏塔进料加热炉，其燃烧废气（主要污染物是

SO2、NOx 和颗粒物）通过装置区内现有 1 根 100m 排

气筒高空排放（排污许可废气排气筒编号 DA021）。

该排气筒主要排放本改造装置循环氢加热炉和分馏塔

进料加热炉燃烧混合废气。根据现场调查可知，目前该

排气筒已装设在线及人工监测采样平台。

装置加热炉排气筒（DA021）

37

表 4.1-1 废水排放量和污染物浓度一览表

表 4.1-2 项目改造装置废气污染源及治理措施一览表

序

号

废气

名称

排放

方式 污染源

排放量

（Nm3/h）

污染物组成、排放量及浓度 治理

措施

排放

高度

（m）

直径

（m）

温度

（℃） 备注 SO2 NOx 颗粒物 VOCs

mg/m3 mg/m3 mg/m3 t/a

1 燃烧废气 有组织 循环氢加热炉、分

馏塔进料加热炉 88000.0 7.75 60.67 1.20 /

①低硫燃料气

②低氮燃烧器 100 2.5

128.6~115.6

依托现有

DA021 排气筒

2 装置逸散

废气 无组织

装置区

动静密封点 / / / / 1.719

纳入全厂LADRs 系

统（检漏与修复） 5

280×135

常温

序号 废水类别 产污工序 产生量

(t/h)

主要污染物浓度(mg/L) 产生 规律

治理措施 排放去向 COD 石油类 氨氮 挥发酚 硫化物

1

含油污水

过滤器、分馏塔顶回流罐、石脑油分馏塔顶回流罐、脱丁烷塔

塔顶回流罐 2.76 1200 120 80 0 15

连续 依托厂内污

水处理场 经处理大部分回用，其余达标

排入螳螂川 2 机泵冷却 地面冲洗 间断

3 含硫污水 冷高压分离器、冷低压分离器、主汽提塔

塔顶回流罐 16.7 23000 420 13850 0 16840 连续

依托酸性水 汽提装置

38

2）无组织废气：项目改造装置区无组织废气主要为项目新增/更换机泵、阀门、

法兰等动静密封点排放的无组织废气，主要污染物为 VOCs。

项目改造后，改造装置区动静密封点完全依托云南石化全厂现有 LDARs 检测系

统，定期对生产设施进行泄漏检测与修复。

项目所在蜡油加氢裂化装置共涉及动静密封点个数为 45820（其中包括 525 个不

可达密封点数），根据云南石化 LDARs 管理办法，每隔 3~6 个月对装置区内动静密

封点至少进行一次检测，泄漏检出限为 500~2000μmol/mol，每月的动静密封点检测结

果定期录入中石油集团公司 VOCMS 管控平台。

综上，项目改造装置 VOCs 无组织废气污染控制措施满足《石油炼制工业污染物

排放标准》（GB31570-2015）中 5.3 “设备与管线组件泄漏污染控制要求”和 5.4“其

他污染控制要求”。

4.1.3 固（液）体废物

本次项目新增废固体废物详见表 4.1.3-1。

表 4.1.3-1 固体废物分类汇总表

序号

固废 来源

固废名称 成分/组成 固废类别 分类及代码 产生量

t/次 排放 规律

处置措施 及去向

1

加氢裂化反应

器

废精制催

化剂 MoO3、WO3、Ni 危险废物 HW50（251-016-50）

37.17 1 次/6 年

即卸即运，外委有资质单位处置或催化剂厂

家回收

96.16 1 次/3 年

2 废裂化催

化剂 MoO3、NiO、CoO 危险废物 HW50（251-016-50）

28.1 1 次/3 年

78.3 1 次/6 年

3 废保护剂 MoO3、WO3、Ni 危险废物 HW50（251-016-50） 18.0 1 次/3 年

4 废瓷球 Al2O3、SiO2 危险废物 HW08（251-012-08） 326.7 1 次/3 年

5 脱硫罐 废吸附剂 ZnO 危险废物 HW08（251-012-08） 39.0 0.5 次/年

合计 其中：危险固废 253.57t/次（78.665t/a）、一般固废 365.7t/次（186.9t/a）

由表 4.1-4 可知：

项目改造后，加氢裂化反应器和脱硫罐停工检修期间产生的废催化剂、废保护剂、

废瓷球和废吸附剂均属于危险固废，届时由云南石化统一委托有资质单位（如：云南

大地丰源环保有限公司、江苏科创石化有限公司（相关处置协议、危废处置资质具体

见附件））即卸即运，安全处置。

另外，项目改造施工期（2020 年 12 月 12 日~16 日），原装置反应器清空的废催

39

化剂、废保护剂和废瓷球，共计 182.94t，统一外委由江苏科创石化有限公司 10 辆汽

车车次外运安全处置。

4.1.4 噪声

本工程新增噪声源主要为各种机泵、空冷器等。详见表 4.1-3。

表 4.1.4-1 噪声特征表

装置名称 噪声源名称 数量 工作特性 降噪措施 消音后声压级 dB(A)

蜡油加裂

装置

空冷器 41 连续 低速风机、低噪声电机 80〜85

泵 25 连续 电机加隔声罩、管线减振 80〜85

4.1.5 辐射

本项目改造装置不涉及放射源，因此，不开展辐射防控设施调查。

4.2 其他环境保护措施

4.2.1 环境风险防范设施

本项目属于云南石化厂内装置优化改造，装置加工原料、产品种类和加工规模均

无变化。项目重大危险源分布情况、主要危险物质改造前后不变，因此，项目改造后，

其环境风险防范设施均可充分依托原装置及云南石化厂内现有各项设施，以及厂内风

险管控体系。

4.2.1.1 大气环境风险防控措施

1、项目装置新增、更换设备均按照《石油化工企业设计防火标准》（GB50160-2008，

2018 年版）的防火要求进行布置。

云南石化厂区危废暂存库

云南石化厂区危废暂存库

40

蜡油加氢裂化装置区污染雨水收集池雨水

2、装置内设置安全阀。当设备超压时，安全阀自动启跳，可燃气体密闭引入厂

内火炬系统经 140m 安全燃烧放空，可燃液体排入装置内的地下污油罐。

3、项目装置区内易聚集可燃气体和有毒气体（H2S）的场所均设置了可燃气体和

有毒气体检测仪，报警信号引至主控室，可对可燃气体和有毒物质的泄漏进行预警，

全面监视泄漏情况，预防事故发生。其中，项目新增 8 台有毒气体（H2S）报警仪。

项目新增危险气体报警仪的数量、安装位置和检定情况具体见表 4.2-1。

表4.2-1 项目新增危险气体报警仪明细一览表

序号

类型 测量 介质

仪器编号 安装位置 台数

检定单位 检定结

果

1

毒气报警器

H2S

0800-GT-12001 脱丁烷塔顶回流泵附近 1 云南中检 合格

2 0800-GT-12002 主汽提塔顶回流泵附近 1 云南中检 合格

3 0800-GT-12003 脱丁烷塔附近 1 云南中检 合格

4 0800-GT-12004 脱丁烷顶空冷器入口 1 云南中检 合格

5 0800-GT-12005 脱丁烷顶空冷器入口 1 云南中检 合格

6 0800-GT-12008 汽提塔顶后冷器附近 1 云南中检 合格

7 0800-GT-12009 脱丁烷塔回流罐附近 1 云南中检 合格

8 0800-GT-12010 重石脑油泵附近 1 云南中检 合格

合 计 8

4、项目装置采用 DCS 系统，并设有越限报警和安全联锁系统（SIS），确保在

事故情形下的安全控制。

5、充分依托云南石化厂内现有应急物资和装备、云南石化消防支队、医疗救护

站和环境监测站。

4.2.1.2 水环境风险防控措施

云南石化依据《事故状态下水体污染的预防与控制技术要求》（企业标准 Q/SY

1190-2013），厂区设置了“三级防控”体系。

一级防控：是指在装置污染区设置围

堰，罐区设置防火堤，用于事故状态下泄

漏物料、消防废水和污染雨水的收集，防

止事故污水、污染雨水的跑、冒、窜流造

成环境污染。项目改造装置区主要设备、

容器周边均设有 150mm 高的围堰。装置区

围堰分为小围堰和大围堰，分别收集不同

浓度的污染物。小围堰收集的污水和污染雨水进入装置区 145m3 含油污水池；大围堰

41

收集的地面污水和污染雨水排入装置区 1940m3 污染雨水收集池。含油污水池和污染

雨水收集池设置液位计，达到设定液位时经泵提升至管廊含油污水管网送厂内污水处

理场。

二级防控：装置区依托现有 1940m3 污染雨水收集池。当装置发生一般事故或降

雨时，泄漏物料、消防废水和污染雨水可以及时收集。通过污染雨水收集池收集事故

水和污染雨水（初期雨水，通常为降雨前 15 分钟的初期雨水量）。污染雨水收集池

设置液位计，达到设定液位时经泵提升至管廊含油污水管网送厂内污水场处理系统。

三级防控：在厂内排水末端设置全

厂事故水池。事故水池约 2.5 万 m3，按

照设计核算，其有效容积可容纳厂内事故

时所需的最大一次消防用水水量、可能发

生的物料泄放量及发生事故时可能进入

收集系统的降雨量。

当发生较大事故时，产生大量的事故

排水或污染雨水，装置污染雨水池不能完全收集时，通过厂内雨水管网排入全厂事故

水池，事故池满后可以反向溢流，事故废水后续可根据需要排入厂内污水处理系统、

净水厂和再生水深度处理设施进行深度处理后，达标回用。由此，确保云南石化厂区

发生事故时，事故污水不会直接排出厂外环境。当发生特大事故时，若实际产生的事

故消防水量大于事故池的容积，可通过溢流进入 8.5 万 m3 雨水收集池中，即雨水收集

池可作为备用的事故贮水池。

4.2.1.3 地下水风险防控措施

本项目主要是在装置区现有地面上进行改造，仅涉及新增、更换部分塔器或设备，

不涉及地面基础及以下开挖改造。因此，项目改造充分依托装置区现有分区防渗措施，

并根据现场地面情况进行修缮。

1）云南石化目前已对厂区进行了分区防渗，厂内各生产装置的污水池、污水沟、

地下污水管道及地面均按照“重点污染防治区”进行防渗；生产装置（单元）区的塔、

反应器、换热器、加热炉、压缩机、泵区等地坪按照“一般污染防治区”进行防渗，

对于抗渗混凝土地坪伸缩缝进行处理。另外，对于各生产装置的填方区均采用粘土回

填，以增加装置下部地层的防污性能。通过 1300 万吨/年炼油项目环保竣工验收表明，

云南石化厂区现有分区防渗措施符合《石油化工工程防渗技术规范（GB/T 50934-2013）

厂区 2.5 万 m3 事故

42

标准要求。厂区分区防渗示意图见图 4.2.1-1。

2）云南石化厂区内共设监测及应急防控井 28 个，其中：岩溶水监测井 5 个，孔

隙水监测井 13 个，应急岩溶水抽水井 10 个。其中，JC01、JC02、JC44、JC55 共 4

口井为在线监控井，可实时监测云南石化厂区下游岩溶含水层发育区的地下水动态特

征。厂区地下水监控井位分布见图 4.2.1-2。

43

图 4.2.1-1 云南石化厂区地面防渗分区图

44

图 4.2.1-2 云南石化厂区地下水长期监测点分布示意图

45

3）项目改造装置可充分依托装置周边现有岩溶水监测井 5 个（JC11、JC22、JC33、

JC44 和 JC55），孔隙水监测井 13 个（SW01~07、JC01~06）进行定期监控。

正常生产时，本项目的污染防渗措施参照云南石化厂内各级污染防渗措施布置。

若发生泄漏事故，根据污染事故类型，启动地下水应急监测系统，

发生环境突发事件立即对污染情况跟踪监测，在事故发生地下游区域的监测井作

为事故应急监测点，在污染初期监测频次加密（每 1 小时监测 1 次），将监测结果实

时汇报给各级应急指挥中心（必要时启动地下水应急抽水方案）。

4.2.1.4 应急预案

云南石化已制定了《中石油云南石化有限公司突发环境事件应急预案》，并于 2019

年 10 月向云南省昆明市生态环境局安宁分局进行了备案，备案文号为

ANYJ-530181-2019-240-H（第二版），具体见附件。

项目改造装置位于云南石化厂内，涉及的新增/更换设备、危险化学品种类、当量

仍在云南石化可控范围内；因此，项目环境风险应急措施、应急物资和响应机制完全

纳入云南石化环境风险应急预案体系中。云南石化每年定期举行 1~2 次环境风险事故

应急演练。项目投运后，2021 年 2 月 20 日 14：00~14:30 举行了一次地下水（JC33

水井附近）污染应急演练。

4.2.1.5 应急物资情况

项目应急物资和装备主要依托云南石化厂内应急物资储备库、消防支队、医疗救

护站和环境监测站。消防支队消防支队车辆共计 17 台，其中 18 米多功能车 4 台，重

型泡沫车 2 台，其余车型均为 1 台。

厂区应急物资储备库 地下水污染应急演练现场照片

46

4.2.2 规范化排污口、监测设施及在线监测装置

4.2.2.1 废气排放口

本项目改造后，废气排放口不变，依旧为排气筒编号为 DA021 的 100m 高烟囱。

根据现场调查了解，改造装置废气排放口已按照国家和地方有关规定进行了规范化设

置，配置有取样口及取样平台。另外，该废气排放口已完成在线监测系统改造，并于

2021 年 3 月下旬与云南省重点污染源自动监测分析系统、昆明市环境自动监测与信息

管理系统联网。

4.2.2.2 废水排放口

本项目改造后，废水排放口仍依托云南石化厂区现有废水排放口（DW001），厂

区经处理后的污水经监测满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表

1 直接排放标准限值后，经加压管输至安宁市青龙镇小河口村附近最终排入螳螂川干

流。根据现场调查了解，云南石化废水排放口（DW001）已按照国家和地方有关规定

进行了规范化设置，并在全厂污水处理场污水总排口设置了 1套废水在线监测分析仪，

监测项目包括：流量、pH、COD、NH3-N、总氮和总磷。该在线监测仪于 2018 年 3

排气筒排放口标志-DA023 排气筒 标识

排气筒排放口标志-DA021

排气筒排放口标志-DA021

排气筒（DA021）取样口

采样口

排气筒（DA021）在线监测小屋

47

云南石化厂区污水排放口标识

云南石化螳螂川污水排口标识

云南石化厂区污水排放口

云南石化螳螂川污水排口及在线监测小屋

月与昆明市污染源监控中心联网。

4.2.2.3 监测设施

按照国家环境保护部 2012 年 7 月对云南 1000 万吨/年炼油项目环评批复要求，云

南石化应配合安宁市政府和工业园区设置覆盖整个工业园区及草铺镇周边居民聚集

区的环境监测网络。目前，云南石化配有 1 台环境空气质量应急监测车、2 座固定空

气质量自动监测站。项目区域环境监测可充分依托厂区现有监测设施。

环境应急监测车于 2015 年 11 月安装完成，主要配置包括：空气常规污染物硫化

氢分析仪、二氧化硫分析仪、氮氧化物分析仪、氨分析仪、一氧化碳分析仪、臭氧分

析仪、苯系物分析仪、PM10&2.5&1.0 颗粒物分析仪，以及便携式多种气体分析仪、

便携式测油仪、便携式 COD 快速测定仪、便携式有毒有害气体分析仪。

2 座固定空气质量自动监测站于 2017 年 12 月完成调试投用，目前运行正常。监

测项目包括：空气常规污染物六项、特征污染物（硫化氢、氨、非甲烷总烃、C2-C6

低沸点有机物、C6-C12、有机硫）、气象五参数。自动监测数据与昆明市污染源监控

中心联网。

48

4.3 环保设施投资及“三同时”落实情况

根据现场调查，本项目改造后，项目实际总投资额为 12176 万元，项目环保实际

投资为 1006.38 万元，实际占比为 8.75%。项目环保设施实际投资情况见表 4.3-1。

项目环保设施“三同时”落实情况一览表见表 4.3-1。

根据表 4.3-1 可以看出，本项目环保设施多数均为充分依托云南石化厂内现有环

保设施，实际运营中，其环保设施均得到了有效落实。

49

表 4.3-1 项目环保设施环评、初步设计、实际建设情况一览表

类别 治理对象 环评阶段 初步设计阶段 实际建设情况 措施的执行效果及未采

取措施的原因

实际

环保投资

（万元）

废水 生产废水

污污分流、排水管线收集、依托云

南石化厂区现有污水处理设施处

理。

装置排水系统按照“清污分流、分类处理”的原

则进行划分，各类污水分类处理。其中；含

硫污水送酸性水汽提装置处理；含油污水、

初期含油雨水送至污水处理场处理；经污水

处理设施处理后的废水水质均满足标准限值

要求，可以做到达标排放。

1)含油污水：本项目分馏塔顶回流罐等产

生的含油污水经含油污水泵升压后送注

水罐作为装置注水回收利用，机泵和地

面冲洗等产生的含油污水，送至污水处

理厂；

2)含硫污水：含硫污水经含硫污水管道送

至硫磺回收装置酸性水汽提处理。

依托厂区污水处理场总

排口主要污染物排放浓

度满足 GB31570-2015

中表 1 直接排放限值要

求，达标排放

168.35

废气

加热炉燃烧烟气

加热炉均安装低氮燃烧器，燃用清

洁燃气，烟气通过 100m 烟囱高空

达标排放。

项目加热炉使用的燃料为燃料气，燃料气中

硫含量小于 20mg/kg，产生的烟气采取 100m

高空排放。

加热炉排放的烟气中 SO2、NOx、烟尘经

100m 烟囱高空排放，并满足

GB31570-2015 环保限值要求。目前，排

气筒已完成在线监测改造。

加热炉烟气污染物排放

浓度满足

GB31570-2015 中表 3 加

热炉排放限值要求，达

标排放

/

项目新增或更换

阀门、法兰等动静

密封点

装置区 NMHC 无组织挥发依托全

厂 LDARs 系统对本项目 VOCs 的

产生和排放进行控制和管理。

1）各塔、反应器、容器的安全阀放空气均密

闭排至火炬总管，依托厂内 140m 火炬高空燃

烧排放；

2）项目管道全部采用焊接，在各法兰连接

处，密封良好；

3）纳入全厂 LDARs 系统，进行检测和修复。

1）各塔顶回流罐、进料缓冲罐等均用燃

料气和氮气密封，罐内压力波动时，油

气排至火炬总管；

2）各塔、反应器、容器的安全阀放空气

均密闭排至火炬总管；

3）纳入全厂 LDARs 系统，定期进行检

测和修复。

厂界 NMHC 排放浓度

满足 GB31570-2015 中

表 5 厂界限值，达标排

放

28.56

固废 废催化剂、废保护

剂、废瓷球

废催化剂、废保护剂、废吸附剂、

废瓷球定期收集、即装即运、规范

暂存、外委安全处置。

项目产生的废瓷球、废保护剂、废吸附剂、

废催化剂送至有危废处置资质的厂家回收。

废瓷球、废保护剂、废吸附剂和废催化

剂委托有资质单位（如：云南大地丰源

环保有限公司、江苏科创石化有限公司

安全处置。

固废处置率 100%

固废零排放 94.37

50

类别 治理对象 环评阶段 初步设计阶段 实际建设情况 措施的执行效果及未采

取措施的原因

实际

环保投资

（万元）

噪声 项目新增或更换

机泵、空冷器

消声、隔声、降噪设施，机泵均设

置减震基座。

1）选用的机泵均要求设备制造厂商对其进

行消音处理，噪声控制在 85dB(A)以下；

2）对产生噪声较大的机泵等，在设备安装时

均设置固定基础，并加装减振垫。

1）机泵安装时均进行基础固定，并加装

减震垫；

2）新增机泵远离厂界布置。

厂界噪声满足

GB12348-2008 中

3 类标准限值 13.68

风险

废气

依托装置区设置可燃气体和有毒

气体检测报警系统。

依托厂区卫生防护距离 1500m。

1）在有可能发生泄漏和聚集可燃性气体和

有毒性气体的地方，独立设置可燃气体和有

毒气体报警器；

2）新增可燃气体/有毒气体报警器，信号接至

现有 GDS 系统；

3）厂区 1500m 卫生防护距离不变，其包络范

围内无常驻居民。

1）在有可能发生泄漏和聚集可燃性气

体和有毒性气体的地方，独立设置可燃

气体和有毒气体报警器；

2）新增可燃气体/有毒气体报警器，信号

接至现有 GDS 系统；

3）厂区 1500m 卫生防护距离不变，其包

络范围内无常驻居民。

项目施工及验收期间，

未发生环境污染事故或

环境投诉事件 49.18

废水

装置区设置围堰、依托罐区设置防

火堤。

依托现有三级防控系统，确保事故

污水不排入外环境。

装置区设置围堰、依托罐区设置防火堤。

依托现有三级防控系统，确保事故污水不排

入外环境。

装置区设置围堰、依托罐区设置防火堤。

依托现有三级防控系统，确保事故污水

不排入外环境。项目施工及验收期间，

未发生环境污染事故。

项目施工及验收期间，

未发生环境污染事故或

环境投诉事件 124.64

地下水

依托厂内现有防渗措施，装置区、罐

区和污水池按重点防治区防渗。依托

厂内现有地下水应急监测及抽水系统

（28 口监测及应急防控井）

项目按照《石油化工工程防渗技术规范》

（GB/T50934-2013）和《环境影响评价技术

导 则 地下水环境》（HJ 610-2016）中的相

关要求对装置区进行防渗处理和修缮。

按照GB/T 50934-2013对装置区防渗措施进

行修缮；装置区、罐区和污水池按重点防治

区防渗。依托厂内现有地下水应急监测及抽

水系统（28 口监测及应急防控井）。常规

地下水水质监测数据良好，项目特征污染物

均未超标。

常规地下水水质监测数

据良好，项目特征污染物

满足地下水

GB/T14848-2017 中Ⅲ类

标准限值，地下水水质质

量良好，未受污染。

408.36

土 壤

依托分区防渗，厂区铺设防渗混凝

土地面，阻隔污染途径。依托厂内

应急物资，及时收集泄漏物料。

依托分区防渗，厂区铺设防渗混凝土地面，

阻隔污染途径。依托厂内应急物资，及时收

集泄漏物料。

依托分区防渗，厂区铺设防渗混凝土地

面，阻隔污染途径。依托厂内应急物资，

及时收集泄漏物料。项目施工及验收期

间，未发生环境污染事故。

项目施工及验收期间，

未发生环境污染事故或

环境投诉事件 /

管理 环境风险 环境风险应急预案及日常管理等。

1）充分依托云南石化现有三级防控措施、应

急设施及设备、应急物资；

2）充分依托云南石化完备的应急预案管理

体系，装置相关应急预案在投运前均进行更

1）充分依托云南石化现有三级防控措

施、应急设施及设备、应急物资；

2）充分依托云南石化完备的应急预案

管理体系，装置相关应急预案在投运前

①项目施工及验收期

间，未发生环境污染事

故或环境投诉事件；

②全厂应急预案符合地

/

51

类别 治理对象 环评阶段 初步设计阶段 实际建设情况 措施的执行效果及未采

取措施的原因

实际

环保投资

（万元）

新、完善，并制定定期演练计划。

均进行更新、完善，并制定定期演练计

划；

3）项目施工及验收期间，未发生环境污

染事故。

方及环境风险应急预案

管理要求，定期备案、

更新。

环境管理 环评、环保验收、环境监测计划等。

1）项目初设投资计划中均有环评、环保验收

资金计划。

2）充分依托云南石化厂区现有监测计划和

监测管理体系，定期向中石油和地方环保部

门上报。

1）项目实际投资计划中均有环评、环保

验收资金计划。

2）2020 年 12 月，云南石化已完成排污

许可延续，项目相关排污许可信息均进

行了变更，同时也对相应的监测计划进

行了完善。

3）云南石化按照排污许可执行报告要求

定期进行填报，并进行公示。

①2020 年 12 月，云南

石化排污许可延续及更

新已获得昆明市生态环

境局审批；

②根据国家排污许可管

理平台显示，云南石化

执行报告完备。

119.24

合 计 1006.38

52

5. 环境影响报告书主要结论与建议

及审批部门审批决定

5.1 环境影响报告书主要结论与建议

5.1.1 结论

1、项目概况

中石油云南石化有限公司拟投资12176万元对厂区现有210万吨/年蜡油加氢裂化

装置进行产品方案结构调整、油品轻质化改造，在加工规模不变的情况下，调整增加

航煤和石脑油产品产量，降低柴油产量。改造后，蜡油加氢裂化装置加工规模仍为 210

万吨/年，操作弹性为 60～110%。。

改造后，装置由中油型加氢裂化变为轻油型加氢裂化，产品种类不变，产品收率

调整，与改造前相比，石脑油和航煤产品收率分别增加约 16%和 10%，柴油产品收率

相应减少，因此反应部分和分馏部分工艺流程与现装置流程基本相同，部分设备经核

算需要进行改造。

装置主要改造内容如下：

a. 主汽提塔更换 1~4 层塔内件；分馏塔更换第 64 层塔盘，部分塔盘进行改造；

柴油侧线 汽提塔塔盘堵孔、航煤侧线汽提塔及脱丁烷塔整体更换。

b. 更换脱丁烷塔顶回流罐，新增重石脑油脱硫罐，轻石脑油脱硫罐利旧原重石脑

油脱硫罐；

c. 循环氢压缩机入口分液罐与脱硫后低分气分液罐增设内置高效惯性分离分布

器。

d. 热高分气/汽提塔进料换热器管程入口增设备用注水点。

e. 新增脱丁烷塔塔底油/脱丁烷塔进料换热器、重石脑油水冷器、航煤产品水冷

器、汽提 塔顶后冷器、脱丁烷塔顶后冷器。

f. 更换航煤侧线汽提塔底重沸器、航煤/低温热水换热器、轻石脑油冷却器、石

脑油分馏 塔底重沸器、脱丁烷塔底重沸器。

g. 主汽提塔塔顶空冷器及重石脑油空冷器原位更换、脱丁烷塔顶空冷器新增 1

片同规格管束。

53

h. 更换主汽提塔顶回流泵、重石脑油泵及脱丁烷塔顶回流泵；柴油产品泵与航煤

产品泵互 换使用。

i. 停用柴油产品蒸汽发生器；新增柴油产品聚结器预过滤器。

j. 增加注钝化剂流程，新增注胺罐及注胺泵。

k. 新增与改造配套的仪表、管道、调节阀、阀门等。

其余配套储运系统、公用工程和环保设施充分依托云南石化厂区现有设施。

项目改造属于厂内产品方案结构调整，不涉及全厂工艺流程、主体生产装置设计

非甲烷总烃规模、工艺的变化，项目改造后厂内其他各装置/设施均在其设计规模/能

力范围内运行。

根据《产业结构调整指导目录（2019 年本）》，本项目不属于限制类和淘汰类，

项目建设符合国家产业政策要求，为允许类。项目改造位于云南石化现有厂区内，符

合国家和地方有关环境保护法律法规、产业政策、园区及相关规划和“三线一单”要求，

布局合理。

2、大气环境影响评价结论

项目施工期废气主要来源于现有装置拆除、建筑材料的装卸运输、挖掘泥土等产

生的扬尘及施工机械废气、焊接烟尘等对环境空气的影响。其中：施工期扬尘和废气

会对大气环境产生一定程度的不利影响，但采取洒水降尘、合理安排工期、优化施工

工艺等防治措施后影响程度会大大降低，同时这种影响是短暂而有限的，随着施工期

的结束而结束，影响程度可接受。

项目运营期排放的特征污染物 NMHC 的最大落地浓度与现状背景值叠加值能够

满足《大气污染物综合排放标准详解》中规定的限值（2.0mg/m3）要求；各关心点

NMHC 小时浓度也能满足《大气污染物综合排放标准详解》中推荐值（2.0mg/m3）要

求；厂界特征污染物 NMHC 在叠加背景值后满足《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570-2015）表 5 中无组织排放限值要求。本项目需设置 616m 大气环境防护距

离。本项目卫生防护距离在厂界之内，不涉及到搬迁问题。

本项目污染源新增非甲烷总烃排放量为 1.719t/a。

3、地表水环境影响分析结论

施工期废水主要包括生产废水和生活污水，生产废水主要为施工过程的冲洗水、

施工机械的清洗水，水量较小；生活污水指施工人员产生的生活污水。本项目属于厂

内改扩建项目，污水处理可充分依托炼厂现有污水处理系统处理，项目施工期污水不

54

会对周围地表水水质产生不利影响。

项目产生的废水依托云南石化污水处理与回用系统处理后大部分回用，少部分经

管道最终排入螳螂川，废水排放 COD 减少 0.042t/a、氨氮减少 0.006t/a，云南石化全

厂废水污染物 COD、氨氮排放量分别为 45.100t/a、0.387t/a，满足环评总量控制指标

和排污许可量控制要求，污染物排放浓度满足《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570-2015）水污染物排放特别限值要求，不会对螳螂川水质造成不利影响。

项目改造后（含同期技改项目），云南石化污水处理场处理水量仍在污水处理场

处理规模 1000t/h 范围内，且有余量，由于处理水质达标稳定且排水量不新增，因此，

其废水不会对螳螂川水质产生不利影响。

4、地下水环境影响评价结论

改造项目所在装置区和依托罐区不涉及地面基础改造，且地面均沿用该区域分区

防渗标准，防渗等级满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）的要求。

在严格采取原环评防渗措施的前提下，改造项目建设运营对区域地下水水质环境的影

响是可接受的。

5、声环境影响预测与评价结论

由于施工场界位于现有厂区内，炼油区厂界外 1500m 内无居民住宅区，因此，项

目施工噪声不会影响周围居民。

项目新增噪声源而引起的厂界噪声级最大增高量为 0.01dB(A)，对周围声环境质

量的新增影响很小，且厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》

（GB12348-2008）限值要求。

5、固体废物影响分析

项目施工期对建筑垃圾尽量回收利用，不能利用的部分集中收集并及时运至当地

环卫部门指定的一般固废填埋场，在施工场地内设置垃圾箱，用来收集生活垃圾，由

安宁市市政垃圾处理系统处理。项目施工期固体废物对环境的影响较小。

项目运营期产生的废催化剂、废保护剂、废瓷球等均属于危险废物，由云南石化

委托有资质单位处理。项目固废均得到妥善处置，不会对周围环境造成不利影响。

6、环境风险影响分析

项目涉及危险化学品柴油、石脑油、二甲基二硫、干气、硫化氢等。

通过大气环境风险预测结果可知，项目在综合气象条件（不同风速和稳定度等）、

假定风险事故情形下，其泄漏挥发及火灾燃烧次生产生的有毒有害物质（H2S、CO）

55

均不会对周边敏感目标的人群造成不利影响，其大气风险影响可防控。

云南石化公司建立了完善的水污染事故三级防控系统，实现炼化一体化水污染事

故防控。该措施可保障事故状态下，厂区废水不直接进入螳螂川及其下游。本项目充

分依托云南石化公司现有环境风险防范措施。

云南石化为减少地下水污染事故的发生及降低事故发生时对地下水的影响程度，

保护厂区及周边地下水，全厂共设监测及应急防控井 28 个，其中岩溶水监测井 5 个，

孔隙水监测井 13 个，应急岩溶水抽水井 10 个。其中 JC11、JC22、JC44、JC55 共计

4 口井作为在线监测系统，实时监测项目区下游、岩溶含水层发育区的地下水动态特

征。现有监测井能覆盖厂区及管道上、下游范围，充分起到对地下水的监控作用，有

效控制地下水污染状况的发生。

云南石化已制定《中国石油云南石化有限责任公司环境保护总体应急预案》，并

于 2019 年 9 月向云南省昆明市生态环境局安宁分局进行了备案。本项目在云南石化

现有炼油厂厂区内，环境管理均充分依托云南石化现有管理体系，项目环境风险应急

预案可完全纳入云南石化现有环境风险应急预案体系中，在项目投产运行前，完成环

境风险应急预案的修编，并定期进行更新、演练和联动响应，确保将环境风险事故造

成的环境影响控制在可接受范围内。

7、环境保护措施

项目采取的环保措施主要包括：加热炉燃料采用清洁能源并安装低氮燃烧器；柴

油产品罐、石脑油产品罐及装置纳入全厂 LDARs 系统统一管理；装置排放的生产废

水依托炼厂现有污水处理系统处理后大部分回用，少部分达标排放；新建装置部分采

取分区防渗措施等。

8、环境管理与监测计划

云南石化已建立完善的环境管理和监测机制，项目改造后可依托现有环境管理体

系进行环境管理，环境监测依托现有废气、废水、厂界噪声、地下水、土壤监测计划，

并将其纳入到云南石化排污许可管理体系中。

5.1.2 建议

1）项目应建设完善的“雨污分流、清污分流、污污分流”排水系统，并与区域排

水系统相协调。

2）严格执行《昆明市城市节约用水管理条例》，进一步提高水的回用率，减少

新鲜用水量和废水排放量。项目产生的含油、含硫废水经除油、酸性水处理装置处理

56

后，达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》表 1 标准后，部分回用于厂

区生产装置，其余进入全厂污水处理系统处理，不得直接外排。

3）施工现场应设置拦水、截水工程，施工过程中产生的废水应采取沉淀等处理

措施后回用，不得直接外排。

4）落实大气污染防治措施，确保大气污染物达标排放。进料加热炉、循环氢加

热炉的燃烧废气应达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》表 3 标准，即

颗粒物≤20mg/m3、SO2≤100mg/m3、NOx≤150mg/m3,排气筒高度不得低于 100 米。

5）厂界无组织废气排放应达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》无

组织排放监控浓度限值，即：厂界非甲烷总烃≤4.0mg/m3。

6）产生噪声的设备及场所应采取隔声降噪措施，加强车辆进出管理，设立禁鸣

标志，厂界噪声应达到 GB12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》中 3 类标

准，即：昼间≤65dB(A)，夜间≤55dB(A)。

7）加强固体废弃物综合利用和规范处置。新增的废保护剂、废催化剂、废瓷球

及废吸附剂等危险废物经收集暂存后交有资质单位处置，生活垃圾应委托环卫部门及

时清运处置。

8）加强地下水和土壤污染防治。严格落实地下水污染防治措施，防止项目对地

下水水质、水量造成影响。严格按照地下水和土壤跟踪监测计划，对地下水监测井进

行监测，发现水质异常，应立即向地方政府及有关部门报告，并采取应急措施减少对

水体和土壤的不利环境影响。

9）施工现场应设置拦水、截水工程，施工过程中产生的废水应采取沉淀等处理

措施后回用，不得直接外排。

10）施工场地和运输道路应采取洒水抑尘等措施，防止扬尘污染。

11）施工过程中应严格控制各类施工机械产生的噪声，施工场界噪声应符合

GB12523-2011《建筑施工场界环境噪声排放标准》。

5.2 审批部门审批决定

2020 年 1 月 14 日，云南滇中新区生态环境局以滇中生环复〔2020〕1 号文《云

南滇中新区生态环境局关于对<中石油云南石化有限公司 210 万吨/年蜡油加氢裂化装

置技术改造项目环境影响报告书>的批复》对项目环境影响报告书予以批复。其具体

批复意见如下：

一、项目建设地点位于安宁市草铺镇原厂区内（地理坐标为东经 102.23'2"，北纬

57

24.54'39"）。项目改造现有 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置部分设备，实现产品方案结

构调整，增加航煤和石脑油产量，降低柴油产量，装置加工规模及产品总产量不变；

储运工程、公用工程、环保工程依托现有设施。项目总投资 16271 万元，其中环保投

资 303 万元。

根据昆明市环境工程评估中心《210 万吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改造项

目环境影响报告书的技术评估意见》（昆环评估意见滇中〔2019〕37 号），在全面落

实环境影响报告书提出的各项生态保护和污染防治措施后，项目建设和运营的不良环

境影响可以得到缓解和控制。同意项目按照《报告书》所述工程内容、规模、功能、

环保对策措施建设。

二、项目建设及运营过程中应重点做好以下工作，

（一）项目应建设完善的“雨污分流、清污分流、污污分流”排水系统，并与区

域排水系统相协调。

严格执行《昆明市城市节约用水管理条例》，进一步提高水的回用率，减少新鲜

用水量和废水排放量。项目产生的含油、含硫废水经除油、酸性水处理装置处理后，

达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》表 1 标准后，进入全厂污水处理

系统处理，部分回用于厂区生产装置，其余外排，不得直接外排。

施工现场应设置拦水、截水工程，施工过程中产生的废水应采取沉淀等处理措施

后回用，不得直接外排。

（二）落实大气污染防治措施，确保大气污染物达标排放。进料加热炉、循环氢

加热炉的燃烧废气应达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》表 3 标准，

即：颗粒物≤20mg/m3、S02≤100mg/m3、NOX≤150mg/m3，排气筒高度不得低于 100

米。

厂界无组织废气排放应达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》无组

织排放监控浓度限值，即：厂界非甲烷总烃≤4.0mg/m3。

施工场地和运输道路应采取洒水抑尘等措施，防止扬尘污染。

（三）产生噪声的设备及场所应采取隔声降噪措施，加强车辆进出管理，设立禁

鸣标志，厂界噪声应达到 GB12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》中 3 类

标准，即：昼间≤65 分贝、夜间≤55 分贝。

施工过程中应严格控制各类施工机械产生的噪声，施工场界噪声应符合

GB12523-2011《建筑施工场界环境噪声排放标准》。

58

（四）加强固体废弃物综合利用和规范处置。新增的废保护剂、废催化剂、废瓷

球及废吸附剂等危险废物经收集暂存后交有资质单位处置，生活垃圾应委托环卫部门

及时清运处置。

（五）加强地下水和土壤污染防治。严格落实地下水污染

防治措施，防止项目对地下水水质、水量造成影响。严格按照地下水和土壤跟踪

监测计划，对地下水监测井进行监测，发现水质异常，应立即向地方政府及有关部门

报告，并采取应急措施减少对水体和土壤的不利环境影响。

（六）污染物总量控制指标：新增无组织排放 VOCs 1.719t/a，本项目及同期项目

建成后全厂 VOCs 排放量为 1710.697t/a，未超排污许可证核定量 1798.525t/a。

（七）严格执行报告书中风险影响评价中的各项防范措施，充分依托全厂已采取

的风险防范及应急措施，加强应急预案演练，最大限度减轻风险事故对周围环境的影

响。

三、设计阶段应开展环境保护设计，落实生态保护和环境污染防治的各项措施及

投资，严格执行环境保护设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用的环

保“三同时”制度。

项目建成投入试运行后，按规定自主开展竣工环保验收，经验收合格后方可正式

投入运行。

四、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

措施发生重大变动的，应当重新报批建设项目的环境影响评价文件。

自本批复之日起超过五年，方决定该项目开工建设的，环境影响评价文件应当报

云南滇中新区生态环境局重新审核。

改造项目环评报告及其审批决定的落实情况具体可见表 5-1。

59

表5-1 改造项目环评报告书及其审批决定的落实情况一览表

阶段 环评报告书 审批决定 项目实际情况

相符

情况

施 工 期

1、项目污水处理充分依托云南石化厂内现有污水处

理系统处理。

2、采取洒水降尘、合理安排工期、优化施工工艺等废

气防治措施。

3、施工期对建筑垃圾尽量回收利用，不能利用的部分

集中收集并及时运至当地环卫部门指定的一般固废填

埋场，在施工场地内设置垃圾箱，用来收集生活垃圾，

由安宁市市政垃圾处理系统处理。

1、施工现场应设置拦水、截水工程，施工过程中

产生的废水应采取沉淀等处理措施后回用，不得直

接外排。

2、施工场地和运输道路应采取洒水抑尘等措施，

防治扬尘污染。

3、施工过程中应严格控制各类施工机械产生的噪

声，施工场界噪声应符合 GB12523-2011《建筑施

工场界环境噪声排放标准》。

1、项目施工期废水充分依托云南石化厂内污水处理设

施进行隔油、沉降、生化等进行达标处理，不直接外排。

2、项目合理安排施工期，适时进行洒水抑尘，施工期

未收到环境投诉。

3、施工期的工业固废和生活垃圾均进行了妥善处置，

验收期间场地平整、干净整洁。施工期置换的废催化剂

等危险固废也进行了外委处置（具体见附件）。

4、施工期未收到噪声扰民投诉。

已按环评

及审批决

定落实

运 营 期

建设内容

拟投资 16271 万元对厂区现有 210 万吨/

年蜡油加氢裂化装置进行产品轻质化技术改

造。主要改造内容包括：优化换热网络，更换

主汽提塔、产品分馏塔、航煤侧线汽提塔、脱

丁烷塔的塔内件，并对航煤侧线汽提塔、脱丁

烷塔进行筒体扩径，更换或改造脱丁烷塔顶回

流罐等 3 座容器，更换 5 台换热器，新增或更

换 15 片空冷器电机和 7 台机泵；其余配套储

运系统、公用工程和环保设施充分依托云南石

化厂区现有设施。

一、项目建设地点位于安宁市草铺镇原厂区内（地

理坐标为东经 102.23'2"，北纬 24.54'39"）。项目改

造现有 210 万吨/年汽柴油加氢裂化装置部分设备，

实现产品方案结构调整，增加航煤和石脑油产量，

降低柴油产量，装置加工规模及产品总产量不变；

储运工程、公用工程、环保工程依托现有设施。项

目总投资 16271 万元，其中环保投资 303 万元。

项目建设地点位于云南石化厂内蜡油加氢裂化装置界区

（装置区中心经纬度坐标为东经 102.38°、北纬 24.91°）。

实际总投资额为 12176 万元，项目环保实际投资为 1006.38

万元，主要对厂内 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置进行产品

轻质化技术改造，装置加工规模及产品总产量不变；改造

内容包括：静设备改造内容：改造或更换塔器 5 台、立(卧)

式容器 5 台、换热器 10 台。改造空冷器 5 片，新增空冷器

1 片，共计 26 台(片)。动设备主要改造内容：更换机泵 8

台，新增 1 台。其余配套储运系统、公用工程和环保设施

充分依托云南石化厂区现有设施。

建设内容

无重大变

动，已按

环评及审

批决定落

实

废水

项目产生的废水依托云南石化污水处理与回用

系统处理后大部分回用，少部分经管道最终排入

螳螂川，云南石化全厂废水污染物 COD、氨氮排

放量分别为 45.100t/a、0.387t/a，满足环评总量控

制指标和排污许可量控制要求，污染物排放浓度

满足《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570-2015）水污染物直接排放限值要求。

（一）项目应建设完善的“雨污分流、清污分流、污污

分流”排水系统，并与区域排水系统相协调。

严格执行《昆明市城市节约用水管理条例》，进一步

提高水的回用率，减少新鲜用水量和废水排放量。项

目产生的含油、含硫废水经除油、酸性水处理装置处

理后，达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标

准》表 1 标准后，部分回用于厂区生产装置，其余进

入全厂污水处理系统处理，不得直接外排。

项目改造后，装置产生的废水种类仍为两种，即：含油污

水、含硫污水；1）含硫废水 16.7t/h 依托厂区加氢酸性水汽

提装置（150t/h）汽提净化处理；2）含油污水 2.76t/h 经装

置区内含油污水收集池隔油预处理；3）上述污水经除油、

酸性水处理装置预处理后，依托云南石化厂区污水处理场

处理，处理后大部分污水回用，其余废水在满足

GB31570-2015 表1 排放标准后管输至小河口最终排入螳螂

川。项目废水不直接外排。

项目废水

分类分质

处理，不

直接外

排，基本

满足环评

及审批决

定要求

60

废气

1）加热炉燃料采用清洁能源并安装低氮燃烧

器；柴油产品罐、石脑油产品罐及装置纳入全

厂 LDARs 系统统一管理。

2）改造项目新增非甲烷总烃排放量为

1.719t/a。厂界特征污染物 NMHC 在叠加背景

值后满足《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570-2015）表 5 中无组织排放限值要

求。

3）云南石化正在对厂内现有部分工艺加热炉

（DA003、DA020、DA021、DA023、DA024、

DA031）实施加装 NOx 自动监测设备，确保

本项目运行前落实完成。

（二）落实大气污染防治措施，确保大气污染物达

标排放。进料加热炉、分馏塔底重沸炉的燃烧废气

应达 GB31570-2015《石油炼制工业污染物排放标

准》表 3 标准，即颗粒物≤20mg/m3、SO2≤100mg/m3、

NOx≤150mg/m3，排气筒高度不得低于 100 米。

厂界无组织废气排放应达 GB31570-2015《石油

炼制工业污染物排放标准》无组织排放监控浓度限

值，即：厂界非甲烷总烃≤4.0mg/m3。

（六）污染总量控制指标：新增无组织排放

VOCs1.719t/a，本项目及同期项目建成后全厂

VOCs 排放量为 1710.697t/a，未超排污许可证核定

量 1798.525t/a。

1）项目装置改造不涉及反应进料加热炉和分馏塔底重沸

炉，其燃烧废气（主要污染物是 SO2、NOx 和颗粒物）通过

装置区内现有 1 根 100m 排气筒高空排放（排污许可废气排

气筒编号 DA021）。根据验收监测结果可知，该排气筒颗

粒物、SO2、NOx 排放浓度满足 GB31570-2015 表 3 标准。

2）根据验收监测结果可知，项目所在厂界无组织废气非甲

烷总烃（NMHC）监控浓度满足 GB31570-2015 表 5 排放限

值要求（≤4.0mg/m3）。 3）项目投运前，2020 年 12 月云南石化已进行排污许可延

续和变更。全厂 VOCs 许可排放量为 1798.525t/a，项目改

造装置——蜡油加氢裂化装置动静密封点 VOCs 许可量为

54.67t/a。项目改造装置全部纳入全厂 LDARs 检测系统，并

在 2021 年 2 月份完成了第一次泄漏检测，检测修复完成率

为 99.93%。

4）云南石化已完成对厂内 14MW 以上加热炉排气筒增设

NOx、SO2 等在线监测口及设备，目前正在组织验收，验收

后可与昆明市环境自动监测与信息管理系统联网。

已按环评

及审批决

定落实

噪声

1）项目新增噪声源而引起的厂界噪声级最大增

高量为 0.01dB(A)，对周围声环境质量的新增影

响很小，且厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪

声排放标准》（GB12348-2008）3 类标准限值要

求。

2）对西南、东北厂界周围的高噪声设备采取包

裹、增设声屏障的整改降噪措施，确保厂界噪声

达标。

（三）产生噪声的设备及场所应采取隔声降噪措

施，加强车辆进出管理，设立禁鸣标志，厂界噪声

应达到 GB12348-2008《工业企业厂界环境噪声排

放标准》中 3 类标准，即：昼间≤65 分贝、夜间≤55

分贝。

1）根据验收监测结果可知，厂界昼、夜间噪声满足

GB12348-2008 中 3 类标准限值。

2）根据 2020 年常规监测和项目验收监测结果可知，云

南石化厂区西南、东北厂界噪声已实现达标，固未实施

整改降噪措施。

已按环评

及审批决

定落实

61

固废

项目运营期产生的废催化剂、废保护剂、废

瓷球及废吸附剂等均属于危险废物，由云南石

化委托有资质单位处理。项目固废均得到妥善

处置，不会对周围环境造成不利影响。

（四）加强固体废弃物综合利用和规范处置。新增

的废保护剂、废催化剂、废瓷球及废吸附剂等危险

废物经收集暂存后交有资质单位处置，生活垃圾应

委托环卫部门及时清运处置。

项目改造装置（加氢精制反应器、加氢改质反应器）产生

的废催化剂、废保护剂、废瓷球及废吸附剂均属于危险固

废，届时由云南石化统一委托有资质单位（如：云南大地

丰源环保有限公司、江苏科创石化有限公司（相关处置协

议、危废处置资质具体见附件））即卸即运，安全处置。

生活垃圾则依托厂内处置流程定期委托市政环卫部门及时

清运。

已按环评

及审批决

定落实

地

下

水

改造项目所在装置区和依托罐区不涉及地

面基础改造，且地面均沿用该区域分区防渗标

准，防渗等级满足《石油化工工程防渗技术规

范》（GB/T50934-2013）的要求。

（五）加强地下水和土壤污染防治。严格落实地下

水污染防治措施，防止项目对地下水水质、水量造

成影响。严格按照地下水和土壤跟踪监测计划，对

地下水监测井进行监测，发现水质异常，应立即向

地方政府及有关部门报告，并采取应急措施减少对

水体和土壤的不利环境影响。

1）项目主要是在装置区现有地面上进行改造，仅涉及新增、

更换部分塔器或设备，不涉及地面基础及以下开挖改造。项目

改造充分依托现有分区防渗措施，并根据现场地面情况进行修

缮，环保投资1006.38 万元。

2）云南石化厂区内共设28 个监测及应急防控井，项目改造装

置充分依托装置周边岩溶水监测井5 个（JC11、JC22、JC33、

JC44 和JC55），孔隙水监测井13 个（SW01~07、JC01~06）

进行常规监控（水位、石油类等特征污染物每月一次）。

3）2020 年，云南石化完成重点行业企业用地土壤污染状况调

查，进行了土壤基本因子和特征因子的检测。

4）验收监测期间，未发生地下水水质异常和环境污染投诉事

件。

已按环评

及审批决

定落实

环

境

风

险

项目充分依托云南石化公司现有环境风险

防范措施。

项目环境风险应急预案可完全纳入云南石

化现有环境风险应急预案体系中，在项目投产

运行前，完成环境风险应急预案的修编，并定

期进行更新、演练和联动响应。

（七）严格执行报告书中风险环境影响评价中的各

项防范措施，充分依托全厂已采取的风险防范及应

急措施，加强应急预案演练，最大限度减轻风险事

故对周围环境的影响。

1）项目新增8 台有毒气体（H2S）报警仪。

2）项目改造装置采用DCS 系统和安全联锁系统（SIS），并充

分依托云南石化厂内现有环境风险防范措施（应急物资、三级

防控、分区防渗、应急防控监测井、应急预案等）。

3）项目改造装置涉及的新增/更换设备、危险化学品种类、当

量仍在云南石化可控范围内，项目环境风险应急措施、应急物

资和响应机制完全纳入云南石化环境风险应急预案体系中。

4）云南石化每年定期举行1~2 次环境风险事故应急演练。项

目投运后，2021 年2 月20 日14：00~14:30 举行了一次地下水

（JC33 水井附近）污染应急演练。

已按环评

及审批决

定落实

环

境

项目改造后可依托现有环境管理体系进行环境

管理，环境监测依托现有废气、废水、厂界噪声、

三、设计阶段应开展环境保护设计，落实生态保护

和环境污染防治的各项措施及投资，严格执行环境

1）项目设计阶段均开展编制了环境保护专篇编制，落实各项

环保措施及投资，满足“三同时”要求。

已按环评

及审批决

62

管

理

地下水、土壤监测计划，并将其纳入到云南石化

排污许可管理体系中。

保护设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时

投入使用的环保“三同时”制度。

2）项目改造装置完全纳入云南石化环境管理体系，各污染物

排放、地下水和土壤均纳入云南石化环境监测计划。

3）项目投运前，2020 年 12 月云南石化已进行排污许可延

续和变更，对改造项目的相应监测计划也进行了完善。

定落实

63

6. 验收执行标准

验收执行排放标准主要是以项目环境影响报告书及其批复执行的标准为主；环境

质量执行标准则以验收期间现行有效的环境质量标准为准。

6.1 地下水环境质量标准

项目所在区域地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准，

石油类参照执行《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）的限值要求。

评价区域地下水评价执行标准详见表 6.1-1。

表6.1-1 地下水环境质量标准

序号 项 目 标准值

（mg/L） 标 准 来 源

1 pH 6.5～8.5

《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）

Ⅲ类标准

2 总硬度 ≤450

3 耗氧量（CODMn 法，以 O2 计） ≤3.0

4 氨氮 ≤0.5

5 硫化物 ≤0.02

6 溶解性总固体 ≤1000

7 硫酸盐 ≤250

8 氯化物 ≤250

9 氟化物 ≤1.0

10 氰化物 ≤0.05

11 亚硝酸盐（以 N 计） ≤1.00

12 硝酸盐（以 N 计） ≤20

13 铁 ≤0.3

14 锰 ≤0.1

15 汞 ≤0.001

16 砷 ≤0.01

17 镉 ≤0.005

18 铅 ≤0.01

19 六价铬 ≤0.05

20 挥发性酚类（以苯酚计） ≤0.002

21 菌落总数 ≤100CFU/mL

22 总大肠菌群 ≤3.0CFU/100mL

23 石油类 ≤0.3 《生活饮用水卫生标准》

（GB5749-2006）

64

6.2 污染物排放标准

6.2.1 大气污染物排放标准

本改造项目依托装置区现有加热炉废气排放筒（排污许可排气筒编号 DA0021），

废气排放执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB 31570-2015）中表 3 规定的大

气污染物排放限值；项目所在云南石化厂界非甲烷总烃监控浓度执行《石油炼制工业

污染物排放标准》（GB 31570-2015）中表 5 企业边界大气污染物限值；项目无组织

特征污染物 H2S 和 NH3 厂界监控浓度执行《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）

中表 1 恶臭污染物厂界标准二级标准，具体执行标准详见表 6.2-1。

表6.2-1 大气污染物排放执行标准

序

号

废气

污染源类别

废气

污染源名称 污染物

排气筒

排放限值

（mg/m3）

无组织

排放监控浓度

（mg/m3）

标准来源

1 有组织 反应进料加热炉

分馏塔底重沸炉

颗粒物 20 / GB 31570-2015

表 3 SO2 100 /

NOX 150 /

2

无组织 厂界无组织监控

NMHC / 4.0 GB 31570-2015

表 5

3 H2S / 0.06 GB14554-93 表 1

4 NH3 / 1.5

6.2.2 废水排放标准

项目改造后，装置产生的废水均依托厂内现有污水处理系统处理，经处理、回用

后，剩余污水外排最终进入螳螂川，云南石化外排污水执行《石油炼制工业污染物排

放标准》（GB31570-2015）中表 1 直接排放限值，具体执行标准见表 6.2-2。

表6.2-2 废水污染物排放限值

序号 污染物名称 限值（mg/L） 标准来源

1 pH 6～9（无量纲）

《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570-2015）表 1

“直接排放”

2 COD 60 3 BOD5 20

4 悬浮物 70

5 氨氮 8.0

6 总氮 40

7 总磷 1.0

8 石油类 5.0

9 硫化物 1.0

10 挥发酚 0.5

65

6.2.3 厂界噪声

项目改造后，项目所在云南石化厂界噪声仍执行《工业企业厂界环境噪声排放标

准》（GB12348-2008）3 类标准，详见表 6.2-4。

表 6.2-4 云南石化运营期厂界噪声执行标准

位置 类别 标准值dB（A）

标准来源 昼间 夜间

厂界 3 65 55 《工业企业厂界环境噪声排放标准》

（GB12348-2008）

66

7. 验收监测内容

我公司按照本项目环评及批复的要求，根据本项目的具体情况，结合现场勘查，

编制了验收监测实施方案，并于 2021 年 4 月 7 日~4 月 8 日对本项目进行了现场监测，

验收监测内容如下：

7.1 环境保护设施调试运行效果

7.1.1 废水

改造项目产生的废水均依托云南石化厂内现有污水处理系统与其他装置生产废

水一并处理，根据项目环评与《建设项目竣工环境保护验收技术指南 污染影响类》

（公告 2018 年第 9 号）《建设项目竣工环境保护验收规范-石油炼制》（HJ/T 405-2007）

的要求，结合现场踏勘情况，本装置不涉及一类污染物，因此，项目废水监测点位、

监测因子、监测频次等内容见表 7-1。监测布点图见图 7-1。

表 7-1 项目废水监测内容

序号 污染源/处理

设施 监测 点位

采样位置 点位编号 监测因子 监测频次

1

云南石化 污水处理场

污水总排口

出口 出口 废水 1# 流量、水温、pH、SS、COD、石油

类、BOD、硫化物、氨氮、挥发酚、

总氮、总磷

连续 2 天 每天 4 次

7.1.2 废气

7.1.2.1 有组织排放

改造项目依托装置区现有加热炉废气排放筒（排污许可排气筒编号 DA021），其

监测因子、监测频次等内容见表 7-2。监测布点图见图 7-1。监测布点图见图 7-2。

7.1.2.2 无组织排放

废气无组织监测点位在云南石化厂界 10m 范围内共设置 4 个监测点，分别为上风

向 1 个点位：1#；下风向 3 个点位：2#、3#、4#。

监测因子主要包括项目特征污染物非甲烷总烃（NMHC）、H2S 和 NH3。项目无

组织废气监测点位、监测因子、监测频次等内容见表 7-2。监测布点图见图 7-1。

67

图 例

500m

噪声检测点

地下水检测点

废水检测点

有组织废气检测点

图 例

噪声 1#

噪声 2#

噪声 3#

噪声 4#

噪声 5# 噪声

6#

噪声 7#

噪声 8#

噪声 9#

JC22

JC55

SW05

SW02

SW01

白土村供水井

WL08

污水处理场总排口

DA021

DA023

图 7-1 项目环保验收监测布点示意图（地下水、厂界噪声、有组织废气、污水排放口）

68

表 7-2 项目废气验收监测一览表

序号 污染源

类型 污染源/处理设施 采样位置 点位 监测因子 监测频次

1 有组织

蜡油加氢裂化装置反

应进料加热炉、分馏塔

进料加热炉排气筒

（DA021）

排气筒出口

（固定采样口）

1 个

SO2、NOx、烟尘、NMHC

（非甲烷总烃）、烟气黑度（级）、烟气流量、

烟温、含湿量、氧含量、

动压、静压、流速

连续 2 天

每天 3 次

2 无组织 云南石化厂界

云南石化厂界

10m 范围内（上风向 1 个点位、下风

向 3 个点位）

4 个 NMHC、H2S、NH3 连续 2 天

每天 3 次

7.1.3 厂界噪声监测

由于项目改造装置毗邻云南石化北厂界，因此，本次厂界噪声监测将在北厂界项

目装置区附近加大布点密度，其余厂界采用常规监测点，共布设 9 个点位，具体见表

7-3。监测布点图见图 7-1。

表 7-3 厂界噪声监测内容

类型 监测点位 编号 噪声来源 监测项目 监测频次

厂界

噪声

厂区东厂界外 1m 噪声 1# 原油罐区及末站

连续等效 A 声级Leq: dB(A)

监测 2 天

每天昼夜各 1 次

厂区西南厂界外 1m 噪声 2# 动力站（云天化）

厂区西厂界外 1m 噪声 3# 铁路及汽车装卸站

厂区西厂界外 1m 噪声 4# 蜡油加氢裂化西侧

厂区北厂界外 1m 噪声 5# 污水处理场

厂区北厂界外 1m 噪声 6# 催化汽油加氢装置

厂区北厂界外 1m 噪声 7# 汽柴油改质装置

厂区北厂界外 1m 噪声 8# 重整联合装置

厂区北厂界外 1m 噪声 9# 空分空压站

7.2 项目区域及周边地下水环境质量监测

根据项目环评及其批复要求，对厂内外的 7 个地下水监控井进行监测。监测点位、

监测因子、监测频次等监测内容见表 7-4，监测布点见图 7-1。

69

表 7-4 项目区域及周边地下水环境质量监测内容

序号 监测井号 监测位置 经纬度坐标 水位

埋深 地下水

类型 监测因子

监测

频次

1 厂区 SW05 上游对照点 102.377324E 24.908620N

6.790 潜水

水位、水

温、pH、氨

氮、挥发性

酚类、总硬

度、溶解性

总固体、耗

氧量、硫化

物、石油类

监测 2 天

每天 2 次

2 厂区 JC55 上游对照点 102.383018E 24.910840N

3.270 岩溶水

3 厂区 SW01 侧向 102.380500E 24.915774N

6.543 潜水

4 厂区 JC22 侧向 102.371586E 24.915348N

23.953 岩溶水

5 厂区 SW02 下游 102.373412E 24.920538N

12.864 潜水

6 厂外 WL08

（草铺水库） 下游 102.377460E

24.928540N 6.610 潜水

7 白土村供水井 厂区下游 102.347477E 24.931886N

/ 岩溶水

70

8. 质量保证和质量控制

8.1 监测分析方法

本次验收监测委托有资质监测单位——昆明京诚检测技术有限公司。

委托监测单位使用的检测分析方法为国家颁布的标准分析方法或行业标准分析

方法，所有的方法均通过了检测机构计量认证。所用检测分析方法、方法检出限及主

要的仪器设备详见表 8-1~表 8-4。

8.1.1 废水

本次验收监测废水部分采用的分析方法见表 8-1。

表 8-1 废水检测分析方法及主要检测设备

检测项目 检测标准/方法 检测依据(标准号) 检测仪器

检出限 使用仪器及型号

pH 值 便携式 pH 计法 《水和废水监测分析方法》（第四版）

— 便携式 pH 仪（YQ-063-03）

水温 温度计或颠倒温度计测定法 GB/T 13195-1991 — 水银温度计（YQ-042-02）

化学需氧量 重铬酸盐法 HJ828-2017 4mg/L COD 恒温加热器 DL-701H 型 滴定管 YQ-047-01

五日生化 需氧量

稀释与接种法 HJ505-2009 0.5mg/L 生化培养箱 SHP-250 型（YQ-010-02） 滴定管（YQ-047-01）

氨氮 纳氏试剂分光光度法 HJ535-2009 0.025mg/L

紫外可见分光光度计 P4 型 （YQ-016-02）

总氮 碱性过硫酸钾消解紫外分光光度法

HJ636-2012 0.05mg/L

总磷 钼酸铵分光光度法 GB/T 11893-1989 0.01mg/L

挥发酚 4-氨基安替比林分光光度法 HJ503-2009 0.0003mg/L

硫化物 亚甲基蓝分光光度法 GB/T16489-1996 0.005mg/L

石油类 红外分光光度法 HJ 637-2018 0.06mg/L 红外分光测油仪（YQ-005）

悬浮物 重量法 GB11901-1989 4mg/L 万分之一分析天平 BSA224S 型 （YQ-014-01）

8.1.2 废气

本次验收监测废气部分采用的分析方法见表 8-2 和 8-3。

71

表 8-2 有组织废气检测分析方法及主要检测设备

检测项目 检测标准/方法 检测依据(标准号) 检测仪器

检出限 使用仪器及型号

颗粒物 固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法

GB/T16157-1996 及修改单

2.0mg/m3

自动烟尘采样仪崂应 3012H 型

（YQ-021-03、YQ-021-04）

万分之一天平 BSA224S 型

YQ-014-01

二氧化硫 定电位电解法 HJ/T 57-2017 3mg/m3 自动烟尘采样仪崂应 3012H 型

（YQ-021-03、YQ-021-04） 氮氧化物 定电位电解法 HJ693-2014 3mg/m3

烟气黑度 测烟望远镜法 《空气和废气监测分

析方法》（第四版）国家环境保护局（2003）

/ 烟气监测望远镜（YQ-024）

表 8-2 无组织废气检测分析方法及主要检测设备

检测项目 检测标准/方法 检测依据(标准号) 检测仪器

检出限 使用仪器及型号

H2S 亚甲基蓝分光光度法 GB/T 11742-1989 0.005mg/m3

智能空气采样器崂应 2020 型 （YQ-018、YQ-018-02、YQ-018-03、YQ-018-04） 紫外可见分光光度计 P4 型

（YQ-016-02） NH3 纳氏试剂分光光度法 HJ533-2009 0.01mg/m3

非甲烷总烃（NMHC）

直接进样-气相色谱法 HJ 604-2017 0.07mg/m3 A60 气相色谱仪 JL63

8.1.3 厂界噪声

本次验收监测噪声部分采用的分析方法见表 8-4。

表 8-4 噪声监测分析方法及主要检测设备

检测项目 检测标准/方法 检测依据(标准号) 检测仪器

检出限 使用仪器及型号

厂界噪声 工业企业厂界环境噪声

排放标准 GB12348-2008 30dB(A)

声级计校准器 AWA6221B 型

（YQ-067-03）

多功能声级计 AWA5680 型

（YQ-040-02）

72

8.1.1 地下水

本次验收监测地下水部分采用的分析方法见表 8-5。

表 8-5 地下水检测分析方法及主要检测设备

检测项目 检测标准/方法 检测依据(标准号) 检出限 使用仪器及型号

pH 值 便携式 pH 计法 《水和废水监测分析

方法》（第四版） —

pH 仪-PHBJ-260 型（YQ-063-03）

水温 温度计或颠倒温度计测定法 GB/T 13195-1991 — 水银温度计（YQ-042-02）

总硬度 EDTA 滴定法 GB/T 7477-1987 5.0mg/L 滴定管（YQ-047-01）

耗氧量 重铬酸盐法 GB/T 11892-1989 0.5mg/L 滴定管（YQ-047-01）

氨氮 纳氏试剂分光光度法 HJ535-2009 0.025mg/L

紫外可见分光光度计 P4 型 （YQ-016-02）

挥发酚 4-氨基安替比林分光光度法 HJ503-2009 0.0003mg/L

硫化物 亚甲基蓝分光光度法 GB/T16489-1996 0.005mg/L

石油类 紫外分光光度法（试行） HJ 970-2018 0.01mg/L

溶解性总固体 称重法 GB/T 5750.4-2006 4mg/L 万分之一分析天平 BSA224S型（YQ-014-01）

8.2 监测仪器

本项目验收监测使用的计量分析仪器设备均为在检定有效期内计量检定结果合

格的仪器设备，非强制检定的计量器具自行进行检定/校准，使用的主要仪器设备及其

校验情况详见表 8-6、表 8-7。

表 8-6 主要检测仪器设备一览表

序号 仪器设备名称 型号 仪器编号 检定/校准证书编号 有效日期

1 万分之一电子天平 BSA224S 型 YQ-014-01 92101005439-001 2022-03-07

2 紫外可见分光光度计 P4 型 YQ-016-02 92101005440 2022-03-07

3 红外分光测油仪 OIL460 YQ-005 92101005437 2022-03-07

4 烟气监测望远镜 10×50 YQ-024 / /

5 自动烟尘烟气采样仪 崂应 3012H 型 YQ-021-03 YQ-021-04

92001039259-001 92001039259-003 92001039259-005 92001039259-007

2021-12-13

6 便携式 pH 仪 PHBJ-260 型 YQ-063-03 92001039253-002 2021-12-13

7 COD 恒温加热器 DL-701H 型 YQ-075-02 / /

8 水银温度计 / YQ-042-02 82101004633-003 2022-03-07

9 声级计校准器 AWA6221B 型 YQ-067-02 82001032110-001 2021-12-13

10 多功能声级计 AWA5680 型 YQ-040-02 82001032106-002 2021-12-13

11 生化培养箱 SHP-250 型 YQ-010-02 82101004633-002 2022-03-07

12 滴定管 25ML YQ-047-01 82101004635-001 2022-03-07

13 智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018 92001039257-005 2021-12-13

14 智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018-02 92001039257-003 2021-12-13

15 智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018-03 92001039257-002 2021-12-13

16 智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018-04 92001039257-004 2021-12-13

73

表 8-7 大气采样器流量校验表 单位 L/min

名称 型号 仪器编码 A 路流量计（左） B 路流量计（右）

/ / / /

自动烟尘采样仪 崂应 3012H 型 YQ-021-03 -3.2 -2.3 / /

自动烟尘采样仪 崂应 3012H 型 YQ-021-04 1.2 -2.0 / /

智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018 -2.4 0.3 -1.9 0.3

智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018-02 -2.0 0.4 -1.7 0.5

智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018-03 -2.2 0.3 -1.4 0.4

智能空气采样器 崂应 2020 型 YQ-018-04 -2.2 0.4 -2.2 0.3

8.3 人员能力

参与本项目验收监测的技术人员均严格按照环境监测的有关技术要求，具备扎实

的环境监测基础理论和专业知识；熟知所开展的项目有关环境监测管理的法规、标准

和规定；能够正确熟练地掌握环境监测中操作技术和质量控制程序；均持有环境监测

上岗证书（具体可见表 8-8）。监测数据严格实行三级审核制度，经过校对、校核，

最后由技术总负责人审定。

表 8-8 参与本次验收监测人员情况一览表

序号 姓名 职称/职务 证书编号 发证单位

1 冯江如 检测部主管 993401 云南省环境保护厅

2 邓应菊 质量部主管/质量负责人 2021007 昆明京诚检测技术有限公司

3 张明献 检测工程师 2021008 昆明京诚检测技术有限公司

4 陈孝薇 检测工程师 2021011 昆明京诚检测技术有限公司

5 李梅 检测工程师 2021005 昆明京诚检测技术有限公司

6 杨学 检测工程师 2021010 昆明京诚检测技术有限公司

7 肖支乔 采样工程师 2021003 昆明京诚检测技术有限公司

8 杨永杰 采样工程师 2021013 昆明京诚检测技术有限公司

9 林新强 采样工程师 2021014 昆明京诚检测技术有限公司

10 刘维东 采样工程师 2021012 昆明京诚检测技术有限公司

11 蔡定旭 采样工程师 2021009 昆明京诚检测技术有限公司

8.4 水质监测分析过程中的质量保证和质量控制

本次验收监测水质分析涉及废水和地下水水样的分析检测，监测点位的布设、水

样的采集、运输、保存、实验室分析和数据计算的全过程均按严格《环境水质监测质

量保证手册》（第四版）的要求进行，以确保全过程分析检测的质量控制和质量保证。

具体质控措施包括：

74

1、污水总排口的监测点位严格按照《水和废水监测分析方法（第四版）》的要

求进行布设，确保采样点位具有代表性，能真实反映水环境状况。

2、严格按照分析项目的特殊要求，分别对水样进行现场检测、单独采样、综合

混合采样和等比例自动采样；严格按照水样保存和运输的规定，采取添加化学保存剂、

抑制剂、氧化剂、还原剂、冷藏或冷冻等方式确保水样合格；采取全程序空白和 10%

以上的平行样品采集，监控采样、保存和运输途中是否给样品带来污染。

3、实验室分析的质控措施主要包括：大于 10%的平行样分析、加标回收分析、

密码样分析和标准物质（或指控样）对比分析、室内互测、室间外侧、异常检测数据

的甄别和复测等。

4、现场采样和实验室分析均做了详实的全过程原始记录。

8.5 气体监测分析过程中的质量保证和质量控制

本次验收监测气体分析涉及有组织废气、无组织废气，所有项目监测点位的布设、

气体样品的现场检测和采集、样品的保存和运输、实验室分析和数据计算的全过程均

按严格《空气和废气监测分析方法》（第四版增补版）和各检测指标标准分析方法的

要求进行，对项目的全过程分析采取了严格的质量控制和质量保证措施。

本次验收监测有组织废气检测严格按照《固定源废气监测技术规范》

（HJ/T397-2007）中的规定进行。采样孔位置、大小、数量等设置规范，并配备采样

操作平台；烟尘采样器在现场使用前均对流量计和流速计进行了校核，烟气分析仪均

用标准气体和流量计进行了校核标定，在确保设备正常的情况下，按规范进行颗粒物

的测定和气态污染物测采集；检测分析方法充分考虑了相关排放标准的规定、被测污

染源排放特点、排放浓度的高低，分析方法的检出限和干扰等因素，选用认证的国家

环保标准和环保行业规定的分析方法。

无组织废气检测严格《大气污染物无组织排放监测技术导则》（HJT55-2000）中

的规定进行。根据 GB16297-1996 的规定，“二氧化硫、氮氧化物、颗粒物和氟化物

的监控点设在无组织排放源下风向 2~50 米范围内的浓度最高点，参照点设在排放源

上风向 2~50 米范围内，其余污染物的监控点设在单位周界外 10 米范围内的浓度最高

点”；采样检测所使用的计量分析仪器设备均为在检定有效期内计量检定结果合格的

仪器设备，非强制检定的计量器具均自行进行了检定/校准；监测期间生产设施正常、

工况稳定；监测充分考虑了现场气象条件，监控点位随风向的显著变化进行调整；检

测分析方法选用认证的国家环保标准和环保行业规定的分析方法。

75

8.6 噪声监测分析过程中的质量保证和质量控制

本次验收噪声监测按照《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中

的规定进行。厂界噪声监测质量保证按照环保部门发布的《环境监测技术规范》噪声

部分和标准方法有关规定进行。测量仪器为积分平均声级计，测量仪器和校准仪器均

为定期检定合格设备，并且均在有效使用期内；每次测定前后均进行了声学校准，校

准偏差均小于 0.5dB(A)；测量在晴天、风速 0.9m/s（小于 5m/s）的天气下进行，传声

器加防风罩；测量时企业生产设施正常、工况稳定。

76

9. 验收监测结果

9.1 生产工况

项目验收监测采样期间（2021 年 4 月 7 日~4 月 8 日），项目改造装置——蜡油

加氢裂化装置生产稳定，各项依托环保设施伴随生产持续稳定运行；监测采样期间，

改造装置平均日加工原料油 4306.5t（装置设计处理能力为 210 万 t/a，折合为

6116.8t/d），平均生产负荷为 70.41%，装置工况负荷统计情况见 9.1-1。

表 9.1-1 验收监测期间工况负荷统计表.

生产装置名称 设计年运

行时间

设计处

理量 t/d

2021 年 4 月 7 日 2021 年 4 月 8 日 验收监测期间

实际处理量

t/d

负荷率

%

实际处理量

t/d

负荷率

%

平均

处理量

t/d

平均

负荷率

%

蜡油加氢

裂化装置 8400h 6116.8 4311 70.48 4302 70.33 4306.5 70.41

9.2 环保设施调试运行效果

根据项目环评及批复，改造项目的环保设施均为依托云南石化厂区现有设施。项

目验收监测期间（2021 年 4 月 7 日~4 月 8 日），根据现场工况监督，项目所依托的

各项污染治理设施（酸性水汽提、污水处理系统）运行正常，生产工况稳定，具体情

况见表 9.2-1。

9.2-1 项目依托云南石化厂内环保设施运行情况

序号 环保设施名称 与项目

关系 工艺简述

验收期间

运行情况

1 酸性水汽提 依托 单塔加压汽提侧线抽氨及氨精制工艺 运行正常，平均生产

负荷率 86.7%

2 污水

处

理场

工业污水处理 依托 罐中罐除油-DCI 隔油-中和-均质-混凝絮

凝-气浮-生化-二沉-高密沉淀-V 型滤池 运行正常，平均生产负荷率

42.6%，污水回用率为80.2%，平均外排水量

84.6m3/h，外排达标率 100%

3 回用水设施 依托 臭氧接触-生物滤池-V 型滤池-超滤反渗透

4 浓水处理设施 依托 臭氧接触-反硝化-生物滤池-气浮-砂虑-臭

氧接触-活性炭过滤

5 加热炉低氮燃烧器 依托 改变燃烧条件、合理分配燃烧 N/O 配比

运行正常，排气筒 DA021

的 NOx 排放浓度

31.0~34.3mg/m3，达标率

100%

77

9.2.1 环保设施处理效率监测结果

9.2.1.1 废水治理设施

改造项目产生的含硫污水依托厂内现有含硫污水管网送至酸性水汽提装置进行

处理，出水部分回用，经处理后未回用的净化水及含油污水则依托厂内污水处理场进

一步处理。污水处理场出水大部分回用于厂内循环水场和除盐水站补水，其余出水在

满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570－2015）表 1 直接排放限值要求后，

由排污管线最终排至螳螂川。

项目验收期间，由云南石化污水外排口的监测数据（具体见表 9.2-2）可知，项目

厂排口污水中的 pH、氨氮、石油类、总磷、总氮、化学需氧量、生化需氧量、硫化

物、悬浮物、挥发性酚类的检出浓度均低于《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570

－2015）表 1 直接排放限值要求，属于达标排放。

综上，改造项目验收期间厂内现有废水治理设施运行稳定、达标排放，项目废水

依托处理可行。

9.2.1.2 废气治理设施

1、有组织废气

本次改造无新增废气。有组织废气仍然为反应进料加热炉、分馏塔进料加热炉排

出的燃烧烟气，充分回收能量后，通过现有 100m 烟囱（DA021）高空排放。项目验

收期间，对该排气筒的监测数据（具体见表 9.2-3）可知，项目有组织加热炉燃烧废气

污染物（NOx、SO2、颗粒物）的排放浓度能够满足《石油炼制工业污染物排放标准》

（GB31570－2015）表 3 排放限值要求，属于达标排放。

2、无组织废气

改造项目无组织废气 VOCs、H2S 和 NH3 的控制逸散措施主要是充分依托云南石

化厂内现有 LDARs（泄漏检测与修复）系统。泄漏检测具体范围包括全厂涉及挥发

性有机气体（VOCs）、氢气、硫化氢等有毒有害气体等介质流经的设备、管线的动

静密封点。主要包括泵、压缩机、阀门、法兰及其他连接件、取样连接系统等动静密

封点。定期对上述动静密封点进行检测，一旦发现泄漏点即下发维修工单，要求在 15

日内修复并进行复检，同时将相关工作记录进行 VOCMS 管控平台填报。

项目验收期间，对厂界非甲烷总烃（NMHC）、H2S 和 NH3 浓度的监测数据（具

体见表 9.2-4）可知，云南石化厂界非甲烷总烃（NMHC）满足《石油炼制工业污染物

78

排放标准》（GB31570－2015）表 5 企业边界大气污染物限值；H2S 和 NH3 厂界监控

浓度满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中表 1 恶臭污染物厂界标准二级标

准限值，属于达标排放。

综上，改造项目验收期间厂内现有废气治理设施运行稳定、达标排放，项目废气

依托治理可行。

9.2.1.3 噪声治理设施

本工程的噪声主要来源于机泵、风机等设备噪声。本工程噪声污染源的治理措施

有：

1) 同类设备中选用低噪声设备，如加热炉采用低噪音火嘴；

2) 对高噪声设备，安装隔音、消音设施，如压缩机、机泵设置在隔音间内，放空

点设置消音器；

3) 各机泵的电机选用噪声较低的 YB 系列低噪防爆电机；

4) 设计中尽量采取合理布局，防止噪声叠加和干扰，高噪声源，如：加热炉布置

在室外。

5) 加强厂区和厂界绿化、设置隔离带减弱噪声对周围影响

采取上述措施，并对人员配备防护措施，可将设备噪声对人员的影响控制在

85dB(A)以下，可使厂界的噪声水平满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》

(GB12348-2008)3 类标准的要求。

项目验收期间，由云南石化厂界噪声的监测数据（具体见表 9.2-5）可知，云南石

化厂界昼、夜间噪声均低于《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3

类标准（昼间≤65dB(A)、夜间≤55dB(A)），属于达标排放。

综上，验收期间改造项目降噪措施得当、达标排放，项目噪声治理措施可行。

9.2.2 污染物排放监测结果

9.2.2.1 废水

根据项目环评与《建设项目竣工环境保护验收技术指南 污染影响类》（生态环

境部〔2018〕9 号）《建设项目竣工环境保护验收规范-石油炼制》（HJ/T 405-2007）

的要求，结合现场踏勘情况，对云南石化污水总排口进行监测，监测结果见表 9.2-2。

验收监测结果表明：厂区污水处理场污水总排口外排污水中 pH 为 7.30~7.33， 氨

氮、石油类、总磷、总氮、COD、BOD 最大浓度分别为 0.963mg/L、0.34mg/L、0.257mg/L、

79

23.8mg/L、58mg/L、17.0mg/L，硫化物、悬浮物和挥发酚均未检出。上述所测指标均

低于《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表 1 中的直接排放浓度限值。

9.2.2.2 废气

1、有组织排放

项目改造装置——210 万吨/年汽蜡油加氢裂化装置涉及的有组织排放为循环氢

加热炉、分馏塔进料加热炉排出的燃烧烟气，充分回收能量后，通过 100m 烟囱高空

排放（DA021）；本次验收监测结果见表 9.2-3。

验收监测结果表明：项目改造装置循环氢加热炉、分馏塔进料加热炉的燃烧废气

依托现有 100m 排气筒排放（DA021），排放废气中的颗粒物、SO2、NOx 检出浓度

均低于《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表 3——工艺加热炉排放

浓度限值要求。

2、无组织排放

本次验收监测在改造项目所在云南石化厂界 10m 范围内设置 4 个监测点，分别为

上风向 1 个点位：1#；下风向 3 个点位：2#、3#、4#。监测结果见表 9.2-4。无组织排

放监测时气象参数记录见表 9.2-5。

厂界无组织监测结果表明：项目所在云南石化生产厂区无组织排放非甲烷总烃

（NMHC）厂界检出浓度均低于《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）

表 5 企业边界大气污染物浓度排放限值（4.0mg/m3），生产厂区无组织排放 H2S、NH3

厂界检出浓度均满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-1993）表 1 中二级标准新扩

改建项目的排放浓度限值。

80

9.2-2 云南石化污水总排口监测结果一览表

采样点 名称

采样 时间

样品编号 监测结果（单位：pH 无量纲，水温℃，流量 m3/h，其它为 mg/L）

流量 水温 pH 氨氮 石油类 总磷 总氮 COD BOD 硫化物 悬浮物 挥发性酚类

污水 总排口

2021.04.07

FS21054G1-1 86.4 19.2 7.31 0.937 0.34 0.250 23.2 46 14.7 <0.005 <4 <0.0003

FS21054G1-2 82.8 19.3 7.33 0.930 0.24 0.228 20.8 51 16.4 <0.005 <4 <0.0003

FS21054G1-3 82.8 19.3 7.32 0.923 0.22 0.250 23.8 58 16.8 <0.005 <4 <0.0003

FS21054G1-4 86.4 19.1 7.30 0.947 0.20 0.257 23.2 50 17.0 <0.005 <4 <0.0003

2021.04.08

FS21054G2-1 86.4 19.3 7.33 0.940 0.24 0.239 23.0 44 14.6 <0.005 <4 <0.0003

FS21054G2-2 86.4 19.3 7.31 0.928 0.21 0.250 22.0 43 14.2 <0.005 <4 <0.0003

FS21054G2-3 82.8 19.2 7.30 0.963 0.21 0.253 21.9 49 15.8 <0.005 <4 <0.0003

FS21054G2-4 82.8 19.1 7.31 0.949 0.22 0.239 20.6 55 16.7 <0.005 <4 <0.0003

最小值 82.8 19.1 7.30 0.923 0.20 0.228 20.6 43 14.2 / / /

平均值 84.6 19.2 7.31 0.940 0.24 0.246 22.3 50 15.8 / / /

最大值 86.4 19.3 7.33 0.963 0.34 0.257 23.8 58 17.0 / / /

GB31570-2015 表 1 直接排放 / / 6~9 8 5 1 40 60 20 1 70 0.5

【附注】：“<0.005、<4、<0.0003”表示为未检出，数值则为检出限。

9.2-3 项目有组织废气监测结果一览表

采样点 名称

采样 时间

样品 编号

含氧量 %

标干流量 Nm3/h

颗粒物 二氧化硫 氮氧化物 烟气 黑度

烟温 ℃ 实测浓度

mg/m3 折标浓度

mg/m3 排放速率

kg/h 实测浓度

mg/m3 折标浓度

mg/m3 排放速率

kg/h 实测浓度

mg/m3 折标浓度

mg/m3 排放速率

kg/h

加热炉 排气筒DA021

2021.04.07

FQ21054A1-1 5.8 95089.0 9.6 11.4 0.9 <3 / 0.1 29.0 34.3 2.8

一级

128.6

FQ21054A1-2 5.9 105280.0 9.6 11.4 1.0 <3 / 0.1 26.0 31.0 2.7 128.6

FQ21054A1-3 5.8 107660.0 9.3 11.0 1.0 <3 / 0.1 27.0 32.0 2.9 128.1

2021.04.08

FQ21054A2-1 5.9 103581.0 8.5 10.1 0.9 <3 / 0.2 26.0 31.0 2.7

一级

127.6

FQ21054A2-2 5.7 106287.0 8.9 10.5 1.0 <3 / 0.2 27.0 31.8 2.9 127.6

FQ21054A2-3 5.8 108222.0 8.6 10.2 0.9 <3 / 0.2 27.0 32.0 2.9 127.8

最小值 5.7 95089.0 8.5 10.1 0.9 <3 / 0.1 26.0 31.0 2.7 127.6

平均值 5.8 104353.2 9.1 10.8 0.9 <3 / 0.2 27.0 32.0 2.8 128.05

最大值 5.9 108222.0 9.6 11.4 1.0 <3 / 0.2 29.0 34.3 2.9 128.6

GB31570-2015 表 3 15 100 150

【附注】：“<3”表示为未检出，数值则为检出限；低于检出限的排放速率按照 1/2 检出限浓度进行核算。

81

9.2-4 云南石化厂界无组织废气排放监测结果一览表

采样 点位

样品编号 采样 日期

采样 时间

检测项目(单位：mg/m3)

非甲烷总烃（NMHC）

硫化氢 氨

厂界上风向 1#

HQ21054C1-1

2021.04.07

12:31-13:31 0.54 <0.005 0.02

HQ21054C1-2 14:48-15:48 0.87 <0.005 0.02

HQ21054C1-3 17:09-18:09 0.93 <0.005 0.02

HQ21054C1-1

2021.04.08

11:09-12:09 0.89 <0.005 0.01 HQ21054C1-2 13:34-14:34 0.94 <0.005 0.02 HQ21054C1-3 15:51-16:51 0.90 <0.005 0.02

厂界下风向 2#

HQ21054D1-1 2021.04.07

12:47-13:47 2.06 <0.005 0.03

HQ21054D1-2 14:56-15:56 2.11 <0.005 0.03

HQ21054D1-3 17:12-18:12 1.40 <0.005 0.02

HQ21054D1-1

2021.04.08

11:22-12:22 1.29 <0.005 0.03 HQ21054D1-2 13:43-14:43 1.29 <0.005 0.03 HQ21054D1-3 15:58-16:58 1.10 <0.005 0.03

厂界下风向 3#

HQ21054E1-1 2021.04.07

12:53-13:53 1.27 <0.005 0.03 HQ21054E1-2 15:03-16:03 1.33 <0.005 0.03 HQ21054E1-3 17:21-18:21 2.12 <0.005 0.03 HQ21054E1-1

2021.04.08

11:29-12:29 1.59 <0.005 0.03 HQ21054E1-2 13:48-14:48 1.15 <0.005 0.03 HQ21054E1-3 16:08-17:08 1.08 <0.005 0.03

厂界下风向 4#

HQ21054F1-1 2021.04.07

12:59-13:59 1.27 <0.005 0.03 HQ21054F1-2 15:06-16:06 1.19 <0.005 0.03 HQ21054F1-3 17:30-18:30 1.35 <0.005 0.03 HQ21054F1-1

2021.04.08

11:36-12:36 1.33 <0.005 0.04 HQ21054F1-2 13:57-14:57 1.59 <0.005 0.04 HQ21054F1-3 16:19-17:19 1.12 <0.005 0.04

上风向最大值 0.94 <0.005 0.02

下风向最大值 2.12 <0.005 0.04

厂界标准限值 4.0 0.06 1.5

表 9.2-5 无组织排放监测气象参数记录表

采样点位 采样日期 采样时间 天气 温度 (°C)

湿度 (%)

大气压 (kPa)

风向 风速 (m/s)

厂界上风向 1#

2021.04.07

12:31-13:31 多云 18.7 55.9 80.3 南 1.0

14:48-15:48 多云 21.8 47.2 80.0 西南 0.9

17:09-18:09 多云 20.6 46.5 80.1 南 1.2

厂界下风向 2#

12:47-13:47 多云 18.7 55.9 80.3 南 0.9

14:56-15:56 多云 20.8 47.2 80.0 西南 1.0

17:12-18:12 多云 20.6 46.5 80.1 南 1.1

厂界下风向 3#

12:53-13:53 多云 18.7 55.9 80.3 南 1.2

15:03-16:03 多云 21.8 47.2 80.0 西南 0.7

17:21-18:21 多云 20.6 46.5 80.1 南 0.8

82

厂界下风向 4#

12:59-13:59 多云 18.7 55.9 80.3 南 1.0

15:06-16:06 多云 21.8 47.2 80.0 西南 1.1

17:30-18:30 多云 20.6 46.5 80.1 南 0.9

厂界上风向 1#

2021.04.08

11:09-12:09 多云 16.8 54.8 80.4 南 1.0

13:34-14:34 多云 20.1 52.1 80.2 南 1.0

15:51-16:51 多云 19.3 49.7 80.1 南 0.8

厂界下风向 2#

11:22-12:22 多云 16.8 54.8 80.4 南 1.2

13:43-14:43 多云 20.1 52.1 80.2 西南 1.0

15:58-16:58 多云 19.3 49.7 80.1 南 0.9

厂界下风向 3#

11:29-12:29 多云 16.8 54.8 80.4 西南 1.3

13:48-14:48 多云 20.1 52.1 80.2 南 1.1

16:08-17:08 多云 19.3 49.7 80.1 南 0.7

厂界下风向 4#

11:36-12:36 多云 16.8 54.8 80.4 南 0.8

13:57-14:57 多云 20.1 52.1 80.2 西南 1.1

16:19-17:19 多云 19.3 49.7 80.1 西南 1.3

9.2.2.3 厂界噪声

本次验收监测在项目毗邻的北厂界加密布设，厂界共设置 9 个噪声监测点，监测

结果见表 9.2-6。

表 9.2-6 云南石化厂界噪声监测结果一览表

单位：dB(A)

编号 监测点位 周边主要噪声源 2021.04.07 2021.04.08

昼间 夜间 昼间 夜间

1# 东厂界外 1m 原油罐区及末站 59.2 49.0 59.4 49.1

2# 西南厂界外 1m 动力站（云天化） 58.8 49.7 58.7 49.8

3# 西厂界外 1m 铁路及汽车装卸站 58.0 46.3 58.2 46.2

4# 西厂界外 1m 蜡油加氢裂化西侧 54.2 48.2 54.6 47.8

5# 北厂界外 1m 污水处理场 56.2 46.2 56.1 46.0

6# 北厂界外 1m 催化汽油加氢装置 55.9 46.5 56.5 46.1

7# 北厂界外 1m 汽柴油改质装置* 54.6 48.3 54.1 47.4

8# 北厂界外 1m 重整联合装置 56.7 47.1 56.4 46.1

9# 北厂界外 1m 空分空压站 58.7 48.3 58.0 48.1

最小值 54.2 46.2 54.1 46.0

最大值 59.2 49.7 59.4 49.8

GB12348-2008 3 类 65 55 65 55

83

验收监测结果表明：厂界噪声 1~9#监测点昼间、夜间均能达到《工业企业厂界环

境噪声排放标准》（GB12348-2008）中 3 类标准限值。

9.2.2.5 污染物排放总量核算

根据项目环境影响报告书，项目改造后，装置废气污染物 SO2、NOx 和颗粒物排

放量不新增，依次为 5.712t/a、44.856 t/a、0.924 t/a；装置无组织废气预测新增

NMHC/VOCs 排放量 1.719t/a；云南石化全厂废气污染物 SO2、NOx、颗粒物、VOCs

预测排放总量分别为 544.792t/a、1066.662t/a、137.217t/a、1710.697t/a；全厂废水污染

物 COD、氨氮预测排放总量分别为 45.058t/a、0.381t/a。

根据云南石化排污许可证（排污许可证编号为：91530181574676210E001P），云

南石化全厂最终核发许可量分别为：SO2 为 1702.000t/a（不含动力站）、NOx 为

1073.452t/a（不含动力站）、颗粒物为 331.372t/a（不含动力站）、VOCs 为 1798.525t/a

（只包括储罐、动静密封点、装车油气回收3类源项）、COD为75.00t/a、氨氮为19.00t/a。

其中，项目涉及 DA021 排气筒的许可排放量为 SO2 73.9t/a、NOx 110.9t/a、颗粒物

11.02t/a，蜡油加氢裂化装置的动静密封点 VOCs 许可量为 54.67t/a。

根据项目验收环境监测情况，按照设计运行时间 8400h/a 核算，对改造项目验收

期间的污染物排放总量进行了核算，具体见表 9.2-6。

表 9.2-6 主要污染物排放总量核算

【附注】：

①验收期间废气污染物核算未纳入无组织排放量，排气筒SO2、NOx和颗粒物核算按监测期间的

平均值核算；

②废水排放量按全厂总排口核算，并采用监测期间的平均值核算，水量为84.6m3/h。

由表 9.2-6 可知，验收监测期间，改造项目依托排气筒（DA021）的 SO2、NOx

污染物

类型 项目

验收期间污染物

排放总量核算值

(t/a)

环评报告

预测总量

(t/a)

排污许可证

核发量

(t/a)

备 注

废气

二氧化硫 1.265① 5.712 73.9 装置依托 100m 排气

筒（排污许可编号

DA021）

氮氧化物 23.520① 44.856 110.9

颗粒物 7.560① 0.924 14.8

VOCs / +1.719 54.67 仅包含项目改造装置

区的动静密封点

废水 COD 35.532② 45.058 75.00

全厂总排口 氨氮 0.668② 0.381 13.29

84

排放总量均未超出环评报告预测总量及排污许可证核发量；颗粒物排放总量未超出排

污许可证核发量；外排废水 COD 排放总量均未超出环评报告预测总量及排污许可证

核发量；氨氮排放总量未超出排污许可证核发量。

颗粒物超出环评报告预测总量，主要是由于燃料气组分中乙烯、丙烷、异丁烷、

反丁烯、正戊烷、异戊烷等高分子组分较之前有所增加，在燃烧后产生更多的颗粒物。

燃烧气组分变化具体如图。

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正戊烷

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综上，根据 2019~2021 年的常规监测数据统计分析，改造项目依托排气筒（DA021）

的 SO2、NOx、颗粒物和外排废水 COD、氨氮的排放总量可以满足项目环评报告预测

排放量、排污许可证核发量的总量控制要求。

9.3 工程建设对环境的影响

根据项目环评及其批复要求，对厂内外的 7 个地下水监控井进行监测，监测数据

见表 9.3-1。

验收监测结果表明：云南石化厂区周边 7 口地下水监测点水质中的硫化物、挥

发性酚类均未检出；地下水中氨氮、耗氧量、总硬度和溶解性总固体的监测浓度

最大值分别为 0.046mg/L、1.8mg/L、336mg/L、538mg/L，均满足《地下水质量标

准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准；石油类监测浓度最大值为 0.02mg/L，则满足

《生活饮用水卫生标准》（GB 5749-2006）中“石油类”的标准限值要求；地下

水 pH 值，除 SW05、JC55、WL08 和白水村供水井等 4 口水井 pH 值满足

GB/T14848-2017 的Ⅲ类标准外，SW01、SW02 和 JC22 等 3 口水井的 pH 值均低

于 6.5，不满足Ⅲ类水质要求。

部分井位 pH 超标原因分析：根据《中国石油云南石化 1000 万吨/年炼油项目

岩土工程初步勘察报告》和《中国石油-沙特阿美合资云南 1300 万吨/年炼油项目

竣工环境保护验收报告》中 9.3.3 的地下水 pH 值超标分析，云南石化整个场区范

围内进行了场地平整，原低洼处人工回填红粘土。依据厂区松散层三视图和已有

的勘察资料及富水性指标，厂区内松散层概化为粘土及填土层、砂层、砾石层三

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异戊烷

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类，其中粘土层分布较广，富水性、渗透性较弱，砂层、砾石层透镜体分布不均，

富水性、渗透性较强。因厂区分布砂层、砾石层透镜体，不同地下水监测点位钻

孔揭露地层岩性差异较大。其中，SW01、SW02 为松散层地下水监测点，JC22

为岩溶水监测点，地下水 pH 小于 6.5，呈酸性。红粘土具有 pH 值低的特征，赋

存于酸性粘土孔隙中孔隙水，在长期溶滤作用下，导致其 pH 值降低，故松散层

地下水呈酸性。根据钻孔编录资料，JC22 松散层砂层、砾石层透镜体下覆碳酸盐

岩，故松散层与基岩含水层有着较强的水力联系，松散层酸性地下水垂向入渗补

给岩溶水，导致监测井 JC22 水样 pH 值偏低。从历史监测数据纵向比较来看出（具

体可见表 9.3-2）：2014 年 9 月、2015 年 1 月初、2015 年 4 月初（1300 万吨/年

炼油项目环评阶段，丰、枯、平水期）、2018 年 7 月（1300 万吨/年炼油项目验

收，丰水期）、2019 年 9 月（项目环评阶段，丰水期）和 2021 年 4 月（本次验

收监测，平水期）共 6 次监测中，同一监测点位的地下水 pH 值由于水期的变化，

亦存在不同程度的 pH 超标（pH<6.5）。综上可知，本次验收监测厂区局部 3 口

井的地下水 pH 值超标由来已久，主要与项目所在厂区地下水本底超标相关。

9.3-2 云南石化厂区周边部分井位地下水 pH 监测数据统计对比一览表

井号

监测时间

2014 年 9 月

（丰水期）

2015 年 1 月

（枯水期）

2015 年 4 月

（平水期）

2018 年 7 月

（丰水期）

2019 年 9 月

（丰水期）

2021 年 4 月

（平水期）

SW01（潜水层）

未超标 均超标 均超标

6.86

（未超标）

7.77

（未超标）

6.21

（超标）

SW02（潜水层） 6.19

（超标）

6.85

（未超标）

5.73

（超标）

JC22（岩溶水） 未检测 未检测 未检测 5.55

（超标）

6.14

（超标）

5.97

（超标）

综上，与项目环评阶段的地下水环境质量现状监测结果对比可知，项目投产后未

使厂区周边及其下游的地下水环境质量变差。

88

9.3-1 云南石化厂区周边地下水环境质量监测结果一览表

采样点

名称 监测位置

采样

时间 样品编号

检测结果（单位：pH 无量纲，水温℃，其它为 mg/L）

水温 pH 氨氮 耗氧量 硫化物 总硬度 溶解性总固体 挥发性酚类 石油类

SW05 上游对照点

2021.04.07 HS21054H1-1 19.7 6.81 0.035 1.8 <0.005 332 498 <0.0003 0.01

HS21054H1-2 19.8 6.79 0.032 1.8 <0.005 332 460 <0.0003 0.01

2021.04.08 HS21054H2-1 19.6 6.80 0.032 1.8 <0.005 334 479 <0.0003 0.01

HS21054H2-2 19.7 6.82 0.029 1.8 <0.005 333 452 <0.0003 0.01

平均值 19.7 6.81 0.032 1.8 <0.005 333 472 <0.0003 0.01

JC55 上游对照点

2021.04.07 HS21054J1-1 19.6 7.11 <0.025 0.98 <0.005 273 352 <0.0003 0.01

HS21054J1-2 19.6 7.10 <0.025 1.0 <0.005 273 356 <0.0003 0.01

2021.04.08 HS21054J2-1 19.5 7.09 <0.025 1.0 <0.005 274 382 <0.0003 0.01

HS21054J2-2 19.5 7.10 <0.025 0.99 <0.005 276 372 <0.0003 0.01

平均值 19.6 7.10 <0.025 1.0 <0.005 274 366 <0.0003 0.01

SW01 侧向

2021.04.07 HS21054K1-1 19.5 6.21 0.041 1.4 <0.005 332 534 <0.0003 0.01

HS21054K1-2 19.5 6.20 0.046 1.4 <0.005 333 536 <0.0003 0.01

2021.04.08 HS21054K2-1 19.8 6.22 0.036 1.4 <0.005 335 538 <0.0003 0.01

HS21054K2-2 19.7 6.20 0.039 1.4 <0.005 336 522 <0.0003 0.02

平均值 19.6 6.21 0.041 1.4 <0.005 334 533 <0.0003 0.01

JC22 侧向

2021.04.07 HS21054L1-1 19.5 5.98 <0.025 0.68 <0.005 159 192 <0.0003 0.01

HS21054L1-2 19.4 5.97 <0.025 0.70 <0.005 158 191 <0.0003 0.01

2021.04.08 HS21054L2-1 19.4 5.97 <0.025 0.69 <0.005 160 218 <0.0003 0.01

HS21054L2-2 19.6 5.96 <0.025 0.68 <0.005 159 203 <0.0003 0.01

平均值 19.5 5.97 <0.025 0.69 <0.005 159 201 <0.0003 0.01

SW02 下游

2021.04.07 HS21054M1-1 19.7 5.73 0.027 1.2 <0.005 58 256 <0.0003 0.01

HS21054M1-2 19.5 5.72 0.029 1.2 <0.005 63 250 <0.0003 0.02

2021.04.08 HS21054M2-1 19.6 5.74 0.029 1.3 <0.005 60 250 <0.0003 0.01

HS21054M2-2 19.7 5.72 0.029 1.3 <0.005 64 248 <0.0003 0.01

平均值 19.6 5.73 0.029 1.3 <0.005 61 251 <0.0003 0.01

采样点 监测位置 采样 样品编号 检测结果（单位：pH 无量纲，水温℃，其它为 mg/L）

89

名称 时间 水温 pH 氨氮 耗氧量 硫化物 总硬度 溶解性总固体 挥发性酚类 石油类

WL08 厂区下游

2021.04.07 HS21054N1-1 19.7 7.06 0.029 1.2 <0.005 66 342 <0.0003 0.01

HS21054N1-2 19.6 7.07 0.034 1.3 <0.005 67 388 <0.0003 0.01

2021.04.08 HS21054N2-1 19.6 7.06 0.032 1.2 <0.005 66 350 <0.0003 0.01

HS21054N2-2 19.4 7.05 0.029 1.3 <0.005 69 354 <0.0003 0.01

平均值 19.6 7.06 0.031 1.3 <0.005 67 359 <0.0003 0.01

白土村供水井 厂区下游

2021.04.07 HS21054P1-1 19.6 7.13 0.034 1.3 <0.005 68 389 <0.0003 0.01

HS21054P1-2 19.7 7.12 0.029 1.2 <0.005 72 398 <0.0003 0.01

2021.04.08 HS21054P2-1 19.8 7.14 0.340 1.2 <0.005 71 390 <0.0003 0.01

HS21054P2-2 19.7 7.13 0.032 1.3 <0.005 74 402 <0.0003 0.01

平均值 19.7 7.13 0.032 1.3 <0.005 71 395 <0.0003 0.01

GB/T14848-2017 Ⅲ类 / 6.5～8.5 0.5 3.0 0.02 450 1000 0.002 0.3

【附注】：“<0.025、<0.005、<0.0003”表示为未检出，数值则为检出限。

90

10. 验收监测结论

10.1“三同时“执行情况

改造项目的建设履行了环境影响审批手续，根据项目环境影响报告书及其批复的

要求，改造项目环保设施充分依托云南石化厂内现有环保设施，做到了环境保护设施

与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用，符合“三同时”要求。

10.2 项目建设及变动情况

改造项目按照环评及批复建设，项目实际建设性质、地点、改造装置设计规模、

总平面布置、原辅材料、产品方案、生产工艺和环保措施，与环评及批复基本一致，

仅部分建设内容有微调整。

结合《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》《关于印发<污染影响类建设项目

重大变动清单（试行）>的通知》（环保环评函〔2020〕688 号，2020.12.13）、《关

于印发环评管理中部分行业建设项目重大变动清单的通知》（环办〔2015〕52 号，

2015.6.4）中的《石油炼制与石油化工建设项目重大变动清单》进行逐条比对分析，

本项目不涉及重大变动。

10.3 项目生产工况

项目在验收监测采样期间（2021 年 4 月 7 日~4 月 8 日），项目改造装置——蜡

油加氢裂化装置生产稳定，各项依托环保设施伴随生产持续稳定运行；监测采样期间，

改造装置平均日加工原料油 4306.5t（装置设计处理能力为 210 万 t/a，折合为

6116.8t/d），平均生产负荷为 70.41%。

10.4 环保设施调试运行效果

10.4.1 环保设施处理效率监测结果

1、废水治理设施

改造项目产生的含硫污水依托厂内现有含硫污水管网送至酸性水汽提装置进行

处理，出水部分回用，经处理后未回用的净化水及含油污水则依托厂内污水处理场进

一步处理。污水处理场出水大部分回用于厂内循环水场和除盐水站补水，其余出水在

满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570－2015）表 1 直接排放限值要求后，

由排污管线最终排至螳螂川。

91

项目验收期间，云南石化厂区污水处理场污水总排口外排污水中氨氮、石油类、

总磷、总氮、COD、BOD 最大浓度分别为 0.963mg/L、0.34mg/L、0.257mg/L、23.8mg/L、

58mg/L、17.0mg/L，硫化物、悬浮物和挥发酚均未检出，各指标检出浓度均低于《石

油炼制工业污染物排放标准》（GB31570－2015）表 1 企业废水总排放口水污染物直

接排放浓度限值。

2、废气治理设施

项目改造，加热炉采用低氮燃烧器并依托现有 80m 排气筒排放（DA023）。验收

监测期间，排气筒废气中颗粒物、SO2、NOx 最大排放浓度 11.8mg/m3、<3mg/m3（未

检出）、63mg/m3 均低于《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表 3

——工艺加热炉排放浓度限值。

项目改造，新增动静密封点全部纳入云南石化厂内现有 LDARs（泄漏检测与修

复）系统。验收监测期间，厂界非甲烷总烃（NMHC）检出浓度最大值为 2.12mg/m3

低于《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570－2015）表 5 企业边界大气污染物

限值；无组织 H2S 和 NH3 厂界监控浓度最大检出浓度分别为未检出、0.04mg/m3，均

满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中表 1 二级标准新扩改建项目的排放浓

度限值。

3、噪声治理设施

本工程的噪声主要来源于机泵、风机等设备噪声。本工程噪声污染源的治理措施

有：

1) 同类设备中选用低噪声设备，如加热炉采用低噪音火嘴；

2) 对高噪声设备，安装隔音、消音设施，如压缩机、机泵设置在隔音间内，放空

点设置消音器；

3) 各机泵的电机选用噪声较低的 YB 系列低噪防爆电机；

4) 设计中尽量采取合理布局，防止噪声叠加和干扰，高噪声源，如：加热炉布置

在室外。

5) 加强厂区和厂界绿化、设置隔离带减弱噪声对周围影响

项目验收期间，云南石化厂界昼、夜间噪声均低于《工业企业厂界环境噪声排放

标准》（GB12348-2008）3 类标准（昼间≤65dB(A)、夜间≤55dB(A)），属于达标排放。

10.4.2 污染物排放监测结果

1、废水

92

云南石化厂区污水处理场污水总排口外排污水 pH 为 7.30~7.33， 氨氮、石油类、

总磷、总氮、COD、BOD 最大浓度分别为 0.963mg/L、0.34mg/L、0.257mg/L、23.8mg/L、

58mg/L、17.0mg/L，硫化物、悬浮物和挥发酚均未检出。上述所测指标均低于《石油

炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表 1 中的直接排放浓度限值。

2、废气

（1）有组织废气

改造项目依托现有 100m 排气筒（DA021），废气中颗粒物、SO2、NOx 最大排

放浓度 10.8mg/m3、<3mg/m3（未检出）、32mg/m3 均低于《石油炼制工业污染物排

放标准》（GB31570-2015）表 3——工艺加热炉排放浓度限值要求。

（2）无组织废气

改造项目验收监测期间，非甲烷总烃（NMHC）厂界检出浓度均低于《石油炼制

工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表 5 企业边界大气污染物浓度排放限值

（4.0mg/m3），生产厂区无组织排放 H2S、NH3 厂界检出浓度均满足《恶臭污染物排

放标准》（GB14554-1993）表 1 中二级标准新扩改建项目的排放浓度限值。

3、厂界噪声

改造项目验收监测期间，1~9#监测点昼、夜间厂界噪声监测结果均低于《工业企

业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中 3 类标准限值。

4、固体废物

项目改造施工期（2020 年 12 月 12 日~16 日），原装置反应器清空的废催化剂、

废保护剂和废瓷球，共计 182.94t，统一外委由江苏科创石化有限公司 10 辆汽车车次

外运安全处置。

项目验收期间，未产生固废。根据项目环评和现场核查，云南石化厂区具有完善

的固废管理体系和完备的固废处置台账，按照固体废物成分、性质，对其实施分类处

理、处置。改造项目停工检修期间产生的废催化剂、废保护剂和废瓷球均属于危险固

废，届时由云南石化统一委托有资质单位（如：云南大地丰源环保有限公司、江苏科

创石化有限公司（相关处置协议、危废处置资质具体见附件））即卸即运，安全处置。

综上，改造项目各类固体废物均可得到妥善处理/处置，去向明确，不会产生二次

污染。

5、主要污染物排放总量

验收监测期间，改造项目依托排气筒（DA021）的 SO2、NOx 排放总量，外排废

93

水 COD 排放总量均未超出环评报告预测排放量及排污许可证核发量；根据 2019~2021

年的常规监测数据统计分析，改造项目颗粒物、氨氮排放总量亦可满足项目环评报告

预测排放量、排污许可证核发量的总量控制要求。

10.5 工程建设对环境的影响

本次地下水环境现状监测结果表明：云南石化厂区周边 7 口地下水监测点水质中

的硫化物、挥发性酚类均未检出；地下水中氨氮、耗氧量、总硬度和溶解性总固体的

监测浓度最大值分别为 0.046mg/L、1.8mg/L、336mg/L、538mg/L，均满足《地下水

质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准；石油类监测浓度最大值为 0.02mg/L，则满

足《生活饮用水卫生标准》（GB 5749-2006）中“石油类”的标准限值要求。

地下水 pH 值，除 SW05、JC55、WL08 和白水村供水井等 4 口水井 pH 值满足

GB/T14848-2017 的Ⅲ类标准外，SW01、SW02 和 JC22 等 3 口水井的 pH 值均低于 6.5，

不满足Ⅲ类水质要求。其 pH 小于 6.5 的超标原因分析应为：云南石化整个场区范围

内进行了场地平整，原低洼处人工回填红粘土。红粘土具有 pH 值低的特征，赋

存于酸性粘土孔隙中孔隙水，在长期溶滤作用下，导致其 pH 值降低，故松散层

地下水呈酸性。再根据历史监测数据纵向比对分析，上述 3 口井的地下水 pH 值

超标由来已久，主要与项目所在厂区地下水本底超标相关。

综上，与项目环评阶段的地下水环境质量现状监测结果对比可知，项目投产后未

使厂区周边及其下游的地下水环境质量变差。

10.6 环境风险防控

按照改造项目环境影响报告书及其批复要求，项目采取了各项环境风险防控措

施，并充分依托云南石化厂内现有风险防控设施、应急物资和突发环境事件风险应急

预案等，严控由安全生产引发的环境事件。

按照国家和地方要求，云南石化落实了突发环境事件风险评估制度，实施风险分

类分级管理；落实了突发环境事件隐患排查和治理制度，实施隐患分级管理，制定并

实施隐患治理方案；按照国家和地方相关要求，云南石化已制定了《中石油云南石化

有限公司突发环境事件应急预案》，并于 2019 年 10 月向云南省昆明市生态环境局安

宁分局进行了备案，备案文号为 ANYJ-530181-2019-240-H（第二版）。项目改造装

置位于云南石化厂内，涉及的新增/更换设备、危险化学品种类、当量仍在云南石化可

控范围内；因此，项目环境风险应急措施、应急物资和响应机制可完全纳入云南石化

94

环境风险应急预案体系中。

改造项目投产运行以来，未发生过突发环境事件和环境污染投诉。

10.7 环境管理与环境监测

云南石化设立了 HSE 委员会，环境主管部门、化验检测部（环境监测站）、生

产部门等四级环境管理与监测管理体系。

依据《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）和石油化工行业排污许

可技术规范要求，结合生产运行实际情况，云南石化制定了《云南石化环境监测工作

计划》、《云南石化环境自行监测方案》，由化验监测部按照监测计划定期开展环境

监测。厂内配置 2 座固定空气质量监测站和一套应急监测车。

改造项目充分依托云南石化厂内现有环境管理体系和环境监测计划，各项污染源

监测满足排污许可相关规范要求，废气排气筒（DA021）和云南石化厂区现有废水排

放口（DW001）设置在线监测系统，与云南省重点污染源自动监测分析系统、昆明市

环境自动监测与信息管理系统联网，并定期进行监测数据达标分析、向地方环保部门

进行网络平台填报。

10.8 总结论

中石油云南石化有限公司依法对本改造项目（中石油云南石化 180 万吨/年汽柴油

加氢改质装置技术改造项目）开展了环境影响评价；项目建设不涉及重大变动，依托

配套环境保护设施符合环境影响报告书及其审批决定要求，与主体工程同时设计、同

时施工、同时投产使用。项目建设与试运行符合清洁生产的原则，环境保护措施包括

环境风险防控措施均得到了有效落实，废水、废气污染物达标排放并符合总量控制和

排污许可管控要求，固体废弃物全部得到了合理处置，项目竣工环境保护验收条件合

格，本验收监测报告建议项目予以通过竣工环保验收。

95

11. 建设项目竣工环境保护“三同时”验收登记表

96

建设项目竣工环境保护“三同时”验收登记表

填表单位（盖章）： 填表人（签字）： 项目经办人（签字）：

建设项目

项目名称 中石油云南石化 210 万吨/年蜡油加氢裂化装置产品轻质化改造项目 项目代码 195301812511118（备案编码） 建设地点 云南安宁草铺镇安宁工业园区

云南石化厂区汽柴油加氢装置

区

行业类别（分类管理名录） 二十二、石油、煤炭及其他燃料加工业 精炼石油产品制造 251 建设性质 □新建 □ 改扩建 技术改造 项目中心经度/纬度 东经 102.38°、北纬 24.91°

设计生产能力 210 万吨/年 实际生产能力 210 万吨/年 环评单位 青岛中油华东院安全环保有限公司

环评文件审批机关 云南滇中新区生态环境局 审批文号 滇中生环复〔2020〕1 号文 环评文件类型 环境影响报告书

开工日期 2020 年 3 月 竣工日期 2021 年 1 月 排污许可证申领时间 2017 年 12 月

环保设施设计单位 中石油华东设计院有限公司 环保设施施工单位 中油七建 本工程排污许可证编号 91530181574676210E001P

验收单位 中石油云南石化有限公司 环保设施监测单位 昆明京诚检测技术有限公司 验收监测时工况 改造装置平均生产负荷率70.41%

投资总概算（万元） 12671 万元 环保投资总概算（万元） 303 万元 所占比例（%） 2.39%

实际总投资 12176 万元 实际环保投资（万元） 1006.38 万元 所占比例（%） 10.22%

废水治理（万元） 168.35 废气治理（万元） 28.56 噪声治理（万元） 13.68 固体废物治理（万元） 94.37 绿化及生态（万元） 0.00 其他（万元） 869.77

新增废水处理设施能力 / 新增废气处理设施能力 / 年平均工作时 8400h

运营单位 中石油云南石化有限公司 运营单位社会统一信用代码（或组织机构代码） 91530181574676210E 验收时间 2021 年 4 月

污 染 物 排 放 达 标 与 总 量 控 制

（ 工 业 建 设 项 目 详

填 ）

污染物 原有排 放量(1)

本期工程实际排放

浓度(2) 本期工程允许

排放浓度(3) 本期工程产

生量(4) 本期工程自身

削减量(5) 本期工程实际

排放量(6) 本期工程核定

排放总量(7) 本期工程“以新

带老”削减量(8) 全厂实际排放

总量(9) 全厂核定排放总

量(10) 区域平衡替代

削减量(11) 排放 增减 量(12)

废水 1.802 / / / / 0.000 71.064

化学需氧量 1.081 50 60 / 0.000 35.532 75.00

氨氮 0.144 0.940 8 / 0.000 0.668 13.29

石油类 0.090 0.24 5 / 0.000 0.171 /

废气

二氧化硫 5.712 未检出 100 0.000 0.000 0.000 73.90 0.000 76.785 1702.000

颗粒物 0.924 10.8 15 7.56 0.000 7.56 14.80 0.000 75.460 331.372

工业粉尘 / / / / / / / / / /

氮氧化物 44.856 32 150 23.52 0.000 23.52 110.90 0.000 700.162 1073.452

工业固体废物 / / / 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

与项目有关的

其他特征污染

物

VOCs / / 54.67 0.000 54.67 54.67 0.000 1710.697 1798.525

注：1、排放增减量：（+）表示增加，（-）表示减少。 2、(12)=(6)-(8)-(11)，（9）= (4)-(5)-(8)- (11) +（1）。 3、计量单位：废水排放量——万吨/年；废气排放量——万标立方米/年；工业固体废物排放量——万吨/年；水污染物排放浓度——毫克/升