石油工业的水污染环境监察课程设计.docx

石油工业的水污染环境监察课程设计
第一章 总论-------------3
1.1 该行业概况
1.2 基本概念和术语
第二章 环境监察工作依据 ------------4
2.1 政策
2.2 法律依据和标准规范
第三章 建设项目现场监察要点--------------5
3.l 选址
3.2 环评制度执行
3.3 “三同时”制度执行
3.4 试生产管理.
第四章 现场监察方法-------------7.
4.1 资料检查
4.2 现场检查.
4.3 现场测算
4.4 现场访谈
第五章 现场监察程序--------12
5.1 监察准备
5.2 制定方案
5.3 现场检查.
5.4 视情处理.
5.5 总结归档
第六章 污染源现场监察要点----------20
6.1 产业政策
6.2 生产现场
6.3 污染防治设施
6.4 环境应急建设
6.5 综合性环境管理制度
第七章 环境监察报告----------25
7.1 监察对象的基本信息
7.2 现场监察情况
7.3 处理建议
附件一：现场环境监察单--------26
附件二：行业概况、生产工艺和产污节点 ---------26
附图----------29

第一章 总论
1.1行业概况

改革开放以来，我国经济高速发展，对能源的需求越来越大。石油作为能源的重要组成部分，在我国一次能源消费和生产中所占的比重迅速上升并基本稳定在一定的水平上，而我国也由往日的石油出口国转变为石油进口大国，石油已经成为制约我国经济增长的“瓶颈”。
中国的石油勘探尚处在中等成熟阶段，石油储量仍处于高基值稳定增长时期，但勘探难度越来越大。中国的主力油田总体已进入递减阶段，稳产难度不断加大，但开发上仍有潜力可挖。
石油行业是一个资金投入高度集中的行业，同时也是一个高风险的投资领域。国外大型石油公司几乎都是上下游一体化、业务遍布全球的跨国公司。全球经济发展的不均衡性，使得大石油公司在不同国家或地区的投资回报水平各不相同。在石油工业的整个生产链中，上游的勘探开发、中游的管道运输、下游的炼油与销售以及化工业务在不同时期的项目投资回报水平差异也十分明显，这决定了石油公司在进行投资决策时具有极大的选择性。如何充分、合理地确定投资规模以及资金投向，求得较高的投资回报，是石油公司共同关注的问题。
2007年，我国国内原油产量增速下降，但天然气产量增速加快。2008年原油产量达1.89亿吨，继续保持稳定持续增长。中国充满爆发力的石油需求一直被视为近两年来国际油价大涨的关键因素。目前中国已取代日本成为全球第二大石油消耗国（仅次于美国），预估10年内中国的石油需求将从目前的每日600万桶膨胀近一倍至1150万桶。十年前中国进口石油占整体石油需求的比例才6%，现在已经提高到三分之一，到2020年预期将有60%的石油都必须来自进口。汽车工业将是汽柴油消费最主要的生意推动力。乙烯工业的发展将使化工用油进一步上升，中国需要进口更多的石脑油。今后20年，国内原油产量虽然将继续呈上升趋势，但增幅有限，预计2010年和2020年产量将分别达到1.7亿吨和1.8亿吨左右。
1.2基本概念和术语
基本概念：石油工业的废水污染主要包括石油开采废水、炼油废水和石油化工废水三个方面。油田开采出的原油在脱水处理过程中排出含油废水这种废水中还含有大量溶解盐类，其具体成分与含油地层地质条件有关。
炼油厂排出的废水主要是含油废水、含硫废水和含碱废水。含油废水是炼油厂最大量的一种废水，主要含石油，并含有一定量的酚、丙酮、芳烃等；含硫废水具有强烈的恶臭，对设备具有腐蚀性；含碱废水主要含氢氧化钠，并常夹带大量油和相当量的酚和硫，pH可达11～14。
石油化工废水成分复杂。裂解过程的废水基本上与炼油废水相同，除含油外还可能有某些中间产物混入，有时还含有氰化物。由于产品种类多且工艺过程各不相同，废水成分极为复杂。总的特点是悬浮物少，溶解性或乳浊性有机物多，常含有油分和有毒物质，有时还含有硫化物和酚等杂质。
术语 ：“三同时”制度、环境影响评价制度、PH、BOD、油类污染物

第二章 环境监察的工作依据
2.1政策
政策：2015年环境监察工作总体思路是学习贯彻党的十八届三中、四中全会精神，以全面落实新《环境保护法》、国办《通知》要求和组织开展环境保护大检查为重点，认真贯彻全国环境保护工作会议精神，坚持严格规范执法、公开公正执法、高效廉洁执法，强化对下级政府环境保护工作的监督检查，加大违法案件查办和信息公开力度，坚决打击各类环境违法行为，加强队伍建设和管理，落实执法责任制，逐步建立适应新常态的环境监管执法体制机制。

2.2法律依据和标准规范
法律依据：
《环境保护法》第十六条规定：“地方各级人民政府应当对本辖区的环境质量负责〃
《环境保护法》第二十四条规定：“产生环境污染和其他公害的单位，必须把环境保护工作纳入计划，建立环境保护责任制度〃
《环境保护法》第十四条规定：“县级以上人民政府环境保护行政主观部门或者其他依照法律规定行使环境监督管理权的部门，有权对管辖范围内的排污单位进行现场检查，被检查的单位应当如实反映情况，提供必要的资料。”
《水污染防治法》第十六条规定：“省级以上人民政府对实现水污染物达标排放仍不能达到国家规定的水环境质量标准的水体，可以实施该重点污染物的总量控制制度，并对有排污量削减任务的企业实施重点污染物排放量核定制度。”
《环境保护法》第四十一条规定；“造成环境污染危害的，有责任排除危害，并对直接受到损害的单位或者个人赔偿损失。《海洋环境保护法》、《水污染防治法》、《水污染防治法实施细则》、《大气污染防治法》、《固体废物污染环境防治法》、《噪声污染防治法》都有相似规定。

标准规范：《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准
《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅳ类标准
《黑龙江省地面水环境质量功能区划分和水环境质量补充标准(DB23/485-1998)
《声环境质量标准》(GB3096-2008)中的 3 类标准
《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T19923-2005）
《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）
《循环冷却水用再生水水质标准》（HG/T3923-2007）
《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中表 4 三级标准
《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）
《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的 3 类标
准

第三章 建设项目现场监察要点
3.1选址
本项目为对中国石油哈尔滨石化公司污水回用优化改造项目。 本项目利用厂内生产装置区厂房，不另新建构筑物。 本项目改造工程新增设备置于中国石油哈尔滨石化公司原电站水处理厂房内。
哈尔滨市位于黑龙江省南部，东经 125°42′～130°10′，北纬 44°04′～46°40′，地处中国东北北部地区，行政区总面积 53000km。中国石油哈尔滨石化公司位于哈尔滨市化工路 173 号， 西临化工路，隔道为哈尔滨石油化工厂，西南临哈尔滨液化石油气有限公司，北面为玻璃厂，东北为禧龙陶瓷大市场与车辆厂。本项目的地理位置图见图1。
本项目所在地位于哈尔滨市，地处松花江中游，属于松嫩冲积平原东南缘，地势平坦，冲沟发育。地表为第四纪沉积物覆盖。该地区地震基本裂度为 6 度。
3.2环评制度执行
中国石油哈尔滨石化公司在进行工程建设之前，对其活动可能造成的周围地区环境影响进行调查、预测和评价，并提出了防治环境污染和破坏的对策，且以制定相应方案与措施。
如：
1.地下水污染防治措施：本项目在对污水回用过程中，如发生管道破裂等泄漏事故，防渗措
施不到位，可能对地下水造成影响。要求污水收集、回用、排放管材的选取严格执行国家的标准规范，污水管网采用具有优异的抗腐蚀性、密封性、柔韧性、可靠性、耐老化性等特性的壁管，减小运行过程中管网的渗漏量。污水处理场等处理设施的采取地面硬化等防渗措施，防止废水及泄漏原辅材料下渗进入地下水。在生产运营过程中应加强管理，杜绝跑冒滴漏事故的发生。中国石油哈尔滨石化公司厂址地层含水层上有连续粉质粘土层（隔水层），地层防渗性能较好。因此，本项目在正常工况下，本项目的废污水对厂区及其周边地区的地下水环境产生影响很小。本项目的药剂主要为固体药剂，置于加药间的药剂堆放间内贮存，存储时间约为 7 天，要求对药剂堆放间的地面进行硬化等防渗措施，避免发生渗漏影响地下水；
2、水污染防治措施：
本项目为污水回用工程，污水处理规模为 350m3/h，中水回用系统回收率为 75%，污水回用系统产水规模 260 m3/h，出水回用于电站锅炉37补给水的补水量为 160m3/h，用于循环冷却水的水量为 100m3/h，中水回用系统产生的浓水水量为 90m3/h，浓水进入含盐废水处理系统进行处理，达标后排放。 企业现有含盐污水处理规模为 50 m3/h，电站化学水含盐废水量约为 10 m3/h，现有含盐污水处理规模不能将本项目产生的所有浓水全部进行处理，为了将全部含油污水均进行回用，企业计划将含盐污水处理工段处理能力由 50 m3/h 扩大到 100 m3/h。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为 COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理，处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用，浓水排入含盐污水处理站处理。本项目污水排放量为 1825t/a。由于装置定员由场内调配，项目不增加生活污水排放量。企业现有 RO 回用水处理规模为 120 m3/h，根据企业自行监测结果，进水水质情况为： COD52.8mg/L， BOD53.71 mg/L，氨氮 0.57 mg/L， SS7 mg/L，石油类 1.51 mg/L；出水水质情况为：COD15.2mg/L，BOD50.83 mg/L，氨氮 0.57 mg/L，SS2mg/L，石油类 0.73mg/L。均可满足《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T19923-2005）、《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）、《循环冷却水用再生水水质标准》（HG/T3923-2007）水质要求。本项目与现有 RO 回用水处理工艺类似，因此本项目实施后，水质也可满足相应回用水质要求。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理，处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用改扩建后的含盐污水处理厂预计 2014 年 12 月投入使用，含盐污水处理厂改扩建项目现已另做环评，并已报送哈尔滨市环保局。含盐污水处理厂采用“机械格栅+含盐污水调节罐+斜板溶气气浮+生化池（活性污泥法） +澄清池+多介质过滤器+臭氧催化氧化+曝气生物滤池（BAF） ” 处理工艺，处理规模为 100m3/h。出水水质可达到 COD60mg/L，氨氮 15 38mg/L，符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表 4 三级标准。
3.2“三同时”制度执行
根据我国2015年1月1日开始施行的《环境保护法》第41条规定：“建设项目中防治污染的设施，应当与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。防治污染的设施应当符合经批准的环境影响评价文件的要求，不得擅自拆除或者闲置。”
中国石油哈尔滨石化公司在进行项目建设时严格执行了“三同时”制度。
3.3试生产管理
1、废气
本项目为中国石油哈尔滨石化公司污水回用项目，生产运营过程中没有废气产生。
2、废水
本项目为污水回用工程，污水处理规模为 350m3/h，中水回用系统回收率为 75%，污水回用系统产水规模 260 m3/h，出水回用于电站锅炉补给水的补水量为 160m3/h，用于循环冷却水的水量为 100m3/h，中水回用系统产生的浓水水量为 90m3/h，浓水进入含盐废水处理系统进行处理，达标后排放。 企业现有含盐污水处理规模为 50 m3/h，电站化学水含盐废水量约为 10 m3/h，现有含盐污水处理规模不能将本项目产生的所有浓水全部进行处理，为了将全部含油污水均进行回用，企业计划将含盐污水处理工段处理能力由 50 m3/h 扩大到 100 m3/h。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为 COD 和少量油类，排入含油污水管网送污水处理场处理， 本项目污水排放量为 1825t/a。由于装置定员由场内调配，项目不增加生活污水排放量。
3、噪声
本项目主要为各种机泵等产生的噪声，其声级值为 70~90dB（A）。
4、固体废物
本项目为中国石油哈尔滨石化公司污水回用项目，生产运营过程中没有固体废物产生。

第四章 现场监察方法
4.1资料检查

材料与实际情况一致，且符合国家现行法律。

4.2现场检查
地表水：
中国石油哈尔滨石化公司废水经厂区污水处理场处理达标后经由市政污水管网排入文昌污水处理厂，处理后最终排入松花江。松花江朱顺屯江段规划水质为 III 类水体，阿什河口下至大顶子山江段规划水质为Ⅳ类水体，根据 2013 年松花江哈尔滨江段水质监测结果：朱顺屯断面规划类别 III 类，断面实际类别也可达到 III 类；阿什河口下断面、呼兰河口下断面及大顶子山断面规划水体类别为Ⅳ类，断面实际类别可达到 III 类。因此评价江段朱顺屯断面、阿什河口下断面、呼兰河口下断面和大顶子山断面可满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中标准，水环境现状朱树屯满足 III 类水体功能类别要求，阿什河口下至大顶子山断面满足Ⅳ类水体功能类别要求。
地下水：
地下水监测点东北农业大学、黄家崴子、东风镇引用已批复的《中国石油哈尔滨石化分公司 3 万吨/年甲乙酮装置消瓶颈技术改造项目环境影响报告书》中 2011 年 12 月监测数据，现状监测时间为 2011 年 12月 8~10 日，连续监测三天，每天 1 次；滨城公司（中国石油哈尔滨石化公司厂界）监测数据引用已批复的《中国石油哈尔滨石化公司 90 万吨/年汽油精制装置建设项目环境影响报告书》中 2012 年 3 月 29 日~3月 31 日，连续监测三天，每天 1 次。根据监测结果，东北农业大学的总硬度超标，超标倍数为 1.0950倍；黄家崴子的总大肠菌群超标，超标倍数为 11 倍，其余监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的 III 类标准限值要求，分析原因总硬度超标为当地地质原因所致，总大肠菌群超标原因为水源受生活污水污染所致。其中滨城公司紧邻中国石油哈尔滨石化公司厂区，由地下水监测结果可以看出，其所在地地下水水质良好，没有超标现象。
防治措施：
本项目为污水回用工程，污水处理规模为 350m3/h，中水回用系统回收率为 75%，污水回用系统产水规模 260 m3/h，出水回用于电站锅炉37补给水的补水量为 160m3/h，用于循环冷却水的水量为 100m3/h，中水回用系统产生的浓水水量为 90m3/h，浓水进入含盐废水处理系统进行处理，达标后排放。 企业现有含盐污水处理规模为 50 m3/h，电站化学水含盐废水量约为 10 m3/h，现有含盐污水处理规模不能将本项目产生的所有浓水全部进行处理，为了将全部含油污水均进行回用，企业计划将含盐污水处理工段处理能力由 50 m3/h 扩大到 100 m3/h。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为 COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理，处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用，浓水排入含盐污水处理站处理。本项目污水排放量为 1825t/a。由于装置定员由场内调配，项目不增加生活污水排放量。企业现有 RO 回用水处理规模为 120 m3/h，根据企业自行监测结果，进水水质情况为： COD52.8mg/L， BOD53.71 mg/L，氨氮 0.57 mg/L， SS7 mg/L，石油类 1.51 mg/L；出水水质情况为：COD15.2mg/L，BOD50.83 mg/L，氨氮 0.57 mg/L，SS2mg/L，石油类 0.73mg/L。均可满足《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T19923-2005）、《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）、《循环冷却水用再生水水质标准》（HG/T3923-2007）水质要求。本项目与现有 RO 回用水处理工艺类似，因此本项目实施后，水质也可满足相应回用水质要求。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理，处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用改扩建后的含盐污水处理厂预计 2014 年 12 月投入使用，含盐污水处理厂改扩建项目现已另做环评，并已报送哈尔滨市环保局。含盐污水处理厂采用“机械格栅+含盐污水调节罐+斜板溶气气浮+生化池（活性污泥法） +澄清池+多介质过滤器+臭氧催化氧化+曝气生物滤池（BAF） ” 处理工艺，处理规模为 100m3/h。出水水质可达到 COD60mg/L，氨氮 15 38mg/L，符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表 4 三级标准。
4.3现场测算
本项目为污水回用工程，污水处理规模为 350m3/h，中水回用系统回收率为 75%，污水回用系统产水规模 260 m3/h，出水回用于电站锅炉补给水的补水量为 160m3/h，用于循环冷却水的水量为 100m3/h，中水回用系统产生的浓水水量为 90m3/h，浓水进入含盐废水处理系统进行处理，达标后排放。 企业现有含盐污水处理规模为 50 m3/h，电站化学水含盐废水量约为 10 m3/h，现有含盐污水处理规模不能将本项目产生的所有浓水全部进行处理，为了将全部含油污水均进行回用，企业计划将含盐污水处理工段处理能力由 50 m3/h 扩大到 100 m3/h。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为 COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理， 处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用，浓水排入含盐污水处理站处理。本项目污水排放量为 1825t/a。由于装置定员由场内调配，项目不增加生活污水排放量。企业现有 RO 回用水处理规模为 120 m3/h，根据企业自行监测结果，进水水质情况为： COD52.8mg/L， BOD53.71 mg/L，氨氮 0.57 mg/L， SS7 mg/L，石油类 1.51 mg/L；出水水质情况为：COD15.2mg/L，BOD50.83 mg/L，氨氮 0.57 mg/L，SS2mg/L，石油类 0.73mg/L。均可满足《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T19923-2005）、《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）、《循环冷却水用再生水水质标准》（HG/T3923-2007）水质要求本项目与现有 RO 回用水处理工艺类似，因此本项目实施后，水质也可满足相应回用水质要求。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理，处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用。改扩建后的含盐污水处理厂预计 2014 年 12 月投入使用，含盐污水处理厂改扩建项目现已另做环评，并已报送哈尔滨市环保局。含盐污水处理厂采用“机械格栅+含盐污水调节罐+斜板溶气气浮+生化池（活性污泥法） +澄清池+多介质过滤器+臭氧催化氧化+曝气生物滤池（BAF） ” 处理工艺，处理规模为 100m3/h。出水水质可达到 COD60mg/L，氨氮 15 mg/L，符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表 4 三级标准。
4.4现场访谈
为了了解该项目的具体情况，我们对该项目的负责人进行了一些询问
问：是否有进行环保投资？
答：这是肯定的，本项目为中国石油哈尔滨石化公司污水回用项目，总投资 3993.8万元， 其中环保投资为 70 万元， 因此本项目环保投资所占比例为 1.75%。
问：对于项目进行中产生的噪声你们是如何处理的？
答：本项目主要噪声源为各种机泵等产生的噪声，其声级值为 70~90dB（A）。 设备置于设备间中，选用低噪声设备，采取减振隔声处理，不能设置于设备间中的设备，采用减振隔声处理，再经距离衰减，厂界噪声可达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中 3 类标准的限值要求。
问：施工过程中产生的固体废物你们如何处置？
答：施工期建筑垃圾与生活垃圾分开堆放，建筑垃圾堆放在固定场所，由施工单位及时送至建筑垃圾填埋场，生活垃圾由环卫统一处理。
由于企业位于工业园区，周边并无居民，所以没有对周边居民进行提问。

第五章 现场监察程序
5.1监察准备
（l）与环保局其他部门沟通，及时收集污染防治设施相关信息；
（2）从日常现场监察工作中收集信息；
（3）根据信访投诉，群众举报收集信息；
5.2制订方案
对采集来的污染源信息进行加工整理。按照污染源的位置分布、所属行业类别、排放污染物的类别规模大小、经济类别、所属流域、污染物排放去向等分类，建立污染源信息的动态数据库，并利用计算机等现代化管理设备对数据进行管理。应积极运用这些软件，以提高信息的提取速度和准确性。用计算机管理对变化了的情况进行随时补充和修改。
在污染源原始数据库建立的基础上，制订污染源现场检查计划。
结合本项目，本项目为对中国石油哈尔滨石化公司污水回用优化改造项目。 本项目利用厂内生产装置区厂房，不另新建建/构筑物。 本项目改造工程新增设备置于中国石油哈尔滨石化公司原电站水处理厂房内。
企业现有排水系统采用清污分流制，分别为含油污水系统、酸性水系统、生活污水系统、含盐污水系统和清净雨水系统。含油污水、汽提后酸性水、生活污水排至污水处理场含油污水流程处理，达标后一部分回用（一部分直接回用于循环水系统，一部分废水进一步净化处理后回用于锅炉用新鲜水补水） ，一部分与处理达标的含盐污水一同外排；电站化学水处理排放含盐水、污水回用装置排放浓水排入污水处理场含盐流程中处理，达标后排放。清净雨水在厂内汇集后排出厂外，与公司其它废水排入市政污水管网，进入文昌污水处理厂，最终处理达标后排入松花江。污水场处理能力含油污水 350m3/h、含盐污水 50m3/h，污水回用处理能力 150m3/h，其中 RO 反渗透污水回用能力 120 m3/h。含油污水经处理后一部分回用一部分外排， 回用水质满足 《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T19923-2005）、《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）、《循环冷却水用再生水水质标准》（HG/T3923-2007）标准要求；含盐污水经处理符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表 4 三级标准后，与部分含油废水一同经市政污水管网排入文昌污水处理厂，最终处理达标后排入松花江。
结合企业情况，应先监测其污水处理是否达标后排放，如未达标，应及时处理。

5.3现场检查
（1）本项目主要处理对象为中国石油哈尔滨石化公司含油废水处理工程的出水，处理规模为 350 m3/h。 本项目的辅助材料主要为阻垢剂 （主要成分乙二胺四亚甲基磷酸） 亚硫酸氢钠、NaClO（10%）、NaOH（30%）、HCl（31%） 。
（2）企业现有排水系统采用清污分流制，分别为含油污水系统、酸性水系统、生活污水系统、含盐污水系统和清净雨水系统。含油污水、汽提后酸性水、生活污水排至污水处理场含油污水流程处理，达标后一部分回用（一部分直接回用于循环水系统，一部分废水进一步净化处理后回用于锅炉用新鲜水补水） ，一部分与达标的含盐污水一同外排；电站化学水处理排放含盐水、污水回用装置排放浓水排入污水处理场含盐流程中处理，达标后排放。清净雨水在厂内汇集后排出厂外，与公司其它废水排入市政污水管网，进入文昌污水处理厂，最终处理达标后排入松花江。污水场处理能力含油污水 350m3/h、含盐污水 50m3/h，污水回用处理能力 150m3/h，其中 RO 反渗透污水回用能力 120 m3/h。含油污水经处理后一部分回用一部分外排，回用水质满足《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T19923-2005）、《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）、《循环冷却水用再生水水质标准》（HG/T3923-2007）标准要求；含盐污水经处理符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表 4 三级标准后，与部分含油废水一同排放。公司污水处理场现处理规模为 400m3/h，污水处理场分为含油污水、含盐污水处理两个流程，含油污水处理后一部分直接回用于循环水，一部分进入污水回用装置深度处理后回用作电站锅炉新鲜水补充水，一部分直接排放。含盐污水处理符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表 4 三级标准后，与部分含油废水一同经市政污水管网排入文昌污水处理厂，最终处理达标后排入松花江。污水处理与回用工艺流程图如图 3、图 4。催化裂化、加氢等装置产生的酸性废水，首先经现有酸性水汽提装置处理后部分直接回用，剩余排入含油污水系统进入污水处理场含油流程处理。

（3）污染排放情况

5.4视情处理
经现场检查结果表明，中国石油哈尔滨石化公司并无异常情况，不进行相应处理。
5.5总结归档

第6章 污染源现场监察要点
6.1产业政策
建立资源节约型国民经济体系和资源节约型社会是关系我国经济社会发展全局的一个重大战略问题。全面构建社会主义和谐社会需要社会全面发展，发展离不开经济发展做后盾。石油工业是经济发展的血液，但是，石油属于不可再生资源，因此，发展石油工业必须落实科学发展观，走资源节约型之路。作为国家经济支柱型企业的中国石油集团，要把党中央、国务院提出的建立资源节约型国民经济体系和资源节约型社会的伟大工程，落实到自己工作的实处，最重要的是用什么样的发展观来发展我们的石油工业。中国石油集团要承担起建设节约型社会的历史责任，就必须走科学发展之路。
从寻找石油到利用石油，大致要经过四个主要环节，即寻找、开采、输送和加工，这四个环节一般又分别称为“石油勘探”、“油田开发”、“油气集输”和“石油炼制”。“石油勘探”有许多方法，但地下是否有油，最终要靠钻井来证实。一个国家在钻井技术上的进步程度，往往反映了这个国家石油工业的发展状况，因此，有的国家竞相宣布本国钻了世界上第一口油井，以表示他们在石油工业发展上迈出了最早的一步。“油田开发”指的是用钻井的办法证实了油气的分布范围，并且油井可以投入生产而形成一定生产规模。从这个意义上说，1821年四川富顺县自流井气田的开发是世界上最早的天然气田。“油气集输”技术也随着油气的开发应运而生，公元1875年左右，自流井气田采用当地盛产的竹子为原料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成“输气管道”，总长二、三百里，在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气达到年产7000多万立方米。
6.2生产现场

6.3污染防止设施
水污染防治措施
施工期废水不得随意泼洒， 施工工地的生产废水和生活污水一同排
入厂区排水干线，送厂区污水处理场处理。
2、空气污染防治措施
① 严格执行《哈尔滨市防治城市扬尘污染物暂行办法》中的有关
规定。
② 施工现场应设置围挡，粉性物料的施工现场、运输道路和空间
应当适时洒水或喷水，保持潮湿；
③ 粉性物料的拉运及存放必须加盖苫布，防止二次扬尘；
④ 建筑残土、垃圾应当及时运离或回填。
3、噪声污染防治措施
应加强施工管理；用噪声较低的环保型设备；高噪声设备设置隔声
屏障；噪声较大的基础施工和结构施工阶段严禁在 22：00～6：00 时间
段内施工。使噪声排放符合国家《建筑施工场界环境噪声排放标准》
（GB12523-2011）的要求，能够被周围声环境所接受。

4、固体废物污染防治措施
施工期建筑垃圾与生活垃圾分开堆放，建筑垃圾堆放在固定场所，
由施工单位及时送至建筑垃圾填埋场，生活垃圾由环卫统一处理。
二、运营期污染防治措施
1、空气污染防治措施
本项目为中国石油哈尔滨石化公司污水回用项目，生产运营过程中没有废气产生。
2、水污染防治措施
本项目为污水回用工程，污水处理规模为 350m3/h，中水回用系统回收率为 75%，污水回用系统产水规模 260 m3/h，出水回用于电站锅炉补给水的补水量为 160m3/h，用于循环冷却水的水量为 100m3/h，中水回用系统产生的浓水水量为 90m3/h，浓水进入含盐废水处理系统进行处理，达标后排放。 企业现有含盐污水处理规模为 50 m3/h，电站化学水含盐废水量约为 10 m3/h，现有含盐污水处理规模不能将本项目产生的所有浓水全部进行处理，为了将全部含油污水均进行回用，企业计划将含盐污水处理工段处理能力由 50 m3/h 扩大到 100 m3/h。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为 COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理，处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用，浓水排入含盐污水处理站处理。本项目污水排放量为 1825t/a。由于装置定员由场内调配，项目不增加生活污水排放量。企业现有 RO 回用水处理规模为 120 m3/h，根据企业自行监测结果，进水水质情况为： COD52.8mg/L， BOD53.71 mg/L，氨氮 0.57 mg/L， SS7 mg/L，石油类 1.51 mg/L；出水水质情况为：COD15.2mg/L，BOD50.83 mg/L，氨氮 0.57 mg/L，SS2mg/L，石油类 0.73mg/L。均可满足《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T19923-2005）、《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-2007）、《循环冷却水用再生水水质标准》（HG/T3923-2007）水质要求。本项目与现有 RO 回用水处理工艺类似，因此本项目实施后，水质也可满足相应回用水质要求。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为COD 和少量油类，排入含油污水管网送含油污水处理场处理，处理后排入本项目的污水回用系统继续处理，处理达标后回用改扩建后的含盐污水处理厂预计 2014 年 12 月投入使用，含盐污水处理厂改扩建项目现已另做环评，并已报送哈尔滨市环保局。含盐污水处理厂采用“机械格栅+含盐污水调节罐+斜板溶气气浮+生化池（活性污泥法） +澄清池+多介质过滤器+臭氧催化氧化+曝气生物滤池（BAF） ” 处理工艺，处理规模为 100m3/h。出水水质可达到 COD60mg/L，氨氮 15 38mg/L，符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表 4 三级标准。从地表水环境的角度而言，本项目的建设是可行的。
3、噪声污染防治措施
本项目主要噪声源为各种机泵等产生的噪声，其声级值为 70~90dB（A）。 设备置于设备间中，选用低噪声设备，采取减振隔声处理，不能设置于设备间中的设备，采用减振隔声处理，再经距离衰减，厂界噪声可达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中 3 类标准的限值要求。
4、固体废物污染防治措施
本项目为中国石油哈尔滨石化公司污水回用项目，生产运营过程中没有固体废物产生。
5、地下水污染防治措施
本项目在对污水回用过程中，如发生管道破裂等泄漏事故，防渗措施不到位，可能对地下水造成影响。要求污水收集、回用、排放管材的选取严格执行国家的标准规范，污水管网采用具有优异的抗腐蚀性、密封性、柔韧性、可靠性、耐老化性等特性的壁管，减小运行过程中管网的渗漏量。污水处理场等处理设施的采取地面硬化等防渗措施，防止废水及泄漏原辅材料下渗进入地下水。在生产运营过程中应加强管理，杜绝跑冒滴漏事故的发生。中国石油哈尔滨石化公司厂址地层含水层上有连续粉质粘土层（隔水层），地层防渗性能较好。因此，本项目在正常工况下，本项目的废污水对厂区及其周边地区的地下水环境产生影响很小。本项目的药剂主要为固体药剂，置于加药间的药剂堆放间内贮存，存储时间约为 7 天，要求对药剂堆放间的地面进行硬化等防渗措施，避免发生渗漏影响地下水。
6.4环境应急建设
1.成立环境应急响应小组
1.1负责环境污染事故的逐级上报以及上传下达，并负责事故应急预案的实施。
1.2 办公室接到环境污染事故报告后，立即向领导小组组长报告(组长不在,直接向副组长报告）。报告的主要内容有：发生事故的时间、地点、伤亡人数、事故原因及自救情况。同时将事故的基本情况向领导小组其他成员报告。
1.3听从领导小组的随时调遣，随时投入救援工作，实施救援方案。按照领导小组的指示，及时赶往事发环境污染事故或及时与事发单位联系，并指导事故单位做好事故抢救工作。
2. 事故的分类及应急救援措施
2.1事故的分类是指粉尘控制、噪音控制、污水控制、固废控制。
2.2应急救援办公室接到报告后，立即报告领导小组组长、副组长及其他成员，同时按规定上报公司有关人员。办公室工作人员立即进入各自工作岗位。
2.3通讯联络保证全天候服务，及时与公司、事故单位、事故现场保持联络，及时将抢救情况反馈到公司应急救援领导小组。
3. 处理措施
3.1粉尘控制
① 严格执行《哈尔滨市防治城市扬尘污染物暂行办法》中的有关
规定。
② 施工现场应设置围挡，粉性物料的施工现场、运输道路和空间
应当适时洒水或喷水，保持潮湿；
③ 粉性物料的拉运及存放必须加盖苫布，防止二次扬尘；
④ 建筑残土、垃圾应当及时运离或回填。

3.2噪音控制
施工时加强施工管理；用噪声较低的环保型设备；高噪声设备设置隔声屏障；噪声较大的基础施工和结构施工阶段严禁在 22：00～6：00 时间段内施工。使噪声排放符合国家《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）的要求，能够被周围声环境所接受。
生产时主要噪声源为各种机泵等产生的噪声，其声级值为 70~90dB（A）。 设备置于设备间中，选用低噪声设备，采取减振隔声处理，不能设置于设备间中的设备，采用减振隔声处理，再经距离衰减，厂界噪声可达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中 3 类标准的限值要求。
3.3污水控制
本项目为污水回用工程，污水处理规模为 350m3/h，中水回用系统回收率为 75%，污水回用系统产水规模 260 m3/h，出水回用于电站锅炉补给水的补水量为 160m3/h，用于循环冷却水的水量为 100m3/h，中水回用系统产生的浓水水量为 90m3/h，浓水进入含盐废水处理系统进行处理，达标后排放。 企业现有含盐污水处理规模为 50 m3/h，电站化学水含盐废水量约为 10 m3/h，现有含盐污水处理规模不能将本项目产生的所有浓水全部进行处理，为了将全部含油污水均进行回用，企业计划将含盐污水处理工段处理能力由 50 m3/h 扩大到 100 m3/h。本项目排放的生产废水主要为装置及地面清洗水。主要污染物为