LNG加气站项目环境影响报告表参考范本.doc

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1、建设项目基本情况项目名称LNG加气站项目建设单位法人代表联系人通讯地址联系电话传真/邮政编码建设地点立项审批部门批准文号建设性质新建行业类别及代码F5264机动车燃料零售占地面积（平方米）3219.88绿化面积（平方米）812总投资（万元）1300其中：环保投资（万元）28.8环保投资占总投资比例2.2%评价经费（万元）预期投产日期2019.8工程内容及规模：一、项目提出的背景及评价任务的由来天然气相对于石油、液化石油气等其他能源，价格优势明显，环保效益显著。天然气汽车产业，是以天然气作为汽车燃料的绿色环保产业；其作为一个新兴产业不仅具有显著的环保效益，还具有良好的经济效益和广泛的社会效益；推

2、广天然气汽车已成为世界清洁汽车的发展方向。鉴于此，市燃气有限公司在市镇村投资新建液化天然气加气站项目。市发展和改革局以河发改备案201916号文同意本项目开展前期工作。本项目建成后可满足本地区天然气汽车的加气需求，并促进市的经济发展。项目地处稷西路旁，来往车辆较多，车流量大，市场价值较高，发展潜力较好。根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国环境影响评价法以及建设项目环境保护管理条例的有关规定，市燃气有限公司LNG加气站项目须进行环境影响评价。市燃气有限公司于2019年1月26日正式委托环境科技有限公司承担本项目的环境影响评价工作。接受委托后，我公司立即组织项目参评人员进行现场踏勘，对工程

3、所在区域自然环境和工程建设情况进行调查了解和实地踏勘。按照国家及山西省环境影响评价技术的有关规定，对该项目的规模、内容进行了详细的了解，对项目相关污染问题进行了认真地分析。另外，还对评价区域及其周围的自然环境特征及主要环境污染问题进行了调研。环评人员根据评价技术导则、国家的法律法规要求和调查结果开展了各专题工作，编制了市燃气有限公司LNG加气站项目环境影响报告表（报审本）。2019年3月28日运城市生态环境局分局主持召开“市燃气有限公司LNG加气站项目环境影响报告表”技术审查会，技术人员根据技术审查意见对报告进行了修改完善，完成了市燃气有限公司LNG加气站项目环境影响报告表（报批本）。现由建设

4、单位报请环保部门审批。二、项目可行性分析判定1、产业政策符合性分析本项目为加气站项目，根据产业结构调整指导目录（2013修订本），天然气为国家鼓励使用的清洁能源，本项目为液化天然气加气站项目，项目的建设可促进市及周边区域交通运输车辆能源结构的调整，属于“鼓励类”中第七类“石油、天然气”的第9项“液化天然气技术开发与应用”项目。因此，本项目的建设符合国家的产业政策。2、三线一单符合性分析根据关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知(以下简称通知)，要求强化“三线一单”约束作用，建立“三挂钩”机制，“三管齐下”切实维护群众的环境权益。“三线一单”，即落实“生态保护红线、环境质量底线、资源

5、利用上线和环境准入负面清单”约束。（1） 生态保护红线市生态保护红线尚未公布实施。根据生态保护红线划定技术指南，生态保护红线是指依法在重点生态功能区、生态环境敏感区和脆弱区等区域划定的严格管控边界，其范围主要包括重点生态功能区、生态敏感区/脆弱区、禁止开发区及其他具有重要生态功能或生态环境敏感、脆弱的区域。陆地重点生态功能区具体包括水源涵养区、水土保持区、防风固沙区、生物多样性维护区等类型；陆地生态敏感区/脆弱区具体包括水土流失敏感区、土地沙化敏感区、石漠化敏感区、高寒生态脆弱区、干旱、半干旱生态脆弱区等；禁止开发区主要包括国家级自然保护区、世界文化自然遗产、国家级风景名胜区、国家森林公园和国

6、家地质公园等类型；其他区域主要包括生态公益林、重要湿地和草原、极小种群生境等。项目位于市镇村，项目占地不涉及“自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区、森林公园、地质公园和重要生态功能区、生态敏感区和脆弱区以及其他要求禁止建设的环境敏感区”。（2） 环境质量底线项目所在地区环境空气中基本污染物PM10、SO2、CO、O3均能满足环境空气质量标准(GB3095-2012)中的二级标准限值，NO2、PM2.5超标，区域地表水、声环境现状良好。本项目不产生生产废水，产生的生活污水进入化粪池，定期清掏沤肥；运营期产生的主要污染物为非甲烷总烃，产生量较小；厂区噪声在采取基础减震等措施后，厂界噪声可满足标

7、准；项目产生的固废均得到合理处置，因此本项目符合环境质量底线要求。（3） 资源利用上限本项目主要资源消耗主要为水、电，项目用水为地表水，且消耗量相对较小，项目所在区域水电资源相对丰富，不会造成区域资源配置短缺现象。因此，本项目建设不超出资源利用上限要求。（4） 环境准入负面清单项目所在区域尚未开展环境准入负面清单编制。根据中华人民共和国国家发展和改革委员会令第9号产业结构调整指导目录(2013修正)，本项目属于“鼓励类”中第七类“石油、天然气”的第9项“液化天然气技术开发与应用”项目，符合国家的产业政策。3、项目选址可行性分析（1）土地性质本项目位于市镇村，不占用耕地、基本农田等，不涉及自然保

8、护区、风景名胜区等敏感区域。根据市国土资源局河国土资函【2019】2号文“关于市燃气有限公司占地情况说明的函”，明确项目所占土地类型为建设用地，符合镇土地利用总体规划（2006-2020年），相关文件见附件4。（2）燃气规划符合性本项目位于市镇村，主要建设内容为设1座60m3LNG储罐，根据市住房保障和城乡建设管理局关于“市燃气有限公司LNG加气站项目的选址意见”，明确项目的选址符合市燃气专项规划（2014-2030年），同意项目的选址。相关文件见附件5。（3）敏感目标符合性分析 项目所在区域的饮用水水源地有龙门镇集中供水水源、铝厂北源集中供水水源、小梁乡集中供水水源、柴家乡集中供水水源、阳村

9、乡集中供水水源及市城区水源地。本项目不在上述水源地保护区范围内，距离项目最近的水源地为龙门镇集中供水水源地，与项目的距离为15.8km。山西运城湿地省级自然保护区位于山西省南部边缘，地理坐标为东经11017021124700，北纬343651353930之间，西起山西省市禹门口，东至垣曲县小浪底水库与河南省交界，包括山西省、万荣、临猗、永济、芮城、平陆、夏县和垣曲等8个县（市）的黄河及支流河道、滩涂等湿地以及运城市盐湖、永济市伍姓湖等自然湖泊，保护区内黄河河道全长384.5km，保护区总面积86861hm2。本项目不在自然保护区范围内，西距运城湿地自然保护区实验区东边界约16.6km。综上所述

10、，项目的建设符合产业政策，满足三线一单的要求，项目占地不涉及敏感目标，因此项目选址可行。三、项目概况1、项目名称市燃气有限公司LNG加气站项目2、建设性质新建3、建设地点本项目位于山西省市镇村，稷西路以南，项目中心地理坐标为N354126.08，E1104620.71。项目地理位置优越，交通便利。交通位置图见附图1，地理位置见附图2。4、建设规模本项目设1座60m3的LNG低温储罐，日加气量为35000Nm3/d，根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2012），本项目为三级加气站。5、工程主要建设内容本项目主要建设内容包括：加气站房（包括卫生间、办公室、营业厅等）、LNG工艺装置

11、区(设置1座60m3的LNG储罐，1座LNG泵阀撬体、防护堤等），汽车加气岛（设置2台LNG加气机，防撞栏、加气棚等）等。本工程主要建设内容见表1，主要工艺设备见表2。表1 工程主要建设内容一览表建设内容主要工程建设内容及规模项目进展情况主体工程LNG加气站房位于加气站的西侧，双层砖混结构，尺寸为21.26.02m，包括卫生间、办公室、营业厅等未建LNG工艺装置区LNG潜液泵撬1座，由LNG潜液泵、卸车/储罐增压器、低压EAG 加热器组成未建防护堤H=1.2m，防护堤长为21m。混凝土结构，沿LNG储罐周围建设未建LNG加气岛双枪LNG加气机2台未建加气罩棚尺寸为25.021.0m，轻型钢结构

12、，耐火等级二级未建储运工程LNG储罐1座60m3，圆筒式真空粉末绝热储罐，储罐设ITT液位计、压力变送器、温度变送器、压力表和温度表各一套，罐体顶部设安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口未建辅助工程PLC自动控制系统1套,自动化监控系统主要由电控室监控计算机、站控PLC控制柜、可燃气体报警控制系统等组成。未建配套阀门站内LNG工艺系统设有手动截止阀、安全放散阀；还设有气动切断阀、止回阀等。LNG 储罐的进、出液管道上设有气动紧急切断阀；液相管道上两个截止阀之间设置安全阀。未建围墙H=2.4m，砖混结构未建加气机防撞栏H=0.5m，不锈钢材质未建放空BOG气体回收装置在加气过程中设回

13、收装置未建避雷设置在放空管等设备顶端安装避雷设置未建公用工程供水由村自来水管网提供未建排水站内排水体制采用雨污分流制，站场内的生活污水经过站内污水管道排入化粪池中，由当地村民拉走沤肥；罩棚雨水经雨水落水管收集后，排入站内管道，统一收集后排出站外，其余雨水均利用站内坡度散排。未建供热本项目冬季采暖用燃气壁挂炉。采暖单元为站房未建制冷本项目夏季制冷采用分体空调。制冷单元为站房未建供电本工程电源采用10kV单回路供电,由市电提供一路10kV高压电源，其容量可满足加气站内所有电气设备用电负荷需要；此外，厂区还设有1台40KV的备用柴油发电机组未建环保工程LNG储罐、LNG罐车、加气系统设一套BOG回收

14、系统，作为燃料用于壁挂炉采暖使用未建LNG储罐、LNG罐车、加气系统放散管管口应高出设备平台及以管口为中心半径12米范围内的建（构）筑物2米即以上，且应高出所在所在地面5米以上未建机动车尾气使用清洁能源作为燃料未建备用柴油发电机组自带尾气净化装置发电机，采用0柴油未建生活污水生活污水排入站内10m3的化粪池，由附近村民定期清掏，不外排。未建LNG储罐降温喷淋水采用H=1.2m，总长为21m的LNG防护堤收集后循环利用未建生活垃圾站内设垃圾筒定点收集，交由环卫部门统一处理未建噪声选用低噪设备、基础减震、柔性连接未建绿化场地绿化面积812未建表2 项目主要设备一览表序号设备名称规格型号数量(台/组

15、)1LNG储罐V=60m312LNG低温泵撬/13LNG 潜液泵Q=8-340L/min（液态）24卸车/储罐增压器Q=300Nm3/h15低压EAG加热器Q=150Nm3/h16LNG加气机Q=80kg/min27PLC自动控制系统/18放空BOG气体回收装置/19低压放空系统/110备用柴油发电机40KV16、占地面积本工程占地面积3219.88m2。7、工程投资及来源项目总投资为1300万元，由企业自筹。8、劳动定员及工作制度 劳动定员：本项目劳动总定员为6人。工作制度：365天/年，3班/天，8小时/班。9、天然气组分及性质本项目的天然气组分见表3。 表3 液化天然气主要组分表（mol

16、%） 序号名称分子式体积比（%）1甲烷CH497.52乙烷C2H61.83丙烷C3H80.24氮气N20.5本项目的天然气参数见表4。表4 天然气物性参数序号参数数值1分子量16.412气化温度-162.6（常压）3临界温度-82.45（液态变为气态的温度）4液相密度430kg/m35气相密度0.68kg/m36液态/气态膨胀系数632.2m3/m37燃点6508热值35.58MJ/NM310、主要技术经济指标本工程主要技术经济指标见表5。表5本项目主要技术经济指标序号项 目单 位数 量1总占地面积m23219.882定员人63总建筑物面积m2592.504工程总投资万元13005绿化面积81

17、26建筑系数%13.387容积率/0.0611、公用工程1.给排水1）给水（1）给水水源本项目给水由站外西南侧的村供水管网供给。（2）用水量本项目用水主要是站内职工及外来人员生活用水、浇洒道路、储罐喷淋用水、场地及绿化用水等，供水压力不低于0.25MPa。生活用水本项目站内不设浴室，厕所采用水冲厕。本项目站内职工共6人，生活用水量标准按80L/d计，用水量为0.48m3/d。加气站外来人员用水主要为少量饮水及洗手用水，用水量标准按5L/d计。根据加气站日供气量、加气车辆数量，项目外来人员按100人计，则用水量为0.5m3/d。合计总生活用水量为0.98m3/d。地面、绿化用水地面洒水：本项目站

18、内场地及道路面积为1800m2，洒水标准按0.5L/m2次计，夏季每日2次，则项目洒水用水为1.8m3/d。绿化用水：本项目站内绿化面积为812m2，用水标准按0.28m/m2a计，冬季不用水，则用水量为227.36m3/a，则日用水量为0.93m3/d。喷淋用水根据项目所在地高温情况，夏季高于35的天气约11天/年，每天需喷淋时间约6小时（10点到16点时段），根据项目规模，项目夏季LNG罐体喷淋用水量约为3m3/h，则项目用于人工喷淋储罐的用水量为198m3/a。2）排水本项目站内排水体制采用雨污分流制，站场内的生活污水经过站内污水管道排入化粪池中，由当地村民拉走沤肥；罩棚雨水经雨水落水管

19、收集后，排入站内雨水管道统一收集后排出站外，其余雨水均利用站内坡度散排至稷西路。项目工程建设完成后全站水量平衡详见表6及图1、图2。表6 全站水平衡表 用水单元用水指标用水量（m3/d）消耗量（m3/d）排水量（m3/d）备注生活用水80L/人天0.480.100.386人地面洒水1800m20.5L/（m2次）1.81.802次/日，非采暖期绿化用水812m20.28m3/m2a0.930.930非采暖期储罐喷淋用水-18180夏季高于35的天气约11天/年，每天需喷淋时间约6小时（10点到16点时段）合计21.2120.830.38-生活用水新鲜水21.21绿化用水0.480.38化粪池0

20、.10道路洒水1.80.930.93由周围村庄定期沤肥使用储罐喷淋用水184.513.51.8图1 项目非采暖期水平衡图 (单位m3/d)生活用水新鲜水0.480.480.38化粪池0.10由周围村庄定期沤肥使用图2 项目采暖期水平衡图 (单位m3/d)2、供电加气站供电负荷等级为“三级”。本项目供电电源采用10kv单回路供电，由镇供电管网接入。站内设1座变配电间，内设高压配电设备、一台10kV/0.4kV/250kVA变压器及其低压配电设备，站内线路以箱变为中心，采用放射式配电方式为站内全部用电负荷供电。室外电缆均采用铠装电缆直接埋地敷设，车行道下及进出建筑物处加装保护套管。站外10 kV架

21、空线终端杆处安装跌落式熔断器和高压避雷器。站场内用1台40kw柴油发电机组作为自备应急电源使用。3、供热3.1 建筑采暖本项目采暖建筑物为加气站房，采暖面积小，本项目站内各建、构筑物冬季采暖热负荷计算见表8。表8 建筑采暖耗热量计算表 室外计算温度-8序号建、构筑物名称室内计算温度（）采暖建筑物体积（m3）单位体积采暖耗热指标W/m3.室内外温度差（）建筑采暖耗热量（W）1加气站房181526.41.62663498.242合计/63498.24通过计算可知，本项目站内各建、构筑物耗热量总计为68.50KW，取管网热损失系数为1.1，则厂区采暖热负荷共计为Q=68.501.1=69.85KW。

22、本项目采暖期站房采用2台燃气壁挂炉取暖，使用的壁挂炉热负荷为40KW，热效率为88%可以满足本项目站内建筑采暖耗热需求。3.2 制冷本项目采用分体空调制冷。3.3 生活用热本项目站内未设置洗浴，生活用热主要为职工日常生活饮水用热，饮用水全部由电热水器供给。4、 消防4.1 消防给水根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012第10.2.2条，设置有地上LNG储罐的一、二级LNG加气站应设消防给水系统。消防系统主要包括可燃气体报警及灭火器材的配置；消防给水系统包括消防泵房及消防水池。本项目为三级加气站，不需设消防给水系统。4.2可燃气体报警可燃气体报警控制系统由可燃气体探测器、控制主

23、机、声光报警、信号输出接口等部分组成，完成对各个区域的可燃气体泄漏量的动态监测、区域和声光报警、报警和联锁控制信号输出等功能。4.3 灭火器材本项目的灭火器材的配置见表9。表9 灭火器材配置表序号配置灭火器区域灭火器配置及规数量（具）1站房5kg手提式ABC类干粉灭火器127kg手提式二氧化碳灭火器42加气罩棚5kg推车式ABC类干粉灭火68kg手提式ABC类干粉灭火/3消防泵房5kg手提式ABC类干粉灭火24辅助用房5kg手提式二氧化碳灭火27kg手提式二氧化碳灭火25工艺装置区，固定拖车位35kg推车式ABC类干粉灭火25kg手提式ABC类干粉灭火612、总平面布置（1）总平面布置一般原则

24、根据站内设施的功能性质、生产流程和实际危险性，结合四邻状况及风向，分区集中布置，减少管线长度，节约投资，方便以后的安全作业和经营管理，同时保持站内场地通畅，站内加气区开阔，方便以后大型车辆或消防车辆的进出。（2）站内分区项目地块为规则长方形，进出口位于稷西路一侧，加气站总平面布置按功能分为加气区、储罐区、站房等。站房位于站区西侧，设有休息室、营业室、电控室、卫生间、开水间；储罐区位于加气区南侧，设有围堰；加气区位于站区中间，由2台LNG加气机和罩棚组成。加气站按车流方向分为进出通道，敞开面对站外道路。本项目位于村的北侧，厂界距离村约640m。北厂界紧邻稷西路。项目平面布置详见附图3。（3）站区

25、道路本站进出站车道净宽大于6m。在站内设有环形消防通道，道路净宽大于4m，满足规范要求。（4）站区围墙对站外设置高度为2.4m的非燃烧实体围墙，防止站内天然气泄漏时影响到站外或站外火源飞入站内，面向道路的一侧敞开布置。（5）站区绿化站内不得种植油性植物，应选择含水量较多的树木，但考虑本站界区较小，站内不能种植能形成树冠的乔木，以免影响泄漏气体的扩散。装置区围墙之间种植树冠小的花木、地面种植草坪。（6） 防火距离本项目与相邻建筑物的防火间距以及站内各建、构筑物之间的防火间距设计均能够满足汽车加油加气站设计与施工规范（GB50156-2012）规范的要求。站内设置环形消防车道，加气站内按GB289

26、4安全标志的规定在室内外醒目处设置安全标志。站内设施之间防火间距详见表10，LNG设备与站外建、构筑物的安全间距见表11。表10 站内设施之间防火间距表（单位：m）设施名称LNG储罐LNG加注机LNG卸车点站房站区围墙标准设计标准设计标准设计标准设计标准设计LNG储罐（三级站）2/48.539.0812.557.5低压放散管口-12.0311.5813.237.3LNG卸车点39.0-14.2-638.426.0LNG加注机418.0-14.2617.2-21.5站房812.5617.2638.4-站内围墙57.5-21.526.0-达标情况达标达标达标达标达标表11 LNG设备与站外建、构筑

27、物的安全间距（m）项目 名称地上LNG储罐（三级站）LNG加气机放散管管口LNG卸车点规范间距实际间距规范间距规范间距规范间距实际间距规范间距实际间距重要公共建筑物80/50/50/50/明火或散发火花地点25/25/25/25/民用建筑保护类别一类保护物二类保护物16/16/16/16/三类保护物14450144421445214458甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐25/25/25/25/其它类物品生产厂房，库房和丙类液体储罐以及容积不大于50m3的埋地甲、乙类液体储罐20/20/20/20/室外变配电站30/30/30/30/铁路50/50/50/50/城市道路快速路、主干路

28、（108国道）8/8/8/8/次干路、支路655612652650架空通信线和通信发射塔0.75倍杆高/0.75倍杆高/0.75倍杆高/0.75倍杆高/架空电力铁路无绝缘层1.5倍杆高/1倍杆高/1倍杆高/1倍杆高/有绝缘层1倍杆高180.75倍杆高210.75倍杆高250.75倍杆高25与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：本项目属新建项目，无原有污染问题。现场踏勘时发现，项目未开始施工建设，现有场地为空地，无遗留环境问题。建设项目所在地自然环境社会环境简况自然环境简况(地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等)：一、地理位置略二、地质、地形地貌略三、气候、气象概况略四、地

29、表水略五、地下水略六、饮用水源地略七、自然保护区略八、矿产资源略九、地震烈度略十、生态环境略环境质量状况建设项目所在地区域环境质量现状及主要环境问题（环境空气、地面水、地下水、声环境、生态环境等）：略主要环境保护目标（列出名单及保护级别）：本项目评价区为农村地区，位于市镇村北640m，项目周围无风景旅游区和文物古迹等需要特殊保护的环境敏感区域。项目主要保护目标为周围居民。具体保护目标及保护要求见表11，保护目标见附图2，项目四邻关系见附图7。表11 主要环境保护目标一览表环境要素保护对象方位距离（m）户数人口保护目标大气环境旭红村NW4304701400环境空气质量标准（GB3095-2012

30、）二级标准村S6404201280北张吴NE820350860张吴E7406001800南张吴SE15003501000贺家巷SW1370120340东侯家庄W1710280880地表水涧河W6330/地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准地下水龙门镇集中供水水源地W15800/地下水质量标准（GB/T14848-2017）类标准周围村庄潜水/项目所在地地下水声环境厂界四周-声环境质量标准（GB3096-2008）2类生态环境地表植被工程占地破坏地表植被严格控制占地范围，厂区绿化面积达812保护级别为：1）环境空气：执行环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准；2）地表水

31、：执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）中类水质标准；3）地下水：执行地下水质量标准（GB/T14848-2017）中类水质标准；4）声环境：执行声环境质量标准（GB3096-2008）2类标准；评价适用标准环境质量标准1、环境空气项目选址位于农村地区，根据环境空气质量标准（GB3095-2012）功能区分类要求，本项目属二类区，执行环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准，环境空气质量中SO2、TSP、NO2、PM10执行环境空气质量标准（GB3095-2012）中二级标准；非甲烷总烃参照河北省地方标准环境空气质量 非甲烷总烃限值（DB13/1577-2012）中二级标准

32、；相关数值见表12。表12 环境空气质量二级标准类别适用标准级别标准值（mg/m3）环境空气环境空气质量标准（GB3095-2012）二级污染物TSPSO2PM10NO2年平均0.200.060.070.04日平均0.300.150.150.08小时平均-0.50-0.2环境空气质量非甲烷总烃限值（DB13/1577-2012）污染物非甲烷总烃小时平均2.02、地表水根据山西省地表水水环境功能区划（DB14/67-2014）要求，项目所在区域地表水属黄河汾河下游区西里大桥段，为农业与一般景观用水保护，执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类水质标准，具体数据见表13。表13地表水环境

33、质量标准类水质标准污染物pHCODBOD5氨氮溶解氧粪大肠菌群标准值6-940102.0240000备注：pH无量纲，其他单位为mg/L三、地下水项目所在区域执行地下水质量标准（GB/T14848-2017）中的类标准。具体数据见下表。表14 地下水质量标准 单位：mg/L（pH除外）序号污染物标准值（III类）序号污染物标准值（III类）1pH6.5-8.512挥发性酚类0.0022总硬度45013氰化物0.053氨氮0.514氯化物2504NO3-N2015砷0.015NO2-N116汞0.0016硫酸盐25017铬(六价)0.057氟化物1.018铅0.018耗氧量3.019镉0.005

34、9溶解性总固体100020铁0.310菌落总数，（CFU/mL)10021锰0.111总大肠菌群（CFU/100mL)3.022石油类0.05四、声环境本项目200m范围内无声环境敏感目标，项目厂界执行声环境质量标准（GB3096-2008）中2类标准，具体数据见表15。表15 噪声标准值标准类别昼间Leq（dBA）夜间Leq（dBA）2类6050污染物排放标准1、废气加气站运营期会有少量的非甲烷总烃，属无组织排放，厂界应执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中相关限值，详见下表。本项目配备1台40KV的柴油发电机，柴油发电机仅在项目区域偶然断电的情况下使用，根据环函【2005

35、】350号文，柴油发电机产生的二氧化硫、CO、颗粒物等污染物可参照执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中相关限值，详见下表。表15 大气污染物综合排放标准相关限值污染类型标准名称及级（类）别监控点浓度mg/m3非甲烷总烃大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）周界外浓度最高点4.0SO2大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）周界外浓度最高点0.40颗粒物大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）周界外浓度最高点1.02、废水本项目生活污水排入场内化粪池，用于项目所在地周围村民的农业种地用肥；项目储罐非采暖期喷淋用水收集后回用于绿化洒水及道路洒水，

36、不外排。3、噪声施工期厂界噪声执行建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）。本项目处于农村地区，周边分布有工业企业，运营期厂界噪声排放执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中的2类标准，标准限值见下表。表16 工业企业厂界环境噪声排放限值 单位：dB（A）污染类型标准名称及级（类）别污染因子标准限值施工期建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）等效声级LAeq昼间70 dB(A)夜间55 dB(A)运营期工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）2类标准昼间60dB(A)夜间50dB(A)4、固体废物本项目产生的一般固体废弃物

37、应执行一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB185992001）及2013年修改单要求；总量控制指标本项目产生的BOG气体采暖期作为壁挂炉燃料使用，本项目产生的BOG气体的放散量为17.5Nm3/d，不足由LNG补充，产生的主要污染物为NOx，产生量较少。本项目放散废气EAG（是指低温系统安全阀放空的低温气体）通过放散管排放，成分主要是甲烷，含有极少量非甲烷总烃，排放数量极少，此外，项目产生的生活废水在化粪池收集后用于周围村庄沤肥，不外排。因此本项目不需申请总量。建设项目工程分析工艺流程简述（图示）：一、施工期工艺流程及产污环节本项目施工期建设内容为场地硬化、建设站房、营业厅等。施工期

38、工艺流程及产污环节如图3所示。清理场地土石方场地硬化建设营业厅、站房G2：扬尘S1:固废G1:扬尘N1:噪声G3:扬尘S2:固废G4:扬尘N3:噪声S4:固废N2：噪声W1:废水S3:固废汽车运输露天堆场图3施工期工艺流程二、运营期工艺流程及产污环节本项目LNG加气站工艺流程见图4。1、工艺流程简述：该LNG加气站工艺流程包括卸车流程、升压流程、汽车加液流程、调饱和流程、泄压流程及回收系统等六个部分。1）卸车流程该站采用浸没式低温泵卸车，LNG 槽车密闭接头LNG 泵流量计LNG 贮罐。从 LNG 液化厂用低温运输槽车将 LNG 运至加气站，LNG压力为1.0Mpa，温度为-162，通过加气站

39、卸车接口、真空管道、潜液泵、流量计、阀门等将 LNG 灌注到加气站的低温贮罐中。2） 升压流程LNG的汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高，一般在0.40.8MPa，而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好。所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温。LNG加气站储罐升压的目的是得到一定压力的饱和液体，在升压的同时饱和温度相应升高。本项目LNG加气站的升压通过增压器与泵联合使用进行升压，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间，需要一个多小时，从而确保加气时间。3）加气流程汽车加液流程：LNG 贮罐LNG泵流量计LNG 车载气瓶给车辆加气时，先将加注管路通过专用的 LNG 加液

40、枪与汽车上的LNG 瓶进液接口相连接，控制贮罐内的压力将 LNG 输送到低温潜液泵中，通过加气面板来控制泵运转输送的流量，同时用 LNG 流量计计量出输送的液体，在控制面板上显示质量（或标方数）和价格。LNG在加气过程中压力恒定为1.2Mpa。温度恒定为-162。4）调饱和流程LNG贮罐LNG泵LNG调饱和加热器LNG贮罐（液相）卸车后，用LNG低压泵将贮罐中的部分LNG输送到汽化器，液体被加热后返回贮罐，直到罐内压力达到设定的工作压力，本流程可实现液体调饱和的功能，可以增加LNG的温度。保持储罐内压力保持在1.2Mpa。5）泄压流程由于系统漏热，LNG气化导致系统压力升高，或者在使储罐升压过程中，储罐中的液体不断汽化，这部分汽化了的气体如不及时排出，会导致储罐压力越来越大。当系统压力大于设定值时，打开安全阀，释放系统中的气体，降低压力；或者当储罐压力阀、大于设定值时，安全阀打开，释放储罐中的气体，降低压力，以保证储罐和系统的安全。卸压放空量约为6Nm3/d。通过储罐顶部5m高的放空管排放，冬季用于壁挂炉采暖燃料，非采暖期直接放空。6）回收系统加气站在加气过程中，接头处会有微量天然气溢出。针对上述情况，进行了优化，在加