中国石油油田分公司(准东采油厂)沙联站污水处理系统扩容改造工程申请立项环境影响评估报告.doc

目录
1建设项目概况 2
1.1项目背景 2
1.2建设地点 2
1.3污水处理系统现有问题 2
1.4建设内容及规模 3
1.5工艺流程 4
1.6产业政策、厂址及总图布置合理性分析 6
1.7工程投资 7
1.8主要经济技术指标 7
2建设项目周围环境现状 9
2.1自然环境概况 9
2.2社会经济环境概况 9
2.3区域环境质量现状 10
2.4环境影响评价范围 11
3环境影响预测及拟采取的主要措施 12
3.1污染物排放情况 12
3.2环境保护目标 13
3.3环境影响预测及评价 14
3.4环境保护措施 14
3.5环境风险评价 15
3.6环境经济损益分析 17
3.7环境监测计划及环境管理制度 18
4.公众参与 20
4.1公众参与目的和意义 20
4.2调查方法和原则 20
4.3公众调查 21
4.4信息公开 24
4.5公众参与调查的结果 25
4.6公众参与调查结果的采纳及意见反馈 28
4.7小结 29
5环境影响评价结论 30
6联系方式 31
6.1建设单位的名称和联系方式 31
6.2环境影响评价机构的名称和联系方式 31

30

1建设项目概况
1.1项目背景
沙联站污水处理系统始建于2000年，污水处理系统一期设计处理规模为450m3/d，二期设计处理规模为900m3/d，2003年对污水处理系统进行了扩建，扩建后处理规模达到1000m3/d，处理后的净化水全部用于回注沙南油田。随着沙南油区的开发及采出液含水率的升高，采出水量逐年升高，2012年沙南站原油处理系统最高日产水已达到1900m3/d。该站经近10年运行，现有处理能力不能满足今后采出水处理的要求，采出水系统设备和管线腐蚀结垢严重，处理能力下降，难以满足当前油田注好水的要求。因此，中国石油新疆油田分公司（准东采油厂）拟实施沙联站污水处理系统扩容改造工程。本工程处理沙联站原油处理系统产生的含油污水，处理后的净化水全部回注油田，本工程的建设有助于实现中石油股份公司提出的“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的总体要求，满足油田开发需要，提高油田整体开发效益，保护当地环境。
1.2建设地点
本工程拟将沙联站东南侧现有储罐区拆除后作为本工程选址，场址开阔、平坦，位于原厂址东侧约30m处，地理坐标：东经88°41'40.40"；北纬44°28'38.7"，地理位置示意图见图1。
1.3污水处理系统现有问题
（1）水量增大，系统处理能力不足，处理效果差；
（2）主要工艺设备满负荷运行，处理能力不足，处理效果差；
1）接收罐处理能力不足，除油、排泥效果差；
2）两座反应罐处理能力不够，除悬浮物效果差；
3）斜板沉降罐处理能力不足，腐蚀严重，处理悬浮物效果差；
4）过滤器处理能力不够，腐蚀、滤料渗漏严重，过滤效果差；
5）加药罐、管线腐蚀严重，加药为人工控制，难以实现精准加药；
6）杀菌剂存在抗药性；
7）已建自控仪表可靠性降低，无法有效监控；
8）污泥脱水机房存在安全隐患。
由于上述问题导致回注水水质不达标，不满足地层需求，破坏地层，同时由于悬浮物及油含量超标，直接回注易发生结垢、堵塞地层的问题，影响油田安全生产。
1.4建设内容及规模
沙联站内已建加药泵房及药库可利旧，但内部设施需更换；已建两座300m3接收罐进行重用；已建两座200m3污泥沉降池和2座100m3污水回收池容积满足处理量，进行重用；已建污水污泥泵房和已建污泥脱水机房内设备参数均满足处理水量的要求，可进行利旧，但需要将污泥离心脱水机的电机更换为防爆电机，且将电控柜与污泥离心脱水机分房放置；由于沙联站来水量的递增，站内接收罐、反应罐、斜板沉降罐、缓冲罐、过滤器以及反应提升泵和过滤提升泵已不能满足目前及今后来水量处理的需求，须异地新建。
本工程主要内容为：新建1000m3调储罐2座、处理量130m3/h反应沉降罐2座、双滤料过滤器3台、悬挂挤压纤维束过滤器3台、电解盐杀菌装置1套、离心脱水机2套、反应提升泵2台、自动收油装置2套等；注水无罐密闭改造；配套建设电气、仪表自动化、土建、暖通、给排水、防腐保温等。工程量详见表1。
表1 主要工程量一览表
序号
名称
单位
数量
一
新建部分(罐、工艺管线及设备)

1
1000m3调储罐 D=11.5m H=10.4m
座
2
2
卧式微涡旋絮凝反应沉降罐 Q=130m3/h D=3.6m H=20m
座
2
3
300m3接收罐改造 D=7.7m H=7.6m
座
1
4
双滤料过滤器 单台处理量Q=70m3/h
台
3
5
悬挂挤压纤维过滤器 单台处理量Q=70m3/h
台
3
6
反应提升泵 Q=170m3/h H=75m N=55kW
台
2
7
污水冲洗泵 Q=70m3/h H=100m N=55kW
台
2
8
污油泵 Q=5m3/h H=0-60m N=5.5kW
台
1
9
加药橇 1橇1罐2泵 N=8.5kW
台
3
10
加药橇 1橇1罐3泵 N=10kW
台
2
11
电解盐杀菌装置 Q=9kg/h N=80kW
套
1
12
聚结器
个
24
13
排泥器
套
12
14
除垢仪
台
2
15
自动收油装置
套
2
16
闸阀 PN1.6MPa DN300
个
40

PN1.6MPa DN250
个
10

PN1.6MPa DN200
个
10

PN1.6MPa DN150
个
10

PN1.6MPa DN100
个
10

PN1.6MPa DN80
个
10

PN1.6MPa DN50
个
10
17
钢骨架塑料复合管 DN300
m
250

DN250
m
250

DN200
m
744

DN150
m
285

DN100
m
30

DN80
m
285

DN50
m
20
18
衬塑不锈钢加药管线 DN15
m
900
二
拆除部分（罐、工艺管线及设备）

1
接收罐
座
2
2
反应罐
座
2
3
斜板沉降罐
座
1
4
过滤缓冲罐
座
1
5
核桃壳过滤器
台
2
6
双滤料过滤器
台
2
7
加药泵
台
10
8
溶药搅拌罐
座
10
三
密闭注水改造部分

1
变频调节控制系统
套
1
2
电动调节阀 DN200
套
1
3
压力变送器 DN200
套
1
4
气压罐 φ=2.0m H=2m PN1.0MPa
座
1
5
平板闸阀 DN200
套
2
6
倒流防止器 DN200
个
1

1.5工艺流程
1.5.1主工艺流程及产排污节点
原油系统来水（T≤35℃，含油量≤1000mg/L，悬浮物≤300mg/L）进入新建的2座1000m3调储罐进行水量、水质调节，经初步沉降后可除去大部分浮油和大颗粒悬浮物，保证出水含油小于150mg/L，悬浮物含量小于120mg/L。采出水经调储罐除油后经提升进反应沉降单元。这一单元是2座130m3/h卧式微涡旋絮凝反应沉降罐，在反应单元按一定顺序和时间间隔连续加入3种药剂，采出水经过化学反应、絮凝沉降后，出水（含油≤20mg/L、悬浮物≤20mg/L）经一级双滤料过滤处理，出口水质指标可达到：含油≤7mg/L、悬浮物≤7mg/L，再经二级悬挂挤压纤维束过滤处理，出口水质指标可达到：含油≤6mg/L、悬浮物≤3mg/L，过滤后的水经投加次氯酸钠杀菌剂后，进入注水系统。产排污节点如下 ：
（1）污水沉淀及污泥处理过程中产生的恶臭以及无组织挥发的非甲烷总烃。
（2）污水处理过程中大罐排污及过滤器反洗排污。
（3）污水处理过程中产生的污泥。
（4）污水处理过程中回收的污油。
（5）动力设备噪声。
1.5.2辅助工艺
（1）药剂投加工艺
本工程水质净化投加3种药剂，分别为净水剂、助凝剂、助沉剂；水质稳定投加2种药剂，分别为缓蚀剂、阻垢剂。从成本及处理效果考虑，推荐水处理配方为：助沉剂80mg/L， KW-03净水剂150mg/L，KW-01助凝剂2mg/L。
（2）电解盐杀菌工艺
根据电解盐室内杀菌试验，本工程电解杀菌装置按60mg/L有效氯投加量进行选型，投加在过滤出水管线上。选用1台产氯量9kg/h的电解盐杀菌装置。
（3）污水回收工艺
过滤器反洗水采用滤后水，将已建的1座300m3接收罐作为过滤器反洗水罐，从反洗水罐吸水经反洗水泵提升对过滤器进行反冲洗，反洗废水和处理设备放空、溢流污水回收至已建的2座100m3污水回收池，经2台已建回收水泵（Q=30m3/h，H=50m）回收至采出水处理系统主流程再处理。
（4）污油回收工艺
调储罐回收的污油经污油泵提升至站内毛油罐处理；在两座污水回收池上部分别设自动收油装置，并在就近设置一座2m3埋地罐，污水回收池上部污油经自动收油装置收油后自流至埋地罐，再由齿轮泵输至站内毛油罐。污水处理系统每天产生的含水原油最大量约9.4m3。污油由泵直接提升至原油处理系统再处理。
（5）污泥处理工艺
污水处理系统已建有2座直径8m的污泥浓缩池（单座容积约200m3）和2台污泥泵(Q=3m3/h，P=0.4MPa)。污水系统每日污泥排入已建污泥浓缩池进行浓缩，经已建的1台处理量3m3/h的离心脱水机，脱水后的污泥先存放至污泥储存场，定期拉运至有含油污泥处理资质的单位进行处理。上清液进入采出水处理系统已建的2座100m3污水回收池内。
（6）事故流程
为使采出水处理系统满足生产、维护和事故处理的需要，本次改造在总来水和污水回收池设事故超越管线，出水去联合站已建1万m3事故池。
事故池已设有污油污水回收设施，满足事故状态排放的含油污水的回收。
1.6产业政策、厂址及总图布置合理性分析
1.6.1产业政策符合性分析
本工程属于《产业结构调整指导目录》（2011本）（2013年修订）鼓励类“七、石油、天然气，5、油气田提高采收率技术、安全生产保障技术、生态环境恢复与污染防治工程技术开发利用”及“三十八、环境保护与资源节约综合利用，15、“三废”综合利用及治理工程”项目。本工程实施后采出水实现达标处理，全部回注，替代了清水的使用，对于节水减排、环境保护具有重要意义，符合产业政策要求。
1.6.2厂址合理性分析
据《自治区“十二五”主要污染物总量控制规划》阜康市重点水环境总量控制区划及重点大气总量控制区划，本工程拟选场址不在地表水控制区、地下水防护区及重点大气控制区内。本工程将沙联站东南侧现有储罐区拆除后作为本工程选址，工程占地类型为工业用地，不新增占地，占地范围场址开阔、平坦，位于现状污水处理系统东侧约30m，主要处理工艺设备及管线均异地新建，施工区域与生产区域完全隔离断开，施工安全风险小，施工工期短，施工期间现状污水系统正常运行，水质可得到保障，新建选址满足新建污水处理设施的用地要求。拟选场地周边3.0km范围内无居民点，远离环境敏感点，可减少噪声和气味对环境敏感点的影响，对周围环境影响较小，本工程拟选场址是合理的。
1.6.3平面布置合理性分析
本工程是在联合站内改造，场地竖向设计仍维持原状，新建设施在结合已建建筑平面布置的前提下，力求减少场地的土（石）方工程量，排水采用自然排水方式并结合道路排水。改扩建的采出水处理系统充分利用站区污水系统空地，考虑到要保留已建系统的土建部分，因此将新建的调储罐、反应罐等构筑物按流程走向集中布置，有利于污水管线、污泥管线、供热管线、电力线等的进出，方便管理，并与原污水处理土建功能区紧密结合。新建处理单元布置在站区原油罐区东侧空地；污泥处理单元进行利旧，布置在站区西南侧。本工程综合考虑了生产管理、安全、卫生、节约占地、系统配套等因素，新建各建筑单体平面布置紧凑、布局合理，建、构筑物及设施之间的防火安全距离严格执行设计规范和标准的要求，平面布置合理。
1.7工程投资
本项目报批总投资包括建设投资、建设期利息和铺底流动资金。项目报批总投资3757.64万元，其中55%由建设单位自筹，其余45%向银行借款。
1.8主要经济技术指标
本项目技术经济指标见表2。
表2 本项目综合技术经济指标一览表
序号
内容名称
单位
数量
一
建设规模

1
污水处理能力
m3/d
3400
二
消耗指标

1
电力
104KW.h/a
552.08
2
蒸汽
104Nm3/a
0.25
3
水
104m3/a
1.0
4
药剂
t/a
1015.9
5
盐
t/a
189
三
主要材料

1
钢骨架塑料复合管

DN300
km
0.25

DN250
km
0.25

DN200
km
0.74

DN150
km
0.28

DN100
km
0.03
四
能耗

1
综合能耗
MJ/a
3.29×107
2
单位综合能耗
MJ/m3
26.43
五
定员

1
总定员
人
18
2
生产、技术人员
人
14
3
辅助人员
人
4
六
占地面积
m2
8700
七
总建筑面积
m2
834.75
八
工程总投资
万元
3757.52
1
工程费用
万元
3180.96
2
建设期利息
万元
57.61
九
成本估算费用
万元

1
生产成本
万元/a
986.65
2
管理费用
万元/a
50.40
3
财务费用
万元/a
34.85
4
总成本费用
万元/a
1071.90
5
经营成本
万元/a
914.94
6
单位污水处理总成本
元/a
10.02
7
单位污水处理经营成本
元/a
7.15

2建设项目周围环境现状
2.1自然环境概况
2.1.1地理位置
沙南油田位于准噶尔盆地东部，属古尔班通古特沙漠地区，位于火烧山油田和北三台油田之间，北距火烧山联合站50km，南距北一联18km，属昌吉自治州管辖。本工程拟将沙联站东南侧现有储罐区拆除后作为本工程选址，场址开阔、平坦，厂区地理坐标：东经88°41'40.40"；北纬44°28'38.7"，具体位置见图1。
2.1.2地形地貌
沙南油田地表为垄状沙丘，多为固定、半固定沙丘地貌，地形起伏大，沙丘高5—15rn，地面相对高度5一30m，海拔高度为520—580m。
2.1.3水文
项目区内无地表水系存在，评价区地下水主要来源于南部。区域内水源井井深400m以内，从上到下有两套含水层，即第四系含水层和第三系含水层，中间有一层厚约5～6m的泥岩分隔。上部第四系含水层及下部白尘系水层均为高矿化度水，水质较差，唯中间的新第三系水层为水量丰富的优良淡水。新第三系地层属上新统独山子组，分为长梁层含水层组及苍棕色含水层组，含水层岩性主要为细砾石、中粗砂岩夹细粉砂岩组成，透水性较好，具有良好的补给、循环条件，单井涌水量最大可达1000～2000m3/d。
2.1.4气候
阜康市属于大陆北温带干旱、半干旱性气候，具有典型的荒漠大陆性气候特征，即冬季寒冷，夏季炎热，干旱少雨，日照充足，春秋季气温变化快，日较差和年较差可达-35℃～35℃，蒸发量大。
2.2社会经济环境概况
2012年，阜康市地区生产总值122.2亿元，较上年（下同）增长18.5%。其中一产完成22.2亿元，增长7%；二产完成76亿元，增长22%；三产完成24亿元，增长16%；人均生产总值达到71800元，增长17%；公共财政预算收入达到11.57亿元，增长34.7%；完成全社会固定资产投资113.9亿元，增长37%；实现社会消费品零售总额21.5亿元，增长17%；城镇居民人均可支配收入达到17300元，增长12%；农牧民人均纯收入达到12236元，人均增加1570元；城镇登记失业率控制在3.2%以内；人口自然增长率控制在6.73‰以内。
2.3区域环境质量现状
2.3.1大气环境
评价区域环境空气质量中NO2、SO2、PM10等监测因子均符合《环境空气质量标准》（GB3095－1996）二级标准，有较大的容量空间；NH3、H2S满足《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值；非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准详解》中的一次浓度限值（2.0mg/m3）要求；项目区环境空气质量较好。
2.3.2水环境
本工程项目区内无地表水体，不对地表水环境质量现状进行评价，水环境质量现状调查与评价仅针对地下水环境。地下水监测结果表明：石油类、挥发酚均未检出，说明油田开发建设工程对该区域地下水环境的影响较小；五彩湾水源地硫酸盐，联合站取水井4水井监测点位氯化物、氟化物超过《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅳ类标准，五彩湾水源地氯化物、溶解性总固体满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅳ类标准；其余各监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准。硫酸盐、氯化物、氟化物、溶解性总固体含量较高与水文地质条件有关，经适当处理可作为生产生活用水。
2.3.3声环境
各监测点均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类区标准限值，说明项目所在区域声环境质量现状较好。
2.3.4生态环境
根据《新疆生态功能区划》，项目区属于准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区，准噶尔盆地中部固定、半固定沙漠生态亚区，古尔班通古特沙漠化敏感及植被保护生态功能区。本工程所在区域基本为风沙地貌，主要土壤类型为风沙土，在大的沙丘间及一些洼地分布着很少量的龟裂土。土壤发育较差，土壤类型单一，土地生产力低下。本工程拟选场址附近区域植物类型单一，种类、数量均较少，覆盖率5%左右。由于受油气田开发影响，人类活动强烈，野生动物主要为伴人类动物。
2.4环境影响评价范围
（1）生态环境
生态环境影响主要表现为施工期的生态破坏。生态环境评价范围为厂区内及周围1km范围。
（2）水环境
本工程处理净化水全部用于井下注水，排水不进入地表水体，地表水环境影响评价工作等级为三级，对项目的排水达标可靠性和出水去向可行性进行分析。地下水评价范围为拟建厂区附近区域。
（3）大气环境
污水处理系统无组织排放臭气对周边环境的影响主要来自硫化氢，NH3最大落地浓度为0.000229 mg/m³，最大占标率为0.11%，H2S大落地浓度为0.000116mg/m³，最大占标率为1.16%，非甲烷总烃最大落地浓度为0.00074mg/m³，最大占标率为0.037%，根据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2008）的要求，本次环评大气影响评价的工作等级为三级。大气环境影响评价范围以污水处理系统中心为圆心，半径2.5km的圆形区域内。
（4）声环境
厂界外1m以内范围作为声环境评价范围。
（5）风险评价
本工程为污水处理系统改扩造工程，属环保工程，生产过程中无重大危险源，环境风险评价等级为二级，对项目所产生的风险进行一般性分析，并提出相应的防范措施。
3环境影响预测及拟采取的主要措施
3.1污染物排放情况
3.1.1废气
本工程为改扩建项目，采暖和供热依托沙联站已建锅炉房，不新建锅炉，本次评价不对锅炉烟气进行评价。
本工程污水处理系统主工艺设施是密闭运行，运营期对大气环境的影响主要为污泥沉降池和污水回收池无组织挥发的非甲烷总烃、恶臭。
3.1.2废水
本工程处理后的达标的净化水全部用于井下注水。
本工程反应罐以及大罐排污量约70m3/d，排污进入已建的污泥沉降池，浓缩污泥进行机械脱水，池内上清液自流进入污水回收池。擦洗设备、拖地废水排入污水回收池。污水系统过滤器产出反洗污水约200m3/d，直接进入污水回收池，由污水泵回收至主流程处理。
污水处理系统岗位定员为18人，每人每天用水量约100L计算，生活污水排放量约为1.44m³/d，生活污水经化粪池处理后排入已建生活污水蒸发场蒸发。
3.1.3固体废弃物
本工程固体废物主要来源于污水处理系统产生的含油污泥和员工生活与办公垃圾。
本工程正常运营期间预计将产生含油污泥4.3t/d。含油污泥委托有含油污泥处理资质的克拉玛依市博达生态环保科技有限责任公司进行处理，使含油污泥得到最终的无害化处理。
污水处理系统岗位定员为18人，年产生活垃圾6.57t/a，在厂区内设置垃圾箱，统一收集后定期运往沙南作业区固体废弃物填埋场。
本工程 “三废”排放情况详见表3。

表3 改扩建后污染物排放总量
污染因素
污染物
现有工程
本工程
“以新代老”削减量
技改后总量
排放增减量
备注
废气
NH3（kg/a）
1.21
2.16
1.21
2.16
+0.95

H2S（kg/a）
0.61
1.1
0.61
1.1
+0.49

非甲烷总烃（kg/a）
2.4
8
2.4
8
+5.6

生产废水
大罐排污（m3/a）
14300
25550
14300
25550
+11250
排入污水回收池，回用。
反洗排污（m3/a）
40800
73000
40800
73000
+32200
擦洗设备、拖地废水（m3/a）
547
730
547
730
+183
生活污水
生活污水（m3/a）
525.6
525.6
525.6
525.6
0
生活污水蒸发场蒸发
固废
含油污泥（t/a）
816
1569.5
816
1569.5
+753.5
无害化处理
生活垃圾（t/a）
6.57
6.57
6.57
6.57
0
填埋

3.1.4噪声
本工程的噪声主要来源于离心脱水机、污油泵、污水提升泵、污水回收泵等机械，其噪声源的源强为80～95dB(A)。
3.2环境保护目标
大气环境影响评价范围内无居民区、学校、医院等敏感目标，主要的环境保护目标见表4。
表4 环境保护目标一览表
保护类型
环境保护对象
环境保护目标
位置
空气环境
/
项目区空气环境质量满足《环境空气质量标准》（GB3086-1996）二类区要求
/
地下水
拟建厂区附近区域
《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中Ⅲ类标准
0
声环境
厂界
满足《声环境质量标准》3类要求
厂界外1m
生态环境
荒漠植被和野生动物
防止破坏项目区荒漠生态系统
厂界外1km

3.3环境影响预测及评价
3.3.1大气环境影响预测及评价
本工程对大气环境的主要影响是污水及污泥处理工序中产生的恶臭及非甲烷总烃影响，运营过程中H2S、NH3产生量分别为1.1kg/a、2.16kg/a，经预测污水处理系统厂界H2S、NH3符合《恶臭污染物排放标准》（GB14554-1993）中的二级标准，非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放监控浓度限值，对区域大气环境影响不大。
3.3.2水环境影响预测及评价
本工程处理后的净化水全部用于井下注水，不排入地表水体，不会对项目区周边的地表水体造成影响。污水回注地层与地下水处于不同层系，远远超出本区域地下水含水层的深度，且本油田在钻井过程中均进行水泥固井，对潜水所在的第四系地层进行了固封处理，可以确保井壁不会发生侧漏，有效隔离含水层与井内回注水的交换，有效保护地下水层。另外回注的水达到了回注水水质要求，因此污染地下水的可能性较小。
3.3.3声环境影响预测及评价
本工程建成后噪声源主要为离心脱水机、污油泵、污水提升泵、污水回收泵等设备，经预测，厂界昼、夜噪声预测值仍符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中3类标准限值要求。
3.3.4固体废物环境影响预测及评价
本工程正常运营期间预计将产生含油污泥1569.5t/a，含油污泥依托有含有污泥处置资质克拉玛依市博达生态环保科技有限责任公司处理，使含油污泥得到最终的无害化处理。运营期年产生活垃圾6.57t/a，统一收集后定期运往沙南作业区固体废弃物填埋场填埋。本工程产生的固体废物均得到妥善处置，对周围环境影响较小。
3.4环境保护措施
设计时考虑将臭味突出的建、构筑物（如沉淀池、污泥区等）集中布置，以减轻臭味影响的范围，污泥脱水间应设有必要的通风设施并在车间内放置活性炭对恶臭进行吸附，污泥脱水后要及时清运，定时清洗污泥脱水机；生活污水排入已建生活污水蒸发场蒸发；含油污泥依托有含有污泥处置资质克拉玛依市博达生态环保科技有限责任公司处理；生活垃圾统一收集后定期运往沙南作业区固体废弃物填埋场填埋；选用先进的低噪声设备，并对主要噪声源进行防噪隔声措施，对室内噪声源作好设备间隔声措施，对室外噪声源加吸声罩，做防震基础等措施降噪。
3.5环境风险评价
3.5.1环境风险识别
本工程运营风险主要为污水处理系统事故状态下的环境影响。
3.5.2风险影响分析
3.5.2.1污水处理系统风险分析
根据对污水处理系统运行实践分析，造成污水处理系统事故状态的主要有污水或污泥处理工艺的设备发生故障、因停电、突发事故等不可抗拒外部原因引起的突发事故，导致污水处理工艺超出工艺处理负荷导致工艺故障等三种情况。
污水处理工艺中产生的污泥处理工艺如因事故状态不能及时浓缩、脱水，引起污泥发酵膨胀，造成贮泥池爆满，散发恶臭。正常的活性污泥沉降性能很好，含水率一般在99%左右，当活性污泥变质时，污泥就不易沉淀，含水率上升，体积膨胀，澄清液减少，这就是污泥膨胀。污泥膨胀一般是由丝状菌和真菌引起的，其中由丝状菌过量繁殖引起的污泥膨胀最为常见。目前已知的近30种丝状菌中，与污泥膨胀问题密切相关的有十几种。有的丝状菌引起的污泥膨胀发展迅速，2～4d就可达到非常严重的结果，而且非常持久。当发生污泥膨胀时，会严重影响污水处理设施的处理效果，甚至完全失效。
由停电、设备故障、进水水质不达标等造成的污水处理系统事故，污水处理系统处理能力降低甚至完全停止，会直接造成污水出水水质下降，其中又尤以污水处理系统进水水质不达标的事故状态后果最为严重。污水出水中COD、SS、氨氮、石油类等多项指标严重超出污水进水水质要求，出水水质将不能满足《沙南油田注水水质标准》（Q/SY XJ0104-2007）标准要求。
当污水处理单元、设施发生故障时，出水达不达标时，应将污水通过排水管线排入事故池。沙联站已建有1座10000m3事故池，可满足污水处理系统事故时排放需求。
3.5.2.2管线破裂风险分析
评价中未收集到有关污水管线破裂的相关资料，评价类比新疆石油管理局2500km管线20多年的统计资料，共发生管线事故32次，其事故概率为0.64次/1000km·a。本工程管线长度短（不包括注水管线），约400m，经分析项目管线发生事故概率极小，为0.0025次/a。
项目污水管线均为地下，一旦出现破裂情况未能及时发现，污水溢出，将对管线周围的地下水和土壤造成一定的影响。
3.5.3风险防范措施
虽然本项目发生运行事故的可能性较低，但一旦发生运行事故而导致污水超标排放，对环境将造成较大影响，因此，评价要求采取以下防范措施：
3.5.3.1污水处理系统事故状态风险防范措施
（1）对厂区电源采用双路电源设计，避免断电情况。
（2）各主要设备均有备用设备，避免出现故障和检修时造成的非正常排放。
（3）加强进水水质管理和控制，一旦出现事故，尽快解决。
（4）选用先进的控制仪表工艺，对进水流量、水质等实行自动监控，实现最佳控制，合理调整工作，保证高效工作。
（5）设计中应充分考虑由于各种因素造成水量和水质不稳定时的应急措施，污水供水管线头部设置蝶阀以在事故状态下排入事故池。
（6）发生污泥非正常排放的事故，应及时进行设备维修，争取在贮泥池存放污泥的限度内修好，并及时投加药剂，如石灰等，防止发生污泥发酵膨胀，减少恶臭气体排放。
3.5.3.2危险物质风险防范措施
（1）对自控工艺的各类变送器、探测器、报警装置，应定期检查、测试，及时调校，在生产运行过程中，自控的一次仪表、变送器、仪表箱和报警的探头、为了防止风沙袭击，可以包上，对于必须裸露的探头，要勤检查，清理其沙尘。
（2）对厂内一些要求强制校验的设施、设备（如接地工艺、压力容器等），一定要定期校验，保证安全设施可靠有效。
（3）所有操作人员均应持证上岗，必须进行各项规章制度的学习和培训，并达到熟悉掌握的程度，经考核后方可持证上岗，操作人员除熟练掌握正常生产状况下本岗位和相关岗位的操作程序和要求外，还应熟练掌握非正常生产、事故状态下岗位和相关岗位操作程序和要求。
（4）制定安全管理制度、安全操作规程和工艺操作规程。
（5）制定巡检和维修方案：设备腐蚀和振动检查规定；机械设备检修计划，防止超期服役。
（6）为置于室内的污水处理设施安装通风装置，同时为工作人员配发防毒面具、防护服等劳保用品。
3.5.3.3管线破裂风险防范措施
（1）严把质量检查关，管线质量应符合设计要求承压能力，具有抗外压荷载及承受内压能力。
（2）本工程所敷设的排水管线选择高强度，质量可靠的产品，同时要确保管线的工程质量。
（3）排水输水总管按照远期规模进行设计，但在近期水量较小，管内流速较低时，管道容易淤积，为了保证管道不被堵塞，应经常对排水管道冲洗清淤。
（4）合理设置检查井，定期对管线进行检查，巡视，定期对管线进行清淤。
3.6环境经济损益分析
本工程是一项环保工程，它的主要效益也就体现在对水污染物的削减上，本工程建成后可解决沙南油田污水处理系统运行不平稳，水质波动大，尤其是含油量、悬浮固体超标，处理后的水质难以满足油田注水要求等问题，使污染物排放量实现最小化。项目的建设可提高油田整体开发效益，注合格水、优质水不仅能有效保护油层、提高驱油效率，而且也是保持油田稳产高产的重要措施。
本工程总投资3757.64万元，其中工程费用3180.96万元，其他费用576.68万元，本工程为污水处理系统改扩建，工程本身性质为油田废水处理工程，即为环保工程，工程费用全部为环保投资，环保投资占总投资的84.65%。
3.7环境监测计划及环境管理制度
本工程本身就是一项环保工程，因此其环保机构的设置与污水处理系统的运行紧密结合。本工程由污水处理系统负责人直接负责污水处理工艺及自身环保工作，管理岗位设中心控制室及监测、化验科室等，对工程环保设施的运行效果进行日常监督、检查并协调解决各种环保问题，特别是对污水处理工艺各单元设施的运行进行监控，保证维修及时，确保各项污染物达标排放。本工程环境管理工作由现有污水处理系统环境管理机构承担。
施工期、运营期监测制度及实施计划分别见表5、表6。
表5 施工期监测方案一览表
环境要素
监测点位
监测项目
监测时间及频率
大气环境
施工现场场界
TSP
每季度1次，每次连续3天
声环境
施工噪声
每月1次，每次连续2天，昼夜各一次

表6 运营期环境监控计划一览表
监测位置
监测内容
监测项目
频率
厂界四周
恶臭气体
非甲烷总烃、NH3、H2S
每年1天，每天1次。
污水处理系统进水口
进水
溶解氧、含油量、悬浮物、悬浮物颗粒直径等
在线监测
污水处理系统排放口
出水
溶解氧、含油量、悬浮物、悬浮物颗粒直径等
厂界四周
噪声
等效连续声级
每季一次
污泥脱水机房
污泥
有机物
每年一次
项目区附近
大气环境
非甲烷总烃、NH3、H2S
每年一次
项目区附近
地下水
COD、石油类、SS、TP、氨氮、pH、细菌总数等
每年一次，场址上、下游

本工程环境监督管理计划见表7。
表7 污水处理系统运行环境监督管理计划
序号
监督管理项目
监督检查具体内容
实施单位
监督单位
1
环境计划管理
厂区环境整治、环保治理方案的落实情况等
新疆油田公司沙南油田作业区
阜康县环保局、昌吉州环保局、自治区环境保护厅
2
污染源管理
各臭气排放源的排放情况，掌握排污动态
①污水进出水水质的排放情况，防止污水漫流或超标回注；
②检查固废的堆放、运输、处置措施的执行情况，防止造成环境污染；
③检查噪声排放源治理措施的消声、隔声效果，防止超标排放；
3
环境监测管理
①组织臭气排放、空气环境质量监测，防止臭气影响；
②组织地下水监测，防止水环境污染；
③组织噪声源、厂界环境噪声监测，防止扰民影响；
4
生态环境管理
定期检查受影响范围内生态系统的动态变化情况，加强水土保持。

本项目“三同时”验收计划见表8。
表8 本项目“三同时“验收计划表
序号
治理项目
环保设备名称
及处置方法
数量
治理效果
执行标准及要求
1
噪声
各设备建筑隔声，鼓风机装消声器、隔声罩和减震基础。
－
昼间≤65dB（A）
夜间≤55dB（A）
GB12348-2008
3类标准
2
废水
厂区构筑物及进水、排水管网防渗措施

构筑物和管网无渗漏
《沙南油田注水水质标准》（Q/SY XJ0104-2007）
3
恶臭气体
各处理单元间、各处理单元易产生恶臭装置集中布置，并在装置周围放置活性炭，加强通风

厂界达标
《恶臭污染物排放标准》（GB14554—1993）表1中二级标准。
5
废水排放口
安装废水在线监测仪
1套
在线监测污水排放浓度
排污口规范化

按规定制作警示标牌
6
污泥
厂区内设污泥储池，交有资质的单位进行处理
克拉玛依市博达生态环保科技有限责任公司回收处置
生活垃圾
定点收集后，定期运至垃圾填埋场
运送至沙南作业区填埋场填埋
7
施工期
噪声治理、扬尘治理
对周围环境影响较小
8
水土保持
施工期水土保持
防治水土流失

4.公众参与
4.1公众参与目的和意义
环境影响评价中公众参与的目的是让公众了解建设项目，使项目建设能被当地公众认可或接受，并得到公众的支持和理解。根据国务院1998年第253号令《建设项目环境保护管理条例》的规定，凡涉及到环境污染或生态破坏的建设项目，其环境影响报告书中必须有建设项目所在地的公众意见。
公众参与是项目建设方或者环评方同公众之间的一种双向交流，建立公众参与环境监督管理的正常机制，可使项目影响区的公众能及时了解关于环境问题的信息，有机会通过正常渠道表达自己的意见，对建设方案的决策与顺利实施是非常必要的。让公众帮助辨析项目可能引起的重大尤其是许多潜在环境问题，了解公众关注的保护目标或公众最关心的问题，以便采取相应措施，使敏感的保护目标得到有效的保护。了解公众的看法、意见和建议，集思广益，为维护公众的切身利益，找到依据，使公众对项目建设的环保措施的实施起到监督作用；增强项目环评的合理性和社会可接受性，确保环保措施