曹妃甸新天液化天然气有限公司唐山LNG项目一期工程
1、建设项目基本信息
企业基本信息
| **** | 建设单位代码类型：|
| ****0230MA09WTLP7D | 建设单位法人：栾涛 |
| 李星伯 | 建设单位所在行政区划：**省**市**区 |
| 曹妃****园区 |
建设项目基本信息
| ******LNG项目一期工程 | 项目代码：|
| 建设性质： | |
| 2018版本:163-油气、液体化工码头 | 行业类别（国民经济代码）：G5941-G5941-油气仓储 |
| 建设地点： | **省**市**区 **工业区 |
| 经度:118.****40063 纬度: 38.****10805 | ****机关：中华人民**国生态环境部 |
| 环评批复时间： | 2019-05-18 |
| 环审〔2019〕70号 | 本工程排污许可证编号：**** |
| 2023-09-21 | 项目实际总投资(万元)：726451.5 |
| 3123.74 | 运营单位名称：**** |
| ****0230MA09WTLP7D | 验收监测(调查)报告编制机构名称：**** |
| ****0230MA09WTLP7D | 验收监测单位：**工院云****公司,****中心有限公司 |
| ****0101MA0CU1XP9W,912********050756W | 竣工时间：2023-05-01 |
| 调试结束时间： | |
| 2024-08-27 | 验收报告公开结束时间：2024-09-26 |
| 验收报告公开载体： | https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=411908 |
2、工程变动信息
项目性质
| ** | 实际建设情况：** |
| 无 | 是否属于重大变动：|
规模
| 一期工程码头工程包括**1座LNG泊位（在本海域内编号分别为3#泊位），最大靠泊船型为舱容26.6万m3的LNG船（舱容介于4万m3～26.6万m3），年接卸能力500万吨。 一期工程接收站工程包括建设4座20万m3储罐及4台ORV及16台SCV及4套BOG处理系统及40套槽车装车系统等，同期建设1座LNG泊位接卸泊位（3#）以及1套610t/d的冷能空分装置等配套设施，LNG槽车装车外输规模为200万吨/年，高峰最大气化外输能力为8000万立方米/天。 | 实际建设情况：一期工程码头部分环评阶段设计建设1座LNG泊位（在本海域内编号为3#泊位），最大靠泊船型为舱容26.6万m3的LNG船（舱容介于4万m3~26.6万m3），年接卸能力500万吨。建设4座20万m3储罐及2台ORV及6台SCV及4套BOG处理系统及20套槽车装车系统等，LNG槽车装车外输规模为200万吨/年，高峰最大气化外输能力为5300万立方米/天 |
| 10台SCV、20套槽车装车系统、1套610t/d的冷能空分装置不再建设，高峰最大气化外输能力降低，由于企业气化需求的降低，减少了部分ORV及SCV的建设，同时根据实际生产需要，一期不再建设冷能空分装置 | 是否属于重大变动：|
生产工艺
| 卸料工艺：卸船时，每个泊位的四根卸料臂同时卸料，LNG经支管汇集到卸料总管后对陆上储罐卸料，产生的BOG气体通过一根气相平衡管和一根回气臂返回到LNG运输船。无卸船时，通过LNG循环管道以小流量循环来保持卸船管道处于低温状态。 LNG储存工艺：卸船时，LNG通过卸船总管进入陆上储罐； 蒸发器（BOG）处理工艺：采用蒸发气压缩后再冷凝的工艺来处理蒸发气。将BOG经压缩机加压至较低压力（通常为 0.6-0.7MPa（G））后，与从LNG储罐送出的LNG 在再冷凝器内混合并进行冷量交换，由于LNG加压后处于过冷状态，可使蒸发气再冷凝，然后经高压输送泵加压，经气化器气化后外输。 气化外输工艺：①高压外输系统 一期工程共设置6台207t/h的高压泵，LNG由储罐内低压泵加压、高压泵增压和气化器气化后进入天然气管网。②LNG气化，高压输送泵送出的LNG在气化器中被加热气化，天然气经计量后通过管线送往外输天然气干线。③天然气外输系统 本项目天然气外输压力为9.85 MPa（G），天然气经外输计量系统分析计量后通过高压气体外输臂进入高压输气管线，然后进入输气首站。 液态外输系统：主要通过LNG槽车装车后外运及罐式集装箱充装后外运。 | 实际建设情况：卸料工艺：卸船时，每个泊位的四根卸料臂同时卸料，LNG经支管汇集到卸料总管后对陆上储罐卸料，产生的BOG气体通过一根气相平衡管和一根回气臂返回到LNG运输船。无卸船时，通过LNG循环管道以小流量循环来保持卸船管道处于低温状态。 LNG储存工艺：卸船时，LNG通过卸船总管进入陆上储罐； 蒸发器（BOG）处理工艺：采用蒸发气压缩后再冷凝的工艺来处理蒸发气。将BOG经压缩机加压至较低压力（通常为 0.6-0.7MPa（G））后，与从LNG储罐送出的LNG 在再冷凝器内混合并进行冷量交换，由于LNG加压后处于过冷状态，可使蒸发气再冷凝，然后经高压输送泵加压，经气化器气化后外输。 气化外输工艺：①高压外输系统 一期工程共设置6台207t/h的高压泵，LNG由储罐内低压泵加压、高压泵增压和气化器气化后进入天然气管网。②LNG气化，高压输送泵送出的LNG在气化器中被加热气化，天然气经计量后通过管线送往外输天然气干线。③天然气外输系统 本项目天然气外输压力为9.85 MPa（G），天然气经外输计量系统分析计量后通过高压气体外输臂进入高压输气管线，然后进入输气首站。 液态外输系统：主要通过LNG槽车装车后外运及罐式集装箱充装后外运。 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
环保设施或环保措施
| 2套10m3/h生活污水处理系统和1套10m3/h含油污水处理系统 | 实际建设情况：2套5m3/h生活污水处理系统和1套10m3/h含油污水处理系统 |
| 项目设计阶段对生活污水和含油污水的处理能力设计较大，在废水量有所减少的情况下，实际建设过程中根据废水产生情况调整了生活污水和含油污水的处理能力，调整后的处理能力可满足项目需求。根据水平衡，项目实际建设的污水处理系统可满足实际运行需要，含油污水系统剩余能力为210m3/d，生活污水处理系统剩余能力为200m3/d，初期雨水量为111.87m3/次降雨，剩余能力满足每次初期雨水处理需求，生活污水系统处理能力减少不会对厂区污水处理需要造成冲击，造成污染物排放量的增加。 | 是否属于重大变动：|
其他
| 1台1.4MW锅炉系统 | 实际建设情况：2台1.05MW锅炉系统，1用1备 |
| 锅炉规模变更，数量增加（1用1备），根据实际供热需求调整了运行能力，本项目公用工程变动情况使得锅炉能力均有所下降，正常实际使用过程中，天然气用量和污染物排放量均有所减少 | 是否属于重大变动：|
3、污染物排放量
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
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| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
| 0 | 3.318 | 57.152 | 0 | 0 | 3.318 | 3.318 | / |
| 0 | 35.822 | 114.3685 | 0 | 0 | 35.822 | 35.822 | / |
| 0 | 2.21 | 22.8675 | 0 | 0 | 2.21 | 2.21 | / |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
4、环境保护设施落实情况
表1 水污染治理设施
| 1 | ****处理站 | 《城市污水再生利用工业用水水质》（GB/T 19923-2005） | 生活污水处理设施（5m3/h）2套 | 经检测，项目生活污水处理设施出口pH范围值为7.4~7.6，COD最大值为29mg/L，BOD5最大值为7.4mg/L，氨氮最大值为8.66mg/L，悬浮物最大值为20mg/L，石油类最大值为0.39mg/L。处理后的废水水质满足《城市污水再生利用工业用水水质》（GB/T19923-2005）水质要求 | |
| 2 | 含油废水处理设置 | 城市污水再生利用工业用水水质》（GB/T19923-2005） | 含油污水处理设施（10m3/h）1套 | 经检测，项目生活污水处理设施出口pH范围值为7.4~7.6，COD最大值为29mg/L，BOD5最大值为7.4mg/L，氨氮最大值为8.66mg/L，悬浮物最大值为20mg/L，石油类最大值为0.39mg/L。处理后的废水水质满足《城市污水再生利用工业用水水质》（GB/T19923-2005）水质要求 |
表2 大气污染治理设施
| 1 | 低氮燃烧器 | 燃气锅炉燃烧废气中污染物排放满足**省地方标准《锅炉大气污染物排放标准》（DB13/5161-2020）表1大气污染物排放限值要求 | 燃气锅炉设置低氮燃气器，锅炉烟气通过一根21m排气筒排放 | 锅炉废气中颗粒物排放浓度为3.5mg/m3，二氧化硫排放浓度为6mg/m3，氮氧化物排放浓度为20mg/m3，排放满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表3燃气锅炉特别排放限值要求及《锅炉大气污染物排放标准》（DB13/5161-2020）表1大气污染物排放限值要求。 | |
| 2 | 喷水室 | 《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015）表5工艺加热炉限值要求 | 项目SCV中设置喷水室，SCV运行时通过喷水室向燃烧区域喷水，防止天然气燃烧产生高温区域，SCV燃烧烟气通过水浴池中换热盘管与LNG换热后通过45m排气筒排入大气，每台SCV设置一根排气筒，共6根 | SCV燃烧废气中颗粒物排放浓度为5.8mg/m3，二氧化硫排放浓度为8mg/m3，氮氧化物排放浓度为81mg/m3，满足《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015）表5工艺加热炉限值要求（即二氧化硫≤50mg/Nm3，氮氧化物≤100mg/Nm3，颗粒物≤20mg/Nm3） | |
| 3 | 蒸发气BOG回收系统 | 非甲烷总烃无组织排放执行《工业企业挥发性有机物排放控制标准》（DB13/2322-2016）表2其他行业非甲烷总烃排放要求 | 4套12000kg/h的BOG处理系统 | 厂界非甲烷总烃排放浓度为1.46mg/m3，氨排放浓度为0.13mg/m3，臭气浓度<20（无量纲），厂界无组织非甲烷总烃监测浓度值满足《工业企业挥发性有机物排放控制标准》（DB13/2322-2016）表2其他行业非甲烷总烃排放要求（即非甲烷总烃≤2mg/m3）；厂区内监控点非甲烷总烃排放浓度为1.66mg/m3，满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）（即厂区内无组织排放监控点处1h平均浓度值≤6mg/m3，任意一次浓度值≤20mg/m3） |
表3 噪声治理设施
| 1 | 消声、吸声、隔声及减振 | 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中3类标准 | 项目使用低噪声施工设备，合理安排施工作业时间，夜间不进行高噪声施工，火炬采取选用低噪声设备等降噪措施 | 根据监测结果可知，东厂界噪声昼间60dB（A）、夜间52 dB（A），西厂界昼间60dB（A）、夜间56 dB（A），北厂界昼间62dB（A）、夜间53 dB（A），各监测点昼、夜间噪声监测结果均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中3类标准。（其中南厂界外为渤海，不具备采样条件，无法进行监测）。 |
表4 地下水污染治理设施
| 1 | 做好危险废物暂存间、柴油罐区、事故池等区域防渗。 | 本项目已做好危险废物暂存间、柴油罐区、事故池等区域防渗 |
表5 固废治理设施
| 1 | 船舶垃圾交有资质单位处理，施工区生活垃圾由环卫部门定期清运。运营期含油污泥和废油等危险废物交有资质单位处理，冷能空分装置产生的废分子筛和乙二醇溶液交专业单位处理。 | 港船舶生活垃圾、陆域生****处理站污泥，经收集后交由当地环卫部门定期清运并处理。运营期含油污泥和废油等危险废物交有资质单位处理，冷能空分装置产生的废分子筛和乙二醇溶液交由厂家进行回收并处理，目前暂未产生；废树脂膜外售进行综合利用。 |
表6 生态保护设施
| 1 | 码头等构筑物将占用底栖生物生境，港域疏浚等涉水作业对水生生物造成一定不利影响。为此，应严格控制涉水施工范围，优化施工期安排，港域疏浚应避开鱼虾繁殖高峰季节（5月至7月），接收站海水取水口设置滤网、拦污栅和移动清污机，预防水生生物被吸入和受损伤。落实增殖放流等生态补偿措施，对增殖放流效果进行跟踪监测，根据监测结果及时调整放流种类和规模。严格落实相关政策要求，不得新增围填海。 | 已落实 项目港域疏浚未在5月至7月进行，接收站海水取水口已设置滤网、拦污栅和移动清污机。已落实增殖放流等生态补偿措施，且对增殖放流效果进行跟踪监测。 |
表7 风险设施
| 1 | 船舶风险事故泄漏、接卸输送环节泄漏的天然气及引发火灾爆炸事故产生的次生污染物将影响相关区域。为此，应制定和完善突发事件环境应急预案，按照规定报相关部门备案，****政府、海事部门、**港区等应急预案做好衔接，联合社会应急**有效防范和应对环境风险。配备必要的应急设备和物资，满足环境风险应急能力要求。加强航道内船舶导助和交通秩序管理，禁止在大风及雷暴等不利天气条件下靠泊作业。接收站生产装置设置自动控制系统和安全仪表系统，设置1座有效容积为6000立方米的应急事故池，罐区、工艺区及装车区配备24座LNG事故收集池，并安装低温探头。 | 1.本项目于2023年已编制《******LNG项目（一阶段）突发环境事件应急预案》，并完成备案，且配备了必要的应急设备和物资，满足环境风险应急能力要求。 2.本项目运营期已加强航道内船舶导助和交通秩序管理，未在大风及雷暴等不利天气条件下靠泊作业。 3.项目接收站生产装置已设置自动控制系统和安全仪表系统，且设置1座有效容积为6000立方米的应急事故池，LNG罐区、工艺区、液态装车区配备6座LNG事故收集池（6座为一期需求量，其余18座二期、三期建设完成），同时设置有可燃气体检测报警器、低温探测器和火焰探测器等报警设施。 |
5、环境保护对策措施落实情况
依托工程
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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环保搬迁
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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区域削减
| 项目运营将新增氨氧化物等大气污染物，项目投运前应满足新增大气污染物区域倍量削减相关要求 | 验收阶段落实情况：****环境局****分局已出具关于《******LNG 项目》现役源削减落实情况的说明，本项目现役源削减方案中的各项减排工程均已落实到位。 |
| / |
生态恢复、补偿或管理
| 落实增殖放流等生态补偿措施，对增殖放流效果进行跟踪监测，根据监测结果及时调整放流种类和规模。 | 验收阶段落实情况：已落实增殖放流等生态补偿措施，且对增殖放流效果进行跟踪监测 |
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功能置换
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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其他
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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6、工程建设对项目周边环境的影响
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7、验收结论
| 1 | 未按环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定要求建设或落实环境保护设施，或者环境保护设施未能与主体工程同时投产使用 |
| 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主要污染物总量指标控制要求 |
| 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）或环境影响报告书（表）未经批准 |
| 4 | 建设过程中造成重大环境污染未治理完成，或者造成重大生态破坏未恢复 |
| 5 | 纳入排污许可管理的建设项目，无证排污或不按证排污 |
| 6 | 分期建设、分期投入生产或者使用的建设项目，其环境保护设施防治环境污染和生态破坏的能力不能满足主体工程需要 |
| 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 |
| 8 | 验收报告的基础资料数据明显不实，内容存在重大缺项、遗漏，或者验收结论不明确、不合理 |
| 9 | 其他环境保护法律法规规章等规定不得通过环境保护验收 |
| 不存在上述情况 | |
| 验收结论 | 合格 |
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