神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目一期先期工程竣工环境...

神华集团有限责任公司神华煤直接液化

项目一期先期工程竣工环境保护验收

监测报告

中国环境监测总站

内蒙古自治区环境监测中心站

2014 年 4 月

建设项目竣工环境保护

验收监测报告

总站环监验字[2014]第 020 号

项目名称：神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目

一期先期工程

建设单位：神华集团有限责任公司

中国环境监测总站

内蒙古自治区环境监测中心站

2014 年 4 月

承担单位: 中国环境监测总站

法人代表: 陈斌

项目负责人: 李曼

审核: 李曼

审定：齐文启敬红

合作单位：内蒙古自治区环境监测中心站

站长：张丽君

报告编写人: 潘磊

项目审核：齐小娟

项目审定：丁军

中国环境监测总站内蒙古自治区环境监测中心站

电话: （010 ）84929281 电话: （0471）4632107

传真: （010 ）84923834 传真: （0471）4632100

邮编: 100012 邮编: 010010

地址: 北京市朝阳区安外大羊坊地址: 内蒙古呼和浩特市腾

8 号院乙飞路 39 号

神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目一期先期工程竣工环保验收监测报告

I

目录

一、前言 ................................................................................................................................. 1

二、验收监测依据 ....................................................................................................................... 4

三、建设项目概况 ....................................................................................................................... 5

3.1 工程地理位置 ......................................................................................................................... 5

3.2 工程概况 ............................................................................................................................... 10

3.3 生产工艺简介及产污分析 ................................................................................................... 17

3.4 污染物排放及其治理措施 ................................................................................................... 46

3.5 环评及批复实际建设情况 ................................................................................................... 64

四、环评结论和环评批复要求 ................................................................................................. 66

4.1 环境影响评价结论 ............................................................................................................... 66

4.2 原国家环保总局环评批复要求 ........................................................................................... 70

五、验收监测评价标准 ............................................................................................................. 73

5.1 评价标准 ............................................................................................................................... 73

5.2 评价标准限值 ....................................................................................................................... 74

六、验收监测质量控制和质量保证 ......................................................................................... 76

6.1 监测分析方法 ....................................................................................................................... 76

6.2 质量保证 ............................................................................................................................... 78

七、验收监测内容 ..................................................................................................................... 79

7.1 验收监测期间工况监督 ....................................................................................................... 79

7.2 污染源排放监测内容 .......................................................................................................... 80

7.3 环境质量监测内容 .............................................................................................................. 82

八、监测结果与分析评价 ......................................................................................................... 83

8.1 验收监测期间工况 ............................................................................................................... 83

8.2 锅炉入炉煤质分析 ............................................................................................................... 84

8.3 废气监测结果与分析评价 ................................................................................................... 85

8.4 废水监测结果与分析评价 ................................................................................................. 106

8.5 噪声监测结果与分析评价 ................................................................................................. 113

8.6 环境空气监测结果与分析评价 ......................................................................................... 114

8.7 地下水监测结果与分析评价 ............................................................................................. 118


II

8.8 污染物排放总量 ................................................................................................................. 120

九、环境管理检查 ................................................................................................................. 120

9.1 建设项目环境保护法律、法规、规章制度的执行情况 ................................................. 120

9.2 环境管理机构设置及建立环境管理制度 ......................................................................... 121

9.3 环评批复落实情况 ............................................................................................................ 121

9.4 固体废物产生及处理处置情况 ........................................................................................ 126

9.5 排污口规范化、污染源在线监测仪的安装情况 ............................................................ 128

9.6 厂区绿化情况 .................................................................................................................... 129

十、环境风险防范措施 ........................................................................................................... 130

10.1 风险防范措施 ................................................................................................................... 130

10.2 环境风险应急预案的制定和演练 .................................................................................. 132

十一、公众意见调查 ............................................................................................................... 135

十二、结论及建议 ................................................................................................................... 136

12.1 结论 ................................................................................................................................... 136

12.2 建议 ................................................................................................................................... 141


1

一、前言

神华集团有限公司是中央管理的44家国有重要骨干企业之一，公司负

责开发经营的神华工程是一个以能源、交通为主导产业，集煤矿、铁路、

电厂、港口、航运为一体、跨行业的特大型集团项目，被列入我国“八

五”、“九五”能源交通重点项目，在国民经济和发展中占有重要地位。

神华集团有限责任公司所属神府东胜煤田属世界八大煤田之一，位于

陕西省榆林地区北部和内蒙古鄂尔多斯市境内，是我国重点开发的能源战

略基地，经过15年的开发，其中位于内蒙古境内的神华矿区已形成年生产

煤炭 4000 万吨能力的框架。随着西部大开发战略向纵深展开，神华矿区

和矿区建设的煤液化工厂将成为西部能源重化工基地的重要组成部分。另

外发展煤液化技术是调整我国能源结构的战略性措施，具有重大的政治、

经济战略意义；该项目是世界第一个大型煤直接液化项目；并且该项目的

建设对我国洁净煤技术的发展和环境保护也具有很大的推动作用。

在神华煤液化项目立项和可行性研究阶段，神华集团根据当时国外技

术的现状,选择采用了美国 HTI 工艺。2002 年中国五环化学工程公司编制

完成《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响报告书》，原

国家环保总局以环审[2002]128 号对该项目予以批复。

该项目批复以后，神华集团根据项目的进度安排，从国内的煤炭、石

化等行业招聘了一大批高级管理和专业技术人才，开展了一系列的技术分

析和论证工作，详细比较了各国技术的优缺点、技术可靠性、可操作性和

设备问题，并根据国内外专家的建议，考虑到 HTI 是根据短时间内的离线

稳定加氢数据推算的数据作出的工艺包，神华集团再次委托 HTI 和石油化

工研究院等配合，按照工艺包条件和流程进行验证性试验。经过 HTI 工艺


2

包数据和验证性试验结果的比较，发现 HTI 工艺在某些方面存在技术上难

以克服、威胁装置长周期连续稳定运转的重大潜在风险。

通过多方面的开发、研讨和优化并吸取了其它煤直接液化工艺的优

点，神华集团煤直接液化工艺课题组提出了具有自主知识产权的中国神华

煤直接液化工艺设计原理，并在工艺连续试验小试装置（BSU）上进行了

验证试验。神华集团经过慎重考虑，决定放弃 HTI 工艺，改用“神华煤直

接液化工艺”。神华集团认为该工艺拥有自主知识产权，其各段组合的工

艺借鉴了各国煤直接液化的优点，相对成熟可靠，工艺连续试验装置的试

验结果经过了各方面专家的审查和认可，可操作性好，技术经济指标较

好。

由于整个工艺技术方案的选择从本质上发生了变化，引起了全厂总工

艺流程、物料平衡、产品分布和产品数量发生重大改变，相关装置、配套

的储运工程、公用工程消耗、全厂总平面布置也相应需进行较大的变动。

根据国务院令第 253 号《建设项目环境保护管理条例》的规定，对项目发

生重大工艺及其变更的，建设单位需重新报批环境影响报告书。基于以上

原因，2003 年 9 月中国石化工程建设公司完成了中国神华集团有限责任公

司神华煤直接液化项目（先期工程）设计说明，2005 年 1 月五环科技股份

有限公司编制完成《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响

（补充）报告书》。2005 年 1 月 19 日，原内蒙古自治区环境保护局以内

环字 [2005]28 号文对《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影

响（补充）报告书》作出了审查意见。2005 年 3 月 16 日，原国家环境保

护总局以环审[2005]264 号文进行了批复。

工程于 2004 年 8 月开始建设，2008 年 12 月建成。2009 年 6 月内蒙

古自治区环境保护厅以内环字[2009]76 号文同意该工程试生产。

为降低煤直接液化项目实施风险，改善煤直接液化项目产品性质，神


3

华集团依托已建成的第一条煤直接液化生产线，在现有厂区内新增18万吨

/年间接液化合成油品装置（工业化试验装置），其主要生产过程是：利用

已建成的第二套煤制氢（106 单元）提供的合成气，经过费托合成反应生

产柴油、石脑油和石油液化气产品。2009 年 11 月五环科技股份有限公司

编制完成《神华煤直接液化一期工程中增加合成油品装置环境影响报告

书》，2010 年 2 月 23 日环境保护部以环审变办字[2010 号]5 号文进行了

批复；2010 年 6 月 10 日内蒙古自治区环保厅以内环字[2010]92 号文批复

了该项目的试生产申请。合成油品装置经过 2010 年 5 月（煤直接液化装置

检修期间）约 1000 小时的试运行以后，因没有气源而一直处于停工状态。

本工程属环境保护部审批的建设项目，工程验收监测工作由中国环境

监测总站负责。根据国务院第 253 号令《建设项目环境保护管理条例》、

原国家环保总局 13 号令《建设项目竣工环境保护验收管理办法》和原国家

环保总局[2000]38 号文《关于建设项目环境保护设施竣工验收管理有关问

题的通知》等文件的要求。中国环境监测总站组织内蒙古自治区环境监测

中心站于 2009 年 7 月 27 日对该工程现场进行了勘查，并查阅了相关的技

术资料，在此基础上编制了《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目

先期工程竣工环境保护验收监测方案》，2010 年 7 月编制完成《神华集团

有限责任公司神华煤直接液化项目先期工程竣工环境保护验收监测报告》

（总站环监字[2010]第 090 号）。由于当时一期工程环评批复中提出的马

家塔村搬迁、三条线（97.79km 新鲜水输送管线、厂区至火车装卸站台输

油管廊、厂区至蒸发塘污水管线）生态验收调查等问题尚未得到彻底解决，

不具备验收条件。2013 年 8 月，中国神华煤制油化工有限公司解决了以上

影响环保验收的问题后于 2013 年 9 月 10 日向中国环境监测总站申请对神


4

华煤直接液化项目进行重新监测。2013 年 9 月 23 日，中国环境监测总站

组织内蒙古自治区环境监测中心站对该工程现场进行了勘查，查阅了相关

的技术资料，在此基础上编制了《神华集团有限责任公司神华煤直接液化

项目先期工程竣工环境保护验收重新监测方案》（总站环监验字[2013]第

030 号）。根据监测方案内蒙古自治区环境监测站于 2013 年 12 月 30 日至

2014 年 1 月 15 日、2014 年 3 月 17 日至 2014 年 3 月 18 日对该工程污染

物排放情况进行了监测，对环保设施进行了检查，根据环保检查和监测结

果编制本验收监测报告。

二、验收监测依据

1、国务院第 253 号令《建设项目环境保护管理条例》；

2、国家环境保护总局第 13 号令《建设项目竣工环境保护验收管理办

法》；

3、国家环境保护总局，环发[2000]38 号《关于建设项目环境保护设施

竣工验收监测管理有关问题的通知》；

4、五环科技股份有限公司《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项

目环境影响（补充）报告书》；

5、五环科技股份有限公司《神华煤直接液化一期工程中增加合成油品

装置环境影响报告书》；

6、原环境保护总局环审[2002]128 号《关于神华集团有限责任公司神

华煤直接液化项目环境影响报告书审查意见的复函》；

7、原环境保护总局环审[2005]264 号《关于神华集团有限责任公司神

华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书审查意见的复函》；


5

8、环境保护部环审变办字[2010]5 号《关于同意神华煤直接液化一期

工程中增加合成油品装置环境影响报告书（变更重新上报）的函》；

9、原内蒙古自治区环境保护局内环办发[2002]22 号《关于神华集团有

限责任公司神华煤直接液化项目环境影响报告书审查意见的报告》；

10、原内蒙古自治区环境保护局内环字[2005]28 号《关于神华集团有

限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书的初审意见》；

11、内蒙古自治区环境保护厅内环字[2010]92 号《关于同意神华煤直

接液化一期工程中增加合成油品装置项目试生产的审查意见》；

12、原内蒙古自治区环境保护局内环函字[2004]76 号《关于确认神华

集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响评价执行标准的函》；

13、鄂尔多斯市环境保护局鄂环发[2004]389 号《关于神华集团有限责

任公司神华煤直接液化项目二氧化硫、烟（粉）尘总量排放指标的批复》；

14、鄂尔多斯市环境保护局鄂环发[2005]242 号《关于神华煤制油油灰

渣综合利用自备电站排放污染物 SO2、烟尘总量指标的批复》；

15、鄂尔多斯市环境保护局鄂环发[2014]66 号《鄂尔多斯市环境保护

局关于中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司调整煤直接液

化先期工程二氧化硫排放总量指标意见的通知》。

三、建设项目概况

3.1 工程地理位置

该项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市伊金霍洛旗（简称伊旗）境内东

胜矿区，距伊旗阿镇约 35 km，北距东胜市 80 km，距离包头市 200 km。

厂址位于马家塔村西北1.0 km，东南距马家塔露天矿宿舍1.1 km及矿

区总医院 1.6 km，矿区物资库 1.8 km，西南临黑炭沟，北为上湾矿井井田


6

边界，南距黑炭沟小区 3.5 km。

生产厂区位于上湾井田范围内，其西北侧为补连塔井田；其东北侧为

白石头井田；上湾井田在其南侧。

铁路装卸区位于矿区公路和大柳塔至东胜铁路以东，乌兰木伦河护岸

以西物资库和蓄水池以北的可用地范围以内，距生产厂区厂址直线距离约

1.0 km。

项目地理位置详见 3-1。厂区平面布置图详见 3-2。火车装卸区平面图

详见 3-3。厂址周边情况详见 3-4。

图 3-1 地理位置示意图

神华煤液化

项目


7

图注： :无组织废气监测点; :厂界噪声监测点

图 3-2 厂区平面图 A

N 1#

2#

3#

4#

1#

2#

3# 4#

5#

6#

7#

8#


8

图 3-2 厂区平面图 B


9

图注： :无组织废气监测点;

图 3-3 装卸区平面图

图 3-4 厂址周边情况

N

N


10

3.2 工程概况

3.2.1 基本情况

项目名称：神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目一期先期工程

由于中国神华煤直接液化技术目前尚处于试验室阶段，在世界范围内

还未曾有过工业化的实例。为了减少项目投资的风险，神华集团决定分步

实施本项目，即先期建设煤液化三条生产线中的一条线，其规模为 108 万

吨/年油品，其它的生产装置相应也分期配套建设或暂不建设，待先期投产

的装置—主要是煤液化的核心装置，经过一定时间的磨合运行使其技术成

熟可靠后，再行建设一期工程（324 万吨/年油品）的剩余部分（即另外二

条线）。

建设单位：神华集团有限责任公司

投资情况：该项目实际总投资为 127 亿元，环保总投资为 8.9 亿元，

占总投资的 7%。项目自 2009 年试运行以后，公司又通过新增环保设施和

技术改造增加环保投资共计约 2.7 亿元，环保投资所占比例提高至 9.2%。

环保投资情况详见表 3-1。

项目性质：新建。

项目规模：年产成品油 108 万吨。

表 3-1 工程环保投资情况一览表

项目名称投资(万元)

污水治理

污水处理场 24000

含硫污水汽提 7468

酚回收 1764

自动切水器 32

新建污水汽提装置 3836.5

含硫污水增加除油设施 175

含盐 PT 系统改造 492.95

增设生活污水、气化废水缓冲沉淀池改造 267.64

含油污水来水增加污油回收设施 759.5

火炬气酸性水排放流程改造 17.1


11

酚回收装置酚塔扩能 150

催化剂废水处理系统循环蒸发器扩能改造项目 150

高浓度污水预处理系统 6600

高浓度污水臭氧氧化系统 3480

精制反渗透及 MBR+RO 深度处理 14000

废气治理

硫磺回收尾气处理部分 44

煤直接液化项目油灰渣成型机尾气治理项目 300

除尘设施 4174

气体脱硫（按 25%计） 1595

浮顶油罐（按 25%计） 197

燃料气回收及火炬系统（按 50%计） 2648

锅炉烟囱 465

固废治理废渣填埋场 4103

噪声治理消声器 292

环境监测环境监测井 51

环保监测仪器 287

绿化及生态建设绿化及生态恢复 35300

绿化水回用设施完善改造 3.5

环保管理

轻油罐区地面硬化 80

厂区及 829 装置区防渗改造 1000

灰渣库大坝加固项目 600

排水系统 1250

事故消防水池 948

总投资 116530.19

专项投资所占比例（%） 9.2%

3.2.2 建设内容

项目组成情况见表 3-2。

表 3-2 全厂生产装置和设施组成一览表

序

号装置和主项名称主要功能生产能力

A 主生产装置

1 备煤为煤液化装置和制氢装置提供煤粉成品 200 万吨/年（产品产量）

2 催化剂制备为煤液化装置提供合格的高效催化剂 32.88 万吨/年

3 煤液化煤加氢液化，生产出液化油 108 万吨/年

4 加氢稳定为煤液化提供满足要求的溶剂，并对煤液化装置生产出的液化油进行预

加氢 368万吨/年

5 加氢改质对煤液化后并经加氢稳定过的生成油和轻烃回收装置来的加氢

石脑油进行加氢深度精制和改质

102.52 万吨/年（处理

量）

6 空分为制氢装置提供氧气 5 万 NM3/h×2（氧产量）

7 煤制氢为煤液化装置和柴油加氢装置提供新鲜氢气 13.5 万 Nm

3/h×2（氢气

产量）

8 轻烃回收回收气体中的轻烃及氢气 36.2 万吨/年（处理量）


12

9 含硫污水汽提从含硫污水中脱除 NH3、H2S 74.4 万吨/年×2（处理

量）

10 硫磺回收将酸性气体中H2S转化为硫磺 2.5万吨/年（硫磺产量）

11 气体脱硫脱除干气和液化气中的 H2S 106.4 万吨/年

12 油渣成型将液化油渣成型后综合利用 60 万吨/年（产量）

13 酚回收脱除含酚废水中的酚 74.4万吨/年（处理量）

14 * 天然气制氢装置为煤液化装置提供氢气 80000Nm

3/h（氢气产量）

15 *

二氧化碳捕集与

封存示范装置将煤气化产生的二氧化碳通过压缩成液体后封存于地下岩层之间 10 万吨/年（产品产量）

16 ** 煤间接液化采用费托合成工艺生产液化油（一直处于停工状态） 18万吨/年（产品产量）

17 * 催化重整装置改善产品结构，提高油品品质 10万吨/年（产品产量）

B 辅助生产设施

1 罐区贮存中间油品、成品油和火车装卸油品 ——

2 空压站和氮气站为工厂提供压缩空气和仪表空气以及事故氮气 ——

3 酸碱站为工厂提供盐酸和烧碱 ——

4 中央化验室为全厂提供分析化验 ——

5 中央调度楼对全厂进行调度操作 ——

6 维修中心为全厂提供机电仪维修服务，保管贮存备品备件 ——

7 火炬系统安全处理工厂易燃气体 120Nm3（处理能力）

8 渣场

灰渣库用于贮存处置煤液化项目锅炉装置和煤气化装置排放的

煤渣、滤饼和飞灰；蒸发塘用以存放蒸发器浓缩液及开停工期

间不合格排水；废催化剂池用于填埋废催化剂及污水处理场“三

泥”

120 万 m³灰渣填埋库

90 万 m³蒸发塘

2 万 m³危废填埋池

10 固体物料贮运系

统

贮运液化煤、气化煤、燃料煤、液化油灰渣、灰渣、硫磺、催

化剂制备原料硫酸亚铁等

C 公用工程设施

1 全厂总图运输全厂总图和运输 ——

2 供热系统 3台440t/h循环流化床锅炉提供全厂用汽 3台440t/h锅炉；2套100

MW 发电机组

3 铁路装卸场单元内设有装车车位 52 个，卸车车位 15 个，普洗车位 24 个及

5 座储罐（总罐容为 2230m3）

——

4 汽车装卸场本单元内设有 32 个汽车装卸车位，10 座储罐（总罐容为

2250m3）

——

5 供配电全厂供配电 ——

6 给排水全厂给排水 ——

7 除盐水系统为全厂生产提供除盐水 ——

8 循环冷却水系统为全厂生产提供循环水 ——

9 污水处理系统处理全厂污水 ——

10 厂区外管厂区外管 ——

11 消防及火警系统为全厂生产提供消防和报警安全服务 ——

12 全厂通讯为全厂生产提供通讯服务 ——

D 生活服务设施 ——

1 综合楼

生活服务设施

——

2 大门及值班室 ——

3 其它生活设施 ——

注：*装置为内蒙古自治区单独立项项目

**装置为未单独立项项目


13

3.2.3 水平衡

本项目工程用水由浩勒报吉水源地提供。该工程给水系统包括生产、

生活和循环水系统。

工程排水包括低浓度含油废水、（含硫、含酚）高浓度污水、含盐污

水、催化剂制备废水、浓盐水及生活用水排水。全厂生活污水及生产废水

全部进入相应的净化处理装置，污水回用率 98%以上；约 300t/d 的蒸发器

浓缩液需排至蒸发塘自然蒸发外，无其他污水排放。全厂生产用新鲜水消

耗量 817.7m3/h。

3.2.4 工程调整情况说明

先期工程实际建设情况和一期工程的设计建设情况具体区别主要有以

下几个方面：

（1）鉴于产出的石脑油数量不大，先期工程暂不建重整—抽提及异构

化装置。石脑油暂作为产品出厂。

（2）为解决煤液化试运初期酸性水带油和煤粉多严重影响原有 74.4

万吨/年酸性水汽提装置运行问题，2009 年又增建了一套同规模汽提装置做

备用，2011 年后酸性水水质改善并同时完成了原有汽提装置塔盘改造，原

酸性水汽提装置满足了酸性水处理要求，新建装置停用（做备用）；为提

高催化剂废水蒸发器处理水质，增建了一套 74.4 万吨/年的污水汽提装

置。

（3）污水处理站改造。高浓度污水处理系统进行了改造，建设了膜反

应器及精制反渗透等净化水深度处理设施。

（4）蒸发塘容量由环评设计时的 70 万立方米扩容至 90 万立方米。

（5）煤液化油灰渣成型系统烟气新增油烟电捕集系统。

（6）自备电站供蒸汽锅炉能力由 430 吨/小时变更为 440 吨/小时。


14

本项目先期工程建设情况与一期工程规划对比情况见表 3-3。


15

表 3-3 先期工程建设情况与一期工程规划对比表

序号装置名称建设规划说明

先期工程一期工程

一、主生产装置

1 备煤装置建设一条 200 万吨/年的生产线，增建两条 200 万吨/年的生产线，即一期工程完成后总规模达到 600 万吨/

年

2 催化剂制备装置建设一条 32.88 万吨/年（按产品计）的生产线增建两条 32.81 万吨/年(按产品计)的生产线，即一期工程完成后总规模达到

98.42 万吨/年

3 煤液化装置建设一条 108 万吨/年的生产线增建两条 108 万吨/年的生产线，即一期工程完成后总规模达到 324 万吨/

年

4 加氢稳定装置建设一条 368 万吨/年的生产线增建两条 300 万吨/年的生产线，即一期工程完成后总规模达到 968 万吨/

年

5 加氢改质装置建设一条 102.52 万吨/年（按处理量计）的生产线增建两条 100 万吨/年(按处理量计)的生产线，即一期工程完成后总规模达

到 300 万吨/年(按处理量计)

6 重整—抽提装置暂时不建新建一条 80 万吨/年的生产线

7 异构化装置暂时不建新建一条 10 万吨/年的生产线

8 煤制氢装置建设两条 13.5 万 Nm3/h 的生产线

增建 4 套 13.5 万 Nm3/h 的生产线，煤制氢生产能力达 81 万 Nm

3/h 的生产

线

9 空分装置建设两条 5 万 Nm3/h 的氧气生产线增建三条 6 万 Nm

3/h 的生产线，即一期工程完成后总规模达到 28 万 Nm

3/h

10 轻烃回收装置建设一条 36.2 万吨/年（按处理量计）的生产线增建两条 36.2 万吨/年(按处理量计)的生产线，即一期工程完成后总规模达

到 108.6 万吨/年(按处理量计)

11 含硫污水汽提装置

建设一条 74.4 万吨/年（按处理水量计）的生产线

2009 年增建一条 74.4 万吨/年（按处理水量计）

的生产线做煤液化酸性水汽提备用。

2012 年再增建一条 74.4 万吨/年（按处理水量计）

的生产线用于处理 E2（催化剂废水蒸发）净化水

增建一条 148.8 万吨/年(按处理水量计)的生产线，即一期工程完成达到 372

万吨/年(按处理水量计)的规模

12 硫磺回收装置建设一条 2.5 万吨/年的生产线增建一条 7.5 万吨/年的生产线，即一期工程完成后总规模达到 10 万吨/年

13 气体脱硫装置建设一条 106.4 万吨/年 (按处理量计)的生产线增建一条 212.8 万吨/年(按处理量计)的生产线，即一期工程完成后总规模达

到 319.2 万吨/年(按处理量计)


16

14 油渣成型装置建设一条 66.96t/a (按油渣处理量计)的生产线增建一条 133.92(按油渣处理量计)的生产线，即一期工程完成后达到

200.88 万吨/年(按油渣处理量计)

15 酚回收装置建设一条 74.4t/a (按处理水量计)的生产线增建一条 148.8 万吨/年(按处理水量计)的生产线，即一期工程完成后总规模

达到 223.2 万吨/年(按处理水量计)

二、辅助生产设施

1 罐区一次建成

2 空压站和氮气站建成一条线增建一条线

3 中央化验室一次建成

4 中央调度楼一次建成

5 维修中心一次建成

6 火炬系统一次建成

7 渣场

渣场一、渣场二功能合并，位于厂址西北 4公里处。

先期一般固废填埋场容量为 120万立方米，蒸发塘

总容量 90万立方米。

在已有灰渣库基础上通过抬高灰渣库大坝高度，使灰渣库总库容达到 500

万立方米，满足一期工程建成后运行需要

8 火车装卸区一次建成土建部分及部分配套设施增建储罐及装车鹤管等配套设施

三、公用工程设施

1 供热系统

由热电中心供热（3台 440t/h循环流化床锅炉和 2

台 100MW凝汽式汽轮机发电机组）增加 3台 440t/h煤粉锅炉

在污水处理场新增 2台 75t/h燃气锅炉

2 除盐水系统为一条生产线配套建设增建设施为两条线配套

3 循环冷却水系统为一条生产线配套建设增建设施为两条线配套

4 污水处理系统建设一条线及部分地下设施增建两条线部分配套设施

5 供水管线先期工程一次建成

四、生活服务设施先期工程一次建成


17

3.3 生产工艺简介及产污分析

煤液化工程采用“神华煤直接液化工艺”工艺流程。项目由煤制备装

置、催化剂制备装置、煤液化装置、煤液化油加氢稳定装置、加氢改质装

置、煤制氢装置、空分装置、轻烃回收装置、含硫污水汽提装置、硫磺回

收装置、气体脱硫装置、酚回收装置、油渣成型装置和火炬系统等组成。

3.3.1 备煤装置

3.3.1.1 装置目的

本装置主要是将来自固体物料输送单元的精煤进行磨粉、干燥处理，

为煤液化装置提供符合其工艺要求的液化煤粉；将来自固体物料输送单元

的上湾 3 号煤进行磨粉、干燥处理，为煤制氢装置提供符合其工艺要求的

气化煤粉。

3.3.1.2 工艺流程简述

本装置采用“一级磨粉干燥＋一级煤粉分离收集＋中间贮仓”的工艺

技术，具体工艺流程简述如下：

液化原料煤制备系统：洗煤厂产出的部分洗精煤经过皮带机送入磨前

碎煤仓中，再由称重给煤机定量将精煤仓中的精煤经落煤管道送入磨煤机

碾磨成煤粉，并对煤粉进行干燥，干燥后的煤粉再进入旋转分离器中经过

分离，不合格的粗煤粉返回碾磨区重磨，合格的煤粉由热惰性气体带出磨

煤机外，经管道送入煤粉收集器，并下落到煤粉收集器下部的料斗内短时

间的贮存，料斗内的煤粉由出料口处排粉旋转给料机排至煤粉收集器排粉

输送机中，煤粉收集排粉输送机送来的煤粉经煤粉输送机输送，并经煤粉

输送机配套的插板阀分配至煤液化装置的油煤浆制备工序中的干煤粉储仓

的上部，经除铁器除去铁屑后由煤粉旋转给料机送入干煤粉仓中，再由煤

粉仓底的煤粉旋转给料阀、螺旋输送机送至煤液化装置。


18

制氢原料煤制备系统：煤制氢用的煤送入磨前碎煤仓中，再由称重给

煤机定量将碎煤仓中的煤经落煤管道送入磨煤机碾磨成煤粉，并对煤粉进

行干燥，干燥后的煤粉再进入旋转分离器经过分离，不合格的粗煤粉返回

碾磨区重磨，合格的煤粉由热惰性气体带出磨外，经管道送入煤粉收集

器，并下落到煤粉收集器下部的料斗内短时间的贮存，料斗内的煤粉由出

料口处排粉旋转给料机排至排粉螺旋输送机中，加压输送至煤制氢气化装

置。

具体工艺流程见图 3-5《备煤装置带污染源工艺流程示意图》。

图 3-5备煤装置带污染源工艺流程示意图

3.3.1.3 装置污染源及污染物

本装置的废气污染源主要有煤粉制备工艺尾气等；废水污染源主要有

机泵冷却水；固体废物主要有液化煤粉制备废渣。具体的“三废”排放情

况见表 3-4。


19

表 3-4 备煤装置“三废”排放情况一览表

类别污染源

名称

主要污染物

名称

排放

方式

处理措施

及排放去向

废气

液化煤制备烟道气 SO2

连续经除尘处理后排入大气烟尘

液化煤制备收尘尾气粉尘 ——

洗煤厂输送过来的经过

水喷淋的洗精煤在进仓

过程，基本不产生扬尘，

因此引风机阀门长期关

闭，不排放，系统封闭。

制氢煤制备烟道气 SO2

连续经除尘处理后排入大气烟尘

制氢煤制备收尘尾气粉尘 ——

洗煤厂输送过来的经过

水喷淋的洗精煤在进仓

过程，基本不产生扬尘，

因此引风机阀门长期关

闭，不排放，系统封闭。

第一转运站尾气粉尘间断经水喷淋除尘返回皮带

第二转运站尾气粉尘间断经水喷淋除尘返回皮带

废渣液化、气化制粉废渣石子等间断送渣场填埋

煤制备烟道气煤粉收集器煤气化煤制备烟道气煤粉收集器

转运站尾气除尘器液化煤制备收尘尾气除尘器


20

3.3.2 催化剂制备装置

3.3.2.1 装置目的

为煤直接液化装置提供合格的反应催化剂。


本装置的废气污染源主要有氧化反应器放空气、一段干燥窑尾气、二

段干燥过滤器尾气；废水污染源主要有滤液缓冲槽洗涤水、机泵冷却水

等。

具体的“三废”排放情况见表 3-5。

表 3-5 催化剂制备装置“三废”排放情况一览表

类

别

污染源

名称

主要污染物

名称

排放

方式

处理措施

及排放去向

废

气

氧化反应器放空气 N2 86%; O2:11.8 %;

H2O:2.2% 连续大气

一段干燥窑尾气粉尘连续布袋除尘

二段干燥过滤器尾气粉尘连续布袋除尘

废

水

滤液缓冲槽洗涤水氨氮

连续去污水处理场催化剂

废水处理系统硫酸盐

机泵冷却水 COD

连续去污水处理场含油污

水处理系统石油类

催化剂制备一段收尘器催化剂制备二段收尘器

3.3.3 煤液化装置

3.3.3.1 装置目的


21

本装置主要是将原料精煤、补充硫、催化剂和供氢溶剂制备成油煤

浆，即油煤浆制备部分。反应部分是指油煤浆和氢气在高温、高压以及催

化剂作用下进行反应，生成液化油的过程。分馏部分主要是将液化油和未

反应的煤、灰分和催化剂等固体进行分离，液化油去加氢稳定装置，减压

塔底油渣去界区。


本装置的废气污染源主要有加热炉烟气；废水污染源主要有机泵冷却

水；常压塔顶回流罐排含硫污水、冷低压分离器排含酚污水等。


表 3-6 煤液化装置“三废”排放情况一览表

类别污染源名称主要污染物名称排放方式处理措施及排放去向

废气煤浆进料加热炉烟气

SO2

连续大气烟尘

氮氧化物

废水

冷中压分离器排含硫

含酚污水

氨氮

连续去污水汽提装置、酚回收硫化氢

挥发酚

机泵冷却水 COD

连续去污水处理场含油污水

处理系统石油类

地坪冲洗水 COD

连续去污水处理场含油污水


废渣减压塔底废油灰渣油、灰分、黄铁矿、未

转化煤等连续综合利用


22

煤直接液化装置照片

3.3.4 煤液化油加氢稳定装置

3.3.4.1 装置目的

本装置作用是为煤液化装置提供满足要求的溶剂，并且对煤液化装置

生产出来的液化油进行预加氢。


本装置的废气污染源主要有反应炉前加热炉烟气、分馏塔前加热炉烟

气；废水污染源主要有机泵冷却水、常压分馏塔顶回流罐、冷低压分离器

排含硫污水；固体废物主要有废催化剂等。


表 3-7 加氢稳定装置“三废”排放情况一览表

类别污染源名称主要污染物名称排放方式处理措施及排放去向

废气反应进料炉、分馏炉烟气

SO2

连续大气烟尘

氮氧化物

废水

塔顶回流罐、冷低压分离器

排含硫污水

氨

连续去污水汽提装置氯化物

挥发酚

硫化氢

机泵冷却水 COD 连续去污水处理场含油污


23

石油类水处理系统

地面冲洗水 COD

间断去污水处理场含油污

水处理系统石油类

废渣废催化剂 Mo、Ni、Al2O3 等间断送生产厂家回收利用

加氢稳定装置照片

3.3.5 加氢改质装置

3.3.5.1 装置目的

本装置是深度改善稳定加氢油的质量，提高柴油十六烷值。


本装置采用国内成熟的加氢改质工艺,具体的工艺流程简述如下：

进装置原料油经过滤后混入二硫化碳。由于装置原料的硫含量较低，

所以正常操作时，需要在原料中补硫。滤后原料同补充的二硫化碳混合后

再与混合氢混合，混氢油经反应进料加热炉加热后进入加氢精制反应器。

在加氢精制反应器中，混氢油在催化剂的作用下，进行加氢脱硫、脱氮、

芳烃饱和等反应。精制反应产物经冷氢调节至改质反应所需的温度，进入

加氢改质反应器，进行加氢改质反应。加氢改质反应产物依次与混氢油、

分馏塔进料换热后，经反应产物空冷器冷却，注水后进入高压分离器，进


24

行气、油、水三相分离。从高压分离器分离出的气体，即为循环氢，经循

环氢压缩机升压后返回反应系统，其中一部分作为冷氢调节反应器床层温

度，其余与来自加氢稳定装置的补充氢混合，与原料油混合换热后经加热

炉加热进入反应器。高分油经减压后进入低压分离器，进一步进行气、

油、水三相分离。含硫污水减压后送出装置至污水汽提装置处理。

低压分离器分离出的低分油进入产品分馏塔。低分气送至轻烃回收装

置。

分馏塔设一个侧线，一个中段回流。侧线抽出航煤馏分。分馏塔底部

用蒸汽汽提。塔顶为石脑油，塔底抽出柴油产品。中段回流去航煤汽提塔

重沸器做重沸器热源。柴油产品经换热，空冷器冷却后出装置。航煤汽提

塔塔底产品经换热，空冷器冷却，水冷器冷却后出装置。

产品分馏塔塔顶石脑油分两路，一路去石脑油稳定塔塔顶做冷回流，

一路经航煤与石脑油换热器换热后进入石脑油稳定塔中部，石脑油稳定塔

顶气体与产品分馏塔顶气体一起去轻烃回收装置，塔底产品经石脑油空冷

器、石脑油水冷器冷却后出装置。

具体见图 3-6《加氢改质装置带污染源工艺流程示意图》


25

图 3-6加氢改质装置带污染源工艺流程示意图


本装置废气污染源主要有混氢油加热炉烟气、分馏塔底重沸炉烟气；

废水污染源主要有机泵冷却水、冷高压分离器排含硫污水、分馏塔顶回流

罐排含硫污水等；固体废物有加氢精制废催化剂、加氢改质废催化剂等。

具体的“三废”排放见表 3-8。

表 3-8 加氢改质装置“三废”排放情况一览表

类别污染源名称主要污染物名称排放方式治理措施及去向

废气混氢油加热炉、分馏

塔底重沸炉烟气

SO2

连续大气烟尘

氮氧化物

废水

机泵冷却水 COD

连续

送污水处理场处理石油类

冷高压分离器低压

分离器排含硫污水

COD

去污水汽提装置石油类

硫化物

废渣加氢精制废催化剂 MoO3、NiO、Al2O3等间断催化剂厂家回收利

用加氢改质废催化剂 WO3、NiO、Al2O3等间断


26

加氢改质装置照片

3.3.6 煤制氢装置

3.3.6.1 装置目的

本装置是为煤液化装置、加氢稳定装置和加氢改质装置提供工艺用补

充氢气。


本装置是以上湾 3 号煤为原料，通过煤粉制备、Shell 干煤粉加压气

化、耐硫 CO 变换、酸性气体脱除和氢气提纯等工艺过程，制备符合工艺

要求的氢气。具体工艺流程简述如下：

来自固体物料贮运装置的精煤首先经磨煤、干燥制得合格粉煤后输送

至气化炉，粉煤与来自空分装置的氧气，以及过热蒸汽在高温高压的气化

炉中进行部分氧化反应，生成以(CO+H2)为主要成分的合成气，合成气经

热量回收和除尘处理后，送变换工序。

从煤气化工序来的合成气与高压蒸汽混合后，先进入主热交换器预热


27

后，进入变换炉一段，进行变换反应，再经分别换热后，进变换炉二段、

三段，进行变换反应。再经除盐水预热器、变换气空冷器冷却并分离冷凝

液后去酸性气体脱除工序。

来自变换工序的变换气经洗氨塔洗涤及冷却器冷却后，进入变换气/甲

醇水分离器，分离出甲醇和水后的变换气再进入甲醇洗涤塔，依次脱除

H2S、CO2 后出洗涤塔，然后经气/甲醇换热器、供气冷却器换热后去氢气

提纯工序。

由甲醇洗涤塔出来的富含 CO2 的甲醇溶液去再吸收塔闪蒸段闪蒸出

CO2后，在吸收段洗涤吸收来自富含H2S 甲醇溶液解析段的解析气。经过

再吸收后的剩余气体去水洗塔除去夹带的甲醇。出塔气体排放至火炬燃

烧；底部出来的富含 H2S 甲醇溶液送至热再生塔用甲醇蒸汽汽提，达到完

全再生的目的。汽提气经冷凝分离出富含 H2S 气体，去硫回收装置。热再

生塔出来的含水甲醇送甲醇/水分离塔分离甲醇中的水，塔底废水大部分循

环到水洗塔，剩余部分送污水处理装置。

酸性气体脱除工序来的气体，经计量后进两级PSA 吸附器组，出吸附

器组的产品氢气送煤液化、加氢稳定和加氢改质等装置。

具体流程见图 3-7《煤制氢装置带污染源工艺流程示意图》。

图 3-7 煤制氢装置带污染源工艺流程示意图


28


本装置的废气污染源主要有煤制氢煤粉制备工艺尾气、煤制氢煤粉制

备收尘尾气、煤气化汽提塔废气、煤气化过滤器排气、煤气化灰仓过滤器

排气、酸性气体脱除工序解吸气等；废水污染源主要有煤气化废水、变换

工艺冷凝液、废锅排污水、变换洗涤塔污水和甲醇/水分离塔污水等；固体

废物主要有气化废渣、气化飞灰和变换废催化剂等。具体的“三废”排放情

况见表 3-9。

表 3-9 煤制氢装置“三废”排放情况一览表

类

别

污染源

名称

主要污染物

名称

排放

方式

处理措施

及去向

煤气化灰仓过滤器排气粉尘

连续

大气

煤气化气提塔酸性气 H2S:45.41%;NH3:0.41;CO2:43.99;N2:3.99 去硫磺回收

酸性气体脱除工序解

吸气

甲醇火炬

H2S

酸性气体脱除工序富

H2S 气体 H2S:28.98%;CO2:40.77;N2:28.94 去硫磺回收

废

水

废锅炉排污水主要含钠、钙、镁等无机盐回用作循环水补水

气化污水

COD

去污水处理场含油

污水处理系统

SS

氨氮

氰化物

变换洗涤塔污水氨氮去污水处理场低浓

度污水处理系统硫化物

甲醇水分离塔废水 COD 去污水处理场低浓

度污水处理系统氨氮

废

渣

气化废渣含 C:2～5% 送渣场填埋处置

气化飞灰含 C<1% 送渣场填埋处置

变换废催化剂 CoS、MoS3、Al2O3 间断

送催化剂厂家回收

利用或废催化剂池

填埋


29

煤制氢装置一角

煤气化水洗单元沉淀池煤气化水洗单元过滤器

煤制氢灰仓顶部过滤器煤气化废水沉淀池

3.3.7 空分装置

3.3.7.1 装置目的


30

本装置是为备煤装置、煤液化装置和煤制氢装置提供氧气和氮气。


本装置是以空气为原料，通过离心式空气压缩、分子筛空气净化、两

级空气精馏的方法将空气分离为氧气和氮气，具体工艺流程简述如下：

从大气吸入的空气经空气过滤器滤去灰尘与机械杂质后，入空气压缩

机加压，然后进入空气冷却塔。空气在空冷塔下段，与被污氮冷却的循环

冷却水逆流接触而降温。然后通过上段与经液氨冷却的冷冻水逆流接触降

温，通过分子筛吸附器，清除空气中的水份、二氧化碳和碳氢化合物。已

净化的空气进入冷箱进行深冷分离，出冷箱的产品氧气供煤气化装置使

用；出冷箱的低压氮气一部分经氮气压缩机压缩后送全厂低压氮气用户，

另一部分进组合式循环氮压机，从循环氮压机级间抽出的氮气作为产品氮

气，从循环氮压机末段排出的氮气，一部分作为循环氮气返回冷箱，剩余

部分作为产品氮气送往用户。

具体见图 3-8《空分装置带污染源工艺流程示意图》。

图 3-8空分装置带污染源工艺流程示意图


31


本装置固体废物主要分子筛、铝胶和珠光砂等。具体的“三废”排放情

况见表 3-10。

表 3-10 空分装置“三废”排放情况一览表

类别污染源名称主要成分排放规律处理措施及去向

废渣

分子筛活性炭等 10 年一次送渣场填埋处置

铝胶 Al2O3 10 年一次送渣场填埋处置

珠光砂 SiO2 10 年一次送渣场填埋处置

3.3.8 轻烃回收装置

3.3.8.1 装置目的

本装置是回收煤液化、加氢稳定、加氢改质等装置排放的气体中的氢

气和轻烃。


本装置由中压气变压吸附氢回收部分和轻烃回收部分两部分组成。中

压气变压吸附氢回收部分（以下叙述中简称为 PSA）选用西南化工研究设

计院开发的变压吸附工艺；轻烃回收部分采用低于常温下的吸收解吸稳定

工艺，回收气体中的 C3及 C3以上组分。具体的工艺流程简述如下：

（1）PSA 部分

净化中压气来自脱硫装置，经水分离器分离掉其中夹带和冷凝出的液

滴后送入吸附罐，在多种吸附剂的依次选择吸附下，一次性除去氢以外的

几乎所有杂质，获得纯度大于 99.9 %的产品氢气。

当吸附剂饱和后，通过程控阀门切换至其他塔吸附，吸附饱和的塔则

转入再生过程。在再生过程中，吸附塔首先经过连续四次均压降压过程尽

量回收塔内死空间氢气，然后通过逆放和冲洗两个步序使被吸附杂质脱吸

出来。来自逆放和冲洗步骤的脱吸气压力较低并带有一定量的 C3、C4 组

分，送至气体压缩机入口。


32

（2）轻烃回收部分

PSA 部分的产品氢气经分液罐分液后，由氢气压缩机升压、水冷器冷

却、分液罐分液后送至氢气管网。

来自煤液化装置的常顶气、加氢稳定装置的塔顶气、加氢改质装置的

含硫气压力较低，进装置后与来自PSA 部分的脱吸气混合，经气压机入口

分液罐分液后，由气体压缩机升压，气体经压缩富气空冷器、水冷器冷

却，然后与脱吸塔顶脱吸气、吸收塔底油混合，经混合油气接触器冷却后

进气液平衡罐。

来自煤液化装置的膜分离尾气进入气液平衡罐。

来自加氢稳定装置的石脑油，进入吸收塔上部。

从气液平衡罐出来的富气进入吸收塔下部，与来自加氢稳定装置的石

脑油，以及稳定塔底的补充吸收剂逆流接触。吸收塔中部设有三个中段回

流。吸收塔底的饱和吸收油与压缩富气混合后经混合油气接触器冷却，进

入气液平衡罐。塔顶干气经富气/吸收塔顶气换热器与压缩富气换冷后出装

置。

气液平衡罐底的吸收油一部分直接进入脱吸塔顶部，另一部分经换冷

后进入脱吸塔中部。脱吸塔顶气体至混合油气接触器前与压缩富气混合。

脱吸塔底的脱乙烷油至稳定塔。在稳定塔中 C4 及 C4 以下的馏分从塔

顶馏出, 经塔顶水冷器冷凝进入回流罐。一部分液化气由稳定塔顶回流泵

抽出，作为塔顶回流，另一部分液化气去脱硫装置。

稳定塔底油一部分作为石脑油产品直接去加氢改质装置，另一部分打

入吸收塔顶作为补充吸收剂。

具体见图 3-9《轻烃回收装置带污染源工艺流程示意图》。


33

3-9 轻烃回收装置带污染源工艺流程示意图


本装置的废水污染源主要有机泵冷却水等。具体的“三废”排放情况

见表 3-11。

表 3-11 轻烃回收装置“三废”排放情况一览表

类别污染源名称主要污染物名称排放方式处理措施及去向

废水机泵冷却水 COD、石油类连续去污水处理场含油污水处理系统

轻烃回收装置照片


34

3.3.9 含硫污水汽提装置

3.3.9.1 装置目的

本装置是对煤液化、加氢稳定、加氢改质、硫磺回收等装置排放的含

硫废水进行预处理,回收其中的液氨。


煤液化装置、加氢稳定装置、加氢改质装置和硫磺回收等装置排放的

含硫污水处理采用双塔汽提、氨精制+氨吸收+氨蒸馏的氨回收工艺。具体

的工艺流程简述如下：

自煤液化装置、加氢稳定装置、加氢改质装置和硫磺回收等装置来的

含硫污水一起进入含硫污水脱气罐脱除油气，脱除的油气排至硫磺回收装

置的焚烧炉。罐底含硫污水进入含硫污水储罐，在此长时间静置以隔去水

中大部分油。隔油后含硫污水经送至除油器进一步除去水中微小油滴。除

油后的含硫污水提压后分为两部分，一部分作为冷进料直接进入脱硫化氢

塔上部的第二段填料上方;另一部分经换热进入脱硫化氢塔 26 层塔板。含

硫污水在脱硫化氢塔中自上而下流动，富含 H2S 成份的酸性气自塔顶分

出，送往硫磺回收装置。脱硫化氢塔底的脱硫水经换热后进入脱氨塔24层

塔板，富氨气自塔顶分出，经脱氨塔顶空冷器冷却后进入脱氨塔顶回流罐

进行气液分离，液相作为回流送往脱氨塔顶部；分离出的富氨气经富氨气

冷却器冷却后进入富氨气分凝器,进一步去除H2S的富氨气由富氨气分凝器

顶部送至氨精制罐。富氨液自富氨气分凝器下部压送至含硫污水储罐。脱

氨塔底的净化水经冷却送至净化水储罐，然后净化水分为两部分：大部分

作为产品送往脱酚装置，另一小部分经循环水冷却后返回脱硫化氢塔顶

部。

富氨气在氨精制罐、氨结晶器分别经氨水洗涤法和结晶法脱除 H2S，

然后经气氨精制器（粗）、气氨精制器（精）进一步脱除 H2S 后进入氨吸


35

收塔。自氨蒸馏塔来的稀氨水在氨吸收塔内将氨气吸收。吸收塔顶气送往

硫磺回收部分，吸收塔底部的浓氨水进入氨蒸馏塔顶部。

氨蒸馏塔顶的氨气经塔顶冷凝器冷却后进入液氨罐，然后送至液氨储

罐。

具体流程参见图 3-10《污水汽提装置带污染源工艺流程示意图》。

图 3-10 污水汽提装置带污染源工艺流程示意图


本装置的废气污染源主要有脱硫化氢塔顶酸性气、氨水吸收塔顶气；

废水污染源主要有机泵冷却水、脱氨塔底净化水等。具体的“三废”排放

情况见表 3-12。

表 3-12 污水汽提装置“三废”排放情况一览表


废气

脱硫化氢塔顶酸性气 NH3

连续

去硫磺回收 H2S

氨吸收塔顶酸性气 NH3 去硫磺回收 H2S

装置区无组织排放气 NH3 大气

废水机泵冷却水 COD 去污水处理场含油


36

石油类污水处理系统

含硫污水净化水

硫化物

去酚回收装置氨氮

挥发酚

石油类

3.3.10 硫磺回收装置

3.3.10.1 设置目的

本装置是对上游装置产生的酸性气体进行处理,以副产硫磺供煤液化装

置使用。


本装置制硫部分采用部分燃烧法，即一级高温转化，二级催化转化工

艺，尾气处理部分采用齐鲁石化胜利炼油设计院自主开发的加氢还原吸收

工艺。具体的工艺流程简述如下：

上游装置来的清洁酸性气经分液罐脱液后，进入制硫燃烧炉火嘴，在

制硫燃烧炉内约 50%(v)的H2S进行高温克劳斯反应转化为硫，余下的H2S

中有 1/3 转化为 S02，燃烧时所需空气由制硫炉鼓风机供给。

清洁酸性气分液罐分出的凝液，送至含硫污水汽提装置。

自制硫燃烧炉排出的高温过程气,进入制硫余热锅炉，用余热发生饱和

蒸汽输至蒸汽过热器并网；冷凝下来的液体硫磺与过程气分离，自底部流

出进入硫封罐。

一级冷凝冷却器管程出口的过程气，通过与高温过程气混合后，进入

一级转化器，在催化剂的作用下，过程气中的 H2S 和 SO2转化为元素硫。

反应后的气体进入过程气换热器管程。

过程气换热器管程，与二级冷凝冷却器出口的低温过程气换热，冷凝

下来的液体硫磺，在管程出口与过程气分离，自底部流出进入硫封罐。分

离后的过程气在催化剂的作用，剩余的 H2S 和 SO2进一步转化为元素硫。

反应后的过程气进入三级冷凝冷却器，冷凝下来的液体硫磺，在管程


37

出口与过程气分离，自底部流入硫封罐。顶部出来的制硫尾气经尾气分液

罐分液后进入尾气处理部分。

汇入硫封罐的液硫自流进入液硫池，经注入氨气和氮气，用液硫脱气

泵循环脱气处理，液硫中的有毒气体被脱出至气相，用液硫脱气抽空器的

中压蒸汽作动力，送至尾气焚烧炉焚烧。脱气后的液硫送至煤液化装置作

为硫化介质。

尾气分液罐出口的制硫尾气先进入尾气加热器，与尾气焚烧炉高温烟

气换热，混氢后进入加氢反应器，在催化剂的作用下进行加氢、水解反

应，使尾气中的 SO2、S、COS、CS2 还原、水解为 H2S。反应后的高温

气体进入蒸汽发生器发生饱和蒸汽，急冷降温后的尾气进入尾气吸收塔。

自脱硫装置来的 MDEA 贫胺液先进入贫胺液冷却器，后进入尾气吸收

塔上部，与尾气逆流接触，尾气中的 H2S 被吸收。吸收了 H2S 的 MDEA

富液，返回脱硫装置。

自尾气吸收塔塔顶出来的净化尾气（总硫≤300ppm），进入尾气焚烧

炉，在 610℃高温下，将净化尾气中残留的硫化物焚烧生成 SO2，剩余的

H2和烃类燃烧成H2O和CO2，焚烧后的高温烟气经过蒸汽过热器和尾气加

热器回收热量后，烟气温度降至 300℃左右由排气筒排入大气。

硫磺回收装置事故状态紧急放空及开停工时期临时排放的酸性气设专

线排至火炬系统。

具体流程见图 3-11《硫磺回收装置带污染源工艺流程示意图》。


38

图 3-11 硫磺回收装置带污染源工艺流程示意图


本装置的废气污染源主要有焚烧炉放空尾气和装置区无组织排放气；

废水污染源主要有酸性气分液罐分出的凝液；固体废物主要有废 Co-Mo加

氢催化剂、废 LS901 等。具体的“三废”排放情况见表 3-13。

表 3-13 硫磺回收装置“三废”排放情况一览表

类别污染源

名称主要污染物名称排放方式

处理措施

及去向

废气尾气焚烧炉烟气 SO2

连续

经加氢还原吸收工

艺处理后经焚烧排

入大气

装置区无组织排放气 H2S 大气

废水酸性气分液罐 COD

去污水汽提装置硫化物

废渣

废加氢催化剂 MoO3、CoO

间断

厂家回收利用

废催化剂 Al2O3 送渣场填埋

废催化剂 Al2O3 送渣场填埋

3.3.11 气体脱硫装置

3.3.11.1 装置目的

本装置是对来自煤液化装置的低分气和膜分离氢、加氢稳定装置的低


39

分气、来自加氢改质装置的低分气、来自轻烃回收装置的干气和液化气以

及来自硫磺回收装置的富胺液进行处理。


本装置是与上游装置相配套的加工装置。气体及液化气脱硫采用常规

的醇胺法脱硫工艺流程，选用进口的 MDEA 脱硫溶剂。具体的工艺流程简

述如下：

本装置由气体、液化气脱硫部分和溶剂再生部分组成。

来自煤液化装置、加氢稳定装置和加氢改质装置的低分气在装置内混

合，经中压气冷却器冷却，分液罐分液后，气体送至中压气脱硫塔的下

部。贫胺液（30%MDEA）打入塔的上部，与中压气在塔内逆流接触。气体

中的 H2S 及部分 CO2被胺液吸收并随胺液自塔底流出，净化中压气由塔顶

去分胺罐、聚结器沉降分离出携带的液滴后，送至轻烃回收装置。

干气来自轻烃回收装置，经干气分液罐分离出气体携带的凝液，进入

干气脱硫塔下部。贫胺液（30%MDEA）经升压、冷却器冷却后，打入塔上

部，与干气在塔内逆流接触。气体中的 H2S 及部分 CO2被胺液吸收并随胺

液自塔底流出，净化干气由塔顶去分胺罐、聚结器沉降分离出携带的液滴

后，送出本装置至燃料气系统。

来自轻烃回收装置的液化气送至液化气进料罐，由液化气进料泵抽出

送至液化气脱硫塔下部。贫胺液（30%MDEA）经升压、冷却器冷却后打入

塔上部。液化气和贫胺液在塔内逆流接触，液化气中的 H2S 被胺液吸收并

随胺液自塔底流出。净化液化气自塔顶去分胺罐、聚结器沉降分离出携带

的液滴后，送出装置。

来自硫磺回收装置的富胺液与中压气脱硫塔、干气脱硫塔和液化气脱

硫塔塔底流出的富胺液混合，经换热后，进入富液闪蒸罐，在此闪蒸出所

携带的烃类。闪蒸后的富液经富液泵升压，与来自溶剂再生塔底的高温贫


40

液换热升温后，进入溶剂再生塔进行解吸。

再生后的贫液从再生塔底流出，经换热，再冷却，送入溶剂贮罐。部

分贫液从贮罐中抽出，分别送至中压气脱硫塔、干气脱硫塔和液化气脱硫

塔循环使用。部分贫液则送至硫磺回收装置。再生塔顶的酸性汽，经再生

塔顶空冷器、再生塔顶冷凝器冷凝后送至再生塔顶回流罐。罐内液体由再

生塔顶回流泵抽出打入塔顶做回流，未冷凝的酸性气由罐顶经压控阀出装

置。

具体流程参见图 3-12《脱硫装置带污染源工艺流程示意图》。

图 3-12 脱硫装置带污染源工艺流程示意图


本装置的废气污染源主要有酸性气；废水污染源主要为机泵冷却水。



41

表 3-14 脱硫装置“三废”排放情况一览表


废气酸性气 H2S 连续去硫磺回收

废水机泵冷却水 COD

连续去污水处理场含油污水处理系

统石油类

3.3.12 酚回收装置

3.3.12.1 装置目的

本装置是对来自污水处理装置的含酚污水进行进一步处理，回收其中

的酚，脱酚后的净化水送污水处理场进一步处理。


本装置工艺分五个部分，即萃取、溶剂和氨的脱除、溶剂的回收、废

液系统及溶剂贮存，具体流程简述如下:

（1）萃取

从污水汽提装置来的含酚污水进入转盘萃取塔的上部，通过加入溶剂

二异丙基醚，在萃取塔内通过脱酚溶剂和酚水逆流接触把酚水中含有的酚

萃取出来。

（2）溶剂和氨的脱除

萃取塔底的稀酚水经预热后送到水塔上部，塔底再沸器用低压蒸汽间

接加热，将溶解在稀酚水中的溶剂和氨汽提出来，塔顶汽提出来的的溶剂

蒸汽在水塔顶部冷凝器中冷凝。回收的溶剂送往溶剂循环槽，作为萃取剂

循环使用。

由于上游污水汽提装置来的酚水中含有一定量的固定氨，因此在该塔

底部注入一定量的碱液，将固定氨分解为游离氨，然后由塔的中部侧提出

来。侧提出来的氨－水蒸汽混合物送到分凝器，分凝器中产生的回流液返

回塔中部，未冷凝的蒸汽到氨冷凝冷却器中。在此，氨－水蒸汽混合物被

部分冷凝。侧提的稀氨水及未冷凝的氨气进入氨浓缩塔。经冷凝冷却并浓


42

缩成5％~10％氨水送出界区返回污水汽提装置。水塔底部废水经换热冷却

后送生化处理装置进一步处理。

（3）溶剂回收

含酚溶剂－萃取物从萃取塔顶部流入萃取物槽，然后经预热后送入酚

塔中部。对萃取物进行蒸馏回收溶剂，并得到产品粗酚。

酚塔塔顶汽提出的溶剂蒸汽在萃取物预热器中部分冷凝，通过酚塔回

流泵抽出送入酚塔顶部作为酚塔的回流液。同时，用溶剂循环泵把溶剂送

往萃取塔下部。

粗酚从酚塔的塔釜出来并经粗酚换热，冷却后入粗酚槽，再送往罐

区。

（4）废液系统

本装置的废液收集在废液槽中送回系统。

（5）碱液制备及溶剂贮存

为了配制合适浓度的碱液，用烧碱99%或42％的NaOH加入软水配制

10％的碱液。

具体流程参见图 3-13《酚回收装置带污染源工艺流程示意图》。


43

图 3-13 酚回收装置带污染源工艺流程示意图


本装置的废水污染源主要有水塔底部废水等。具体的“三废”排放情

况见表 3-15。

表 3-15 酚回收装置“三废”排放情况一览表

类别污染源

名称

主要污染物

名称

排放

方式

处理措施

及去向

废水氨汽提塔排水

（脱酚净化水）

NH3

连续去污水处理场高浓度污

水处理系统

硫化氢

油

挥发酚

3.3.13 油渣成型装置


液体油渣进入油渣成型装置，其中约一半直接进入油渣成型机；剩余

部分约一半作为大循环回流返回煤液化装置。油渣成型机的冷却面为一条

环型钢带，油渣通过机头均匀落入钢带表面；钢带背面喷洒循环水，间接

冷却油渣。在钢带的运行过程中，油渣逐渐固化为厚度 3～5mm 的片状固


44

体，经破碎设施将其破碎为不规则片状。成型机使用后的循环水自流进入

循环水池，送返循环水回水管网。

固体油渣块落入 V 形皮带传送机，承担油渣成型机的固体油渣传送；

皮带传送机将片状固体油渣送至油渣堆放场堆放；用叉车装汽车运出。

为防止卸出的固体油渣破碎产生粉尘，堆放场设置了喷雾设施，用新

鲜水喷洒增湿。

油渣成型抽风机的放空气体经电捕焦油器除油后进入尾气油洗塔，从

尾气油洗塔高点放空。

具体流程参见图 3-14《油渣成型装置带污染源工艺流程示意图》。

图 3-14 油渣成型装置带污染源工艺流程示意图


本装置的废气污染源主要有油渣成型水洗塔放空尾气等。具体的“三

废”排放情况见表 3-16。


45

表 3-16 油渣成型装置“三废”排放情况一览表

类

别污染源名称主要污染物名称

排放

方式

处理措施

及去向

废

气尾气油洗塔放空尾气

SO2

连续经电捕集器净化处理后

排入大气 H2S

烃类

废

水地坪冲洗水

COD 连续

去污水处理场含油污水


固

废捕集焦油焦油连续返送煤液化装置处理

油渣成型机照片

3.3.14 火炬及火炬气回收设施

火炬筒体高度为 130 m，火炬头及火炬筒体的直径为 1100 mm，采用

塔架式支撑火炬筒体；酸性气火炬的设计处理能力为 6000 Nm3/h，火炬头

直径为 DN 500。火炬气回收气柜的容积为 20000 m3，两台压缩机的总排

气能力为 3600 Nm3/h（入口流量）。全厂设置高、低压两个放空管网，装

置放空最大允许背压在 0.1MPa～0.4MPa 之间的火炬气进入低压管网，大

于等于 0.4MPa 的火炬气进入高压管网，每个管网分别设置分液罐和水封

罐。高、低压放空气体分别通过各自的分液罐和水封阀组后进入同一火炬

（以下称为主火炬）燃烧处理。

主火炬与酸性气火炬共用一座塔架，分别设置火炬头。


46

3.3.15 全厂蒸汽供汽系统

自备电厂配有 3 台循环流化床燃煤锅炉，单台锅炉发汽能力为 440 吨/

小时；另外污水处理场配有两台各为 75 吨/小时燃气锅炉，以煤制氢变压

吸附尾气及煤液化所产生的干气（净化后）为原料。

3.4 污染物排放及其治理措施

3.4.1 废气排放及其治理措施

本工程在生产中产生的废气主要有无组织排放气和有组织排放两类。

1、无组织排放气的治理：

煤液化项目无组织排放气主要为原煤储运过程中的含煤尘气体，油品

储运的挥发损失的烃类气体，以及污水处理场散发恶臭气体。

对原煤储运过程中的含煤尘气体的治理设施主要包括在输送机转运站

下料点设置密闭倒料槽，在密闭倒料槽出口设置挡尘帘，并设置 6 套水喷

淋设施。煤场建设防风抑尘网，防风抑尘网高15米，总面积8550平方米；

设置洒水车定期喷洒降尘。

罐区轻质油罐均采用浮顶罐，在各清油管道低点设置密闭放空接管，

柴油装车采用浸没式装车鹤管，石脑油、液化气装车采用密闭装车鹤管等

措施减少烃类气体无组织排放。

污水处理场构筑物挥发恶臭气体通过加盖密闭及收集装置汇集，经引

风管道汇集于废气处理系统。该净化系统采用生物过滤除臭工艺，利用经

过驯化后的微生物将恶臭物质氧化分解成为无臭的水和二氧化碳，或者其

他简单物质，从而达到脱臭的目的。

2、有组织排放气的治理

有组织排放废气主要包括含尘废气、燃烧废气和工艺废气等。

备煤干燥装置等产生的含尘废气采用高效脉冲袋式收集器除尘后经排


47

气筒排放。

自备电站 3 台 440t/h 燃煤锅炉烟气采用炉内喷钙脱硫、电袋除尘后经

180 米高烟囱排放；污水处理场 2 台 75t/h 燃气锅炉以脱硫干气、PSA 尾

气为燃料，烟气经 60 米高烟囱排放。

各装置加热炉均以脱硫干气为燃料，废气经排气筒排放。

工艺废气主要是各装置生产过程中排放的各类气体。

各类工艺废气处理装置如下：

（1）脱硫装置

本项目设置气体脱硫设施，处理各装置产生的含有硫化氢的液化气、

中压气和干气等，为生产装置提供清洁的燃料气并消除酸性气对设备的腐

蚀。装置采用 MDEA 作为溶剂脱硫。脱硫装置流程图见图 3-15。

煤液化、加氢稳定、加氢改质装置

含硫化氢的低分气

轻烃回收装置干尾气

轻烃回收装置液化尾气硫磺回收装置

脱硫塔轻烃回收装置

脱硫塔燃料气系统

净化气

净化气

脱硫塔贫胺液

酸性

废气

图 3-15 脱硫装置流程图


48

气体脱硫装置

（2）煤制氢酸性气体脱除系统

煤制氢装置中产生的一氧化碳和氢气的合成气经甲醇洗涤塔脱除硫化

氢、二氧化碳。产品氢气送往煤液化、加氢改质、加氢稳定等需氢系统。

产生的贫含硫化氢解析气送往火炬系统燃烧处理，富含硫化氢废气去硫磺

回收装置。煤制氢酸性气体脱除流程图见图 3-16。

煤制氢（CO+H2)合成气甲醇洗

涤塔硫磺回收装置

富含硫化氢废

气

贫含

硫化

氢解

析气

火炬

图 3-16 煤制氢酸性气体脱除程图


49

低温甲醇洗涤塔

（3）硫磺回收装置

本工程硫磺回收装置规模为 2.5 万吨/年，回收处理煤制氢合成气甲醇

洗脱出富硫化氢酸性气、气体脱硫装置及污水汽提装置脱除的含硫气体，

生产硫磺产品。装置采用齐鲁石化胜利炼油设计院开发的加氢还原吸收工

艺，包括硫回收、尾气加氢处理、尾气热焚烧、液硫脱气成型四部分组

成。装置总硫设计回收率达99.8 %以上。硫磺回收装置流程图见图3-17。

煤制氢合成气甲醇洗脱出富硫化氢

酸性气

脱硫装置酸性尾气

含硫污水汽提脱出酸性气

硫磺回收装置

尾气经

烟囱排放

硫磺产品

事故状态下由

酸性气火炬排放

图 3-17 硫磺回收装置流程图


50

硫磺回收装置

（4）火炬及放空回收设施

工程设置一座干式气柜回收可燃气体，气柜中的可燃气经升压，再送

全厂燃料气管网作燃料气。在本工程开停工及不正常操作时或事故状态

下，可燃气体由安全阀排出密闭送入火炬系统放空燃烧，火炬筒体高度

130 m。

火炬气柜

（5）酸性气火炬系统


51

为保证本工程事故状态下酸性气的有效处理，硫磺回收装置事故状态

紧急放空及开停工时期临时排放的酸性气设专线排至火炬系统，保证事故

状态下酸性气的燃烧处理，减少对周围环境及人员的危害。

（5）油渣成型尾气处理系统

油渣成型过程中逸散出的含硫化氢、二氧化硫、烃类的废气经电捕焦

油器处理后排空。油渣成型机油烟废气处理系统流程图见图 3-18。

图 3-18 油渣成型机油烟废气处理系统流程示意图


52

油渣成型油气回收系统

废气有组织排放汇总情况见表 3-17。

表 3-17 废气有组织排放汇总表

编

号污染源污染因子防治措施环评要求

排放

类型

1 备煤装置液化煤制备加热炉颗粒物、

二氧化硫

袋式除尘器处理后

分别经 88米烟囱排

大气

采用袋式收尘器进

行处理后的烟道气

由 100m 高排气筒

达标排放。

连续

2 制氢煤制备加热炉颗粒物、

二氧化硫



大气

采用袋式收尘器进

行处理后的烟道气

由 100m 高排气筒

达标排放。

3 备煤装置液化煤制备收尘尾

气颗粒物

按环评要求建设袋

式收尘器。

由于洗煤厂输送过

来的经过水喷淋的

洗精煤在进仓过程

基本不产生扬尘，因

此引风机阀门长期

关闭，不排放，系统

封闭。

采用袋式收尘器处

理后尾气由50m高

排气筒达标排放。

4 制氢煤制备收尘尾气颗粒物




5 备煤装置第一转运站集气装置颗粒物采用水喷淋除尘法，

无排气筒



排气口达标排放。


53

编


排放

类型

6 备煤装置第二转运站集气装置颗粒物



排气口达标排放。

7 催化剂装置一段干燥窑集气

装置颗粒物



大气




8 催化剂装置二段干燥窑集气

装置颗粒物


经 25 米烟囱排大气




9 煤液化装置加热炉烟气颗粒物、

二氧化硫

经 120 米烟囱排大

气

加热炉烟气由

120m 高排气筒达

标排放。

10 加氢稳定装置加热炉烟气颗粒物、

二氧化硫经 80 米烟囱排大气

加热炉烟气由 80m

高排气筒达标排

放。

11 加氢改制装置加热炉烟气颗粒物、

二氧化硫经 80 米烟囱排大气

加热炉烟气由 80m

高排气筒达标排

放。

12 煤制氢装置煤气化过滤器

颗粒物

合成气经金属滤芯

过滤器过滤后去水

洗净化回收利用，无

排放。

煤气化过滤器排气

由40m高排气筒达

标排放。

13 煤制氢装置煤气化灰仓顶过

滤器

经布袋除尘器处理

后，由离地面 40 米

烟囱排放

煤气化灰仓过滤器

排气由40m高排气

筒达标排放。

14 煤制氢装置酸性气体脱除工

序

硫化氢，

甲醇

解析气去火炬焚烧，

富硫化氢气体去硫

磺回收装置

解析气经55m排大

气；富硫化氢气体

去硫磺回收装置

15 硫磺回收装置

二氧化

硫、硫化

氢

尾气经 SSR 加氢还

原吸收工艺及焚烧

处理后，经 80 米烟

囱排大气

尾气经 SSR 工艺

处理后，经 80 米烟

囱排大气

16 油渣成型尾气油洗塔

二氧化

硫、硫化

氢、非甲

烷总烃

电捕焦油器后经 30

米烟囱排大气

油洗塔尾气经 30

米烟囱排大气

17 2×75t/h 燃气锅炉烟气

颗粒物、

二氧化

硫、氮氧

化物

经 60 米烟囱排大气经 60 米烟囱排大

气


54

编


排放

类型

18 3×440t/h 燃煤锅炉烟气

二氧化

硫、颗粒

物、氮氧

化物

烟气经炉内喷钙脱

硫、（布袋+静电）

除尘后经 180 米烟

囱排大气

烟气经炉内喷钙脱

硫、（布袋+静电除

尘）后经 180 米烟

囱排大气

3.4.2 废水排放及其治理措施

3.4.2.1 废水产生情况

本工程各装置、单元在生产过程中产生的污水有：含油污水、煤制氢

气化水、生活污水、高浓度污水、电站水处理排水、锅炉排污水、循环水

场排污水、催化剂废水和清净排水。

低浓度废水包括含油污水、煤制氢气化水、生活污水。含油污水主要

为各装置内塔、容器、机泵排水、冲洗地面水、围堰内含油雨水及罐区切

水、洗罐水等；生活污水来自办公楼、化验楼、食堂、浴室等生活用水的

排水，以及厕所排水经过化粪池处理后排水。煤制氢气化水来自煤制氢气

化过程排水。低浓度废水进污水处理场含油污水处理系统进行生化处理后

进入深度处理部分进一步处理。

高浓度污水是来自煤液化装置、加氢稳定、加氢改质等装置高、低压

分离器排水及硫磺回收尾气急冷塔排水。其经过污水汽提、酚回收装置后

进入污水处理场高浓度污水处理系统，经催化氧化、高效生物滤池、臭氧

氧化后进入深度处理部分进一步处理。

含盐废水包括电站水处理排水、锅炉排污水、循环水场排污水。含盐

废水经 PT（微滤、反渗透膜处理）系统处理后净化水进入回用系统或深度

处理系统，浓盐水进入 GE 循环蒸发器。

催化剂废水来源于催化剂制备装置。经调节罐直接进入蒸发器处理。

清净排水来主要为后期雨水，经监控池监测合格后排往乌兰木伦河。


55

3.4.2.2 污水治理措施

（1）含硫污水汽提装置

本工程产生的含硫污水全部密闭排入含硫污水汽提装置，装置规模为

100t/h，采用双塔汽提、氨精制+氨吸收+氨蒸馏的氨回收工艺。

含硫污水汽提装置照片

（2）酚回收装置

由于煤液化及加氢稳定装置产生的含硫污水中酚含量较高，经汽提脱

硫后，酚含量仍很高，因此本工程设酚回收装置，目的是脱除酚水中的

酚，同时得到产品粗酚，使得排出的废水能够进入生化处理装置进一步处

理。


56

酚回收装置照片

（3）污水处理场

污水处理场包括生化处理单元、含盐废水处理单元及深度处理单元，

其中生化处理单元分为含油污水处理系统、高浓度污水处理系统；含盐废

水处理单元分为 PT（微滤、反渗透膜处理）处理系统和 ZLD（GE 循环蒸

发器）处理系统；深度处理单元采用 MBR 膜反应器和反渗透处理工艺对前

两单元出水进行进一步处理，确保稳定回用。

①含油处理系统

处理水量共 260m3/h，经隔油池去除水中油，出水进入涡凹气浮进一

步除油及悬浮物，然后进入 A/O 生化处理系统，出水进入深度处理单元进

一步处理。


57

含油污水处理系统

2. 高浓度污水处理系统简述

来水经过高效催化氧化+3T 高效曝气生物滤池处理后进入臭氧单元进

一步进行除 COD 及脱色处理，合格后进入深度处理单元。

高浓度污水处理系统

3. 含盐污水处理（反渗透、蒸发及二次反渗透）

循环水场排污水经 MF+RO 膜系统预处理后产生的浓液与电站含盐废


58

水混合进入 GE 的 E1 蒸发器；催化剂废水进入 E2 蒸发器，采用双效蒸发

的方式处理高含盐废水。RO 产品水及蒸发器产品水经精制反渗透装置处

理后回用于自备电站水处理系统代替新鲜水。

E1 蒸发器最后排出约 10m3/h 的浓水通过管道送至蒸发塘存放。

含盐废水处理系统 MF 膜照片

4.催化剂废水处理

催化剂废水来自催化剂制备装置约 103m3/h 经调节罐直接进入 E2 蒸

发器处理，回收90m3/h的蒸馏水至新增污水汽提装置进行汽提除氨，汽提

出水送至精制反渗透装置进行深度处理；催化剂废水蒸发器最后排出约

9m3/h 的浓水进入结晶工艺进行处理，最后产出固态硫酸铵盐，作为化肥

出售。


59

GE 循环蒸发器

5.深度处理单元

深度处理系统对原有污水处理场处理系统的出水进行深度处理，生产

出优质再生水部分回用于热电中心除盐水站、部分去全厂工艺单元代替新

鲜水、部分作为循环水补充水。深度处理部分由 MBR+RO 工序和产品水

精制工序组成。

1）MBR+RO 工序分为 MBR 工段和脱盐回用工段

接收部分生活污水、低浓度含油污水生化出水、高浓度污水臭氧氧化

出水及脱盐回用工段的超滤反洗排水;处理后出水一部分至 UF1 原水罐，

另一部分至生化回用水池。

脱盐回用工段接纳MBR工段合格产品水经UF1+RO1处理后，产水有

三个去向：一是去生化系统产品水罐，泵送至电厂替代新鲜水；二是去新

增回用水管网；三是作为深度处理区域内的用水。


60

深度处理 MBR 厂房

2）产品水精制工序接收煤液化锅炉排污水、煤制氢锅炉排污水、热电

中心锅炉排污水、E1 蒸发器产品水、 E2 产品水经汽提后净化水、原 PT

系统 RO 部分产水及经多介质过滤器处理的 UF2 反洗排水；RO2 产品水经

泵提升至 154-T-8003 产品水罐，泵送至电厂替代新鲜水。

深度处理 RO 系统


61

3.4.3 噪声及其治理措施

在本工程中产生连续噪声的设备有破碎机、机泵、空冷器、加

热炉、风机、发电机等。间断噪声源主要为:火炬、安全阀和蒸气放

空。高噪声区包括泵区、加热炉区、空冷器、压缩机房、备煤装置

研磨区及蒸汽放空等。工程噪声防治情况见表 3-18。

表 3-18 噪声防治一览表

装置名称噪声源距地面高度 m 室内或室外减或防噪措施

备煤装置

中速磨地面室外减振、隔音

风机类地面室外消声器、低噪声设备

机泵地面室内低噪声设备

催化剂制备


一、二段磨机 5.5 室内减振、低噪声设备

风机地面室外消声器、低噪声设备

煤液化

加热炉 3～6 室外低噪声火嘴

压缩机 3～5 室内减振、低噪声设备


空冷器 10～20 室外减振、低噪声设备

加氢稳定





煤制氢

压缩机 3—5 室内隔音和采用低噪声设备

机泵地面室外减振和采用低噪声设备

风机地面室外消音器，采用低噪声设备

加氢改质





62


空分制氧

空压机地面室内隔音和采用低噪声设备

冷箱放空室外配置消音器

冷却水泵地面室内隔音和采用低噪声设备

分子筛吸附器放空 2—20 室外配置消音器

轻烃回收




含硫污水汽

提机泵地面室内低噪声设备

硫磺回收


制硫鼓风机约 5 室外减振、消声器

尾气鼓风机约 5 室外减振、消声器

空冷器 13 室外减振、低噪声设备

气体脱硫机泵地面室内低噪声设备

酚回收机泵地面室内低噪声设备

油渣成型机泵地面室内低噪声设备

储运系统机泵地面室内低噪声设备

污水处理场鼓风机地面室内消声器、低噪声设备


循环水场机泵地面室内低噪声设备

风机 15～17 室外低噪声设备

锅炉房

汽轮发电机组 8 室内隔声罩、低噪声设备


磨煤机地面室内隔声、低噪声设备

风机类地面室外消声器、低噪声设备

水处理站机泵地面室内低噪声设备

风机类地面室内隔声、低噪声设备


63

厂外铁路设

施

机车运营噪声 1.2 室外 /

锅炉房内鼓、引

风机 / 室内隔声、低噪声设备

各类锅炉蒸气放空 10～30 室外消声器

3.4.4 固体废物及其处置措施

在生产中的固体废物主要包括一般固废、危险固废和油灰渣。

先期工程一般固废有包括锅炉炉渣和飞灰、煤气化炉产生的炉渣、

飞灰和滤饼；危险固废包括各装置产生废催化剂和污水处理场产生

的“三泥”。

先期工程渣场位于煤液化工厂的正北 4.0 公里处树梁村，由灰渣

库、蒸发塘、危废填埋池等组成，整个渣场占地面积约 40.7 公顷。

危废填埋池有效库容 2 万立方米；蒸发塘总容水量 90 万立方米；灰

渣场占地 22 公顷，库容 120 万立方米，远期库容可达到 500 万立方

米。

本项目油灰渣年产生量约 61 万吨/年，主要组分是未转化煤、灰

分、重质油和废铁基催化剂，其性质尚待鉴别。目前油灰渣主要是销

往周边地区燃煤电厂作为燃煤锅炉的辅助燃料进行掺烧。油灰渣临时

堆场设置在厂区 8 号门处，于 2009 年投入使用，两个堆场均建有防

风抑尘网。

固废产生量及其处置方式见表 3-19~表 3-20。

表 3-19 一般固体废物汇总表

废渣排放源废渣名称排放量

(t/d) 排放规律主要成分

处理方式

填埋综合利用回收

炉渣、飞

灰、滤饼

煤制氢气

化装置

飞灰 43.2 连续灰分 √

炉渣 237.6

连续灰分 √

滤饼 72.48

连续灰分 √


64

热电中心

锅炉

飞灰 550 连续灰分 √ √

炉渣 260 连续硫酸钙 √

表 3-20 危险固体废物汇总表

废渣排放源废渣名称排放量排放规律主要成分

处理方式

转移

处置

综合

利用回收

废催

化剂

加氢稳定废催化剂 124t/a 间断 Mo、Ni、Al2O3 √

加氢改质废催化剂 4.9

三年一次 MoO3、NiO、Al2O3 √

废催化剂 147.5 八年一次 WO3、NiO、Al2O3 √

煤制氢变换催化剂 342t/4a 四年一次 CoO、MoO √

空分装置

废分子筛 150 十年一次 Al2O3、SiO2 √

废铝胶 150 十年一次 Al2O3 √

废珠光砂 12000m3 二十年一

次珠光砂 √

硫磺回收

废催化剂 21 四年一次 Al2O3 √

废催化剂 3.9 四年一次 Al2O3 √

废催化剂 11.3 五年一次 MoO3、CoO √

废泥污水处理

场脱水后三泥 60 t/a 间断

废活性污泥、油

泥、浮渣 √

3.5 环评及批复实际建设情况

本项目环评报告及批复主要环保设施与实际建设的对照见表

3-21。

表 3-21 环评及批复要求、初步设计和实际建设情况对照表

序

号环评及批复要求设计落实环评情况实际建设落实情况

1 废水治理措施

1.1

建设 74.4 万吨/年的含硫污

水汽提装置，采用双塔汽提

工艺

建设 74.4 万吨/年的含硫污

水汽提装置，采用双塔汽提

工艺

建设 2 套 74.4 万吨/年的

含硫污水双塔汽提装置

（一用一备）；建成一套

汽提脱氨装置（74.4 万吨

/年）用于进一步净化处

理的经蒸发处理后催化

剂废水


65

1.2 建设 74.4 万吨/年的酚回收

装置，采用萃取工艺

74.4 万吨/年的酚回收装置，

采用萃取工艺与环评和设计相符

1.3

低浓度含油污水处理系统设

计规模 204m3/h，采用 AO 工

艺；

设计能力 204m3/h，采用AO

工艺

实际建成能力 204m3/h，

2013 年新建成 400m3/h

的采用（MBR+RO）组

合膜工艺的污水深度处

理系统。

1.4

高浓度污水处理系统的设计

规模 150m3/h，采用 3T 固定

化微生物专利技术；

设计能力 150m3/h，采用 3T

固定化微生物专利技术；

实际建成能力 150m3/h,

采用 3T 固定化微生物专

利技术，2013 年新建成

100 m3/h 的催化氧化和

120m3/h 臭氧氧化装置以

及 400m3/h MBR+ RO 组

合膜工艺的污水深度处

理系统。

1.5

含盐污水处理系统设计规模

286 m3/h，采用反渗透、微滤、

循环蒸发工艺

设计能力 286m3/h，采用反

渗透、微滤、循环蒸发工艺；

实际建成能力 286m3/h，

采用反渗透、微滤、循环

蒸发工艺，2013 年新增

290m3/h 精制反渗透处理

系统

1.5 盐水蒸发塘有效库容 70 万

立方米

蒸发塘有效库容 70 万立方

米

实际建成蒸发塘总容量

90 万立方米。

2 废气治理措施

2.1 建设 3.0 万吨/年硫磺回收装

置，SSR 工艺

建设 2.5 万吨/年硫磺回收

装置，SSR 工艺

实际建成 2.5 万吨/年硫

磺回收装置，SSR 工艺

2.2 建设 106.4 万吨/年的气体脱

硫装置，采取溶剂吸收工艺

设计能力 106.4 万吨/年，采

取溶剂吸收工艺

实际建成能力 106.4 万吨

/年，采取溶剂吸收工艺

2.3 气体回收及火炬系统与环评相符与环评和设计相符

2.4

锅炉烟气脱硫除尘，采用循

环流化床炉内脱硫工艺和布

袋+静电除尘工艺（3*430t/h）

锅炉烟气脱硫除尘，采用循

环流化床炉内脱硫工艺和

布袋+静电除尘工艺

（3*440t/h）

锅炉烟气脱硫除尘，采用

循环流化床炉内脱硫工

艺和布袋+静电除尘工艺

（3*440t/h）

3 固废治理措施

3.1

建设废渣填埋场，蒸发塘 34

万立方米，灰渣库 120 万立

方米，危废填埋池 2 万立方

米。

渣场一由补连沟调整到苏

家梁（渣场），先期工程蒸

发塘 70 万立方米，灰渣库

120 万立方米，危废填埋池

2 万立方米。灰渣库一期有

效库容 500 万立方米。

渣场一和渣场二功能合

并，一并建设于厂区西北

方向 4 公里处，灰渣库先

期工程容量为 120 万立

方米，一期工程总容量

500 万立方米；蒸发塘总

容积 90 万立方米，危废

填埋池 2 万立方米。


66

四、环评结论和环评批复要求

4.1 环境影响评价结论

4.1.1 废水污染源防治措施

根据污水排水的水质差异，本工程污水处理场共包括四个污水

处理系统，即低浓度含油污水处理系统、高浓度污水处理系统、含

盐污水处理系统和催化剂污水处理系统。

（1）低浓度含油污水

低浓度污水系统主要来自装置内塔、容器等放空、冲洗排水，

机泵填料函排水，围堰内收集的雨水、循环水场旁滤罐反洗水、煤

制氢装置变换洗涤塔污水和低温甲醇洗污水、生活污水等，采用“隔

油、气浮、推流鼓风曝气、二级曝气生物流化床（3T-BAF）加过滤”

工艺处理后，出水水质符合循环水补充水的水质要求，全部回用作

循环水补充水，不外排。

本流程在炼厂“老三套”（隔油+气浮+生化）处理流程的基础

上，增加了二级生化处理、改性纤维球过滤和活性炭吸附等深度处

理设施，以保证出水水质更加稳定，使经处理后的污水能够满足回

用于循环水场作补水的指标要求。

（2）高浓度污水处理系统

高浓度污水指经汽提、脱酚装置处理后的出水，主要包括煤液

化、加氢稳定、加氢改质和硫磺回收等装置排出的含硫、含酚污

水。采用“两级气浮+均质罐+3T 高效生物滤池+混凝沉淀+过滤”处理

工艺。出水水质符合循环水补充水的水质要求，全部回用作为循环

水场的补充水，不外排。


67

由于本项目为世界上第一套煤直接液化工业化装置,其排放的高

浓度污水水质国内外均无类比资料,神华集团公司曾先后委托抚顺石

油研究院及东华公司对煤液化小试装置排出的原水水样进行水质分

析,均得到了较为相近的结果。于是神华集团提供模拟水,委托北京三

泰正方生物环境科技发展有限公司验证采用该流程处理高浓度污水,

通过实验初步认定,神华集团煤直接液化项目的污水经过吹脱、混凝

沉淀预处理后,采用 3T-IB 固定化微生物污水处理技术进行生物处

理在技术上是可行的。对生物处理后的出水再进行吸附等深度处理,

是可以达到工业循环水标准的。

（3）含盐污水处理系统

含盐污水主要为循环水场排污水，采用 “反渗透系统+美国

RCCI 公司的蒸发器处理”工艺。通过蒸发减少废水的体积，产生高

质的蒸馏水，循环使用，把排放的废水减至最少，或把废水作最大

程度的浓缩。经处理后绝大部分回用于循环水场和自备电站水处理

站，极少部分底槽内的盐卤被送至渣场蒸发塘。

RCCI 的零排放系统主要应用在电厂，在炼油厂也有应用，

Madero/墨西哥石油公司、Cadereyta/墨西哥石油公司石油冶炼厂是

在石化厂实现工业废水零排放的应用实例。同时，南非煤间接液化

厂也有应用。

（4）催化剂制备废水处理系统

废水来自催化剂制备装置,其处理工艺流程同含盐污水处理系

统。

4.1.2 废气污染源防治措施

（1）备煤装置制粉烟道气、工艺尾气采用高效长袋低压脉冲喷


68

吹高浓度煤粉袋式收尘器进行处理后，由高烟囱达标排放。

（2）煤制氢装置气化和变换工序闪蒸气送火炬燃烧、酸性气体

放空富 H2S 气体送硫磺回收装置、酸性气放空 CO2汽提尾气由高烟

囱达标排放。

（3）轻烃回收及脱硫、含硫污水汽提等装置富含 H2S 尾气送

硫磺回收装置。

（4）硫磺回收尾气采用 SCOT 工艺对硫回收尾气进行加氢处

理，再经尾气焚烧炉焚烧后由 80m 高排气筒达标排放。

（5）锅炉烟气采用半干法脱硫、四电场静电除尘进行处理后，

由 100m 高烟囱达标排放。

（6）火车装卸区无组织排放气采用油气回收系统进行回收处

理。

4.1.3 固体废物防治措施

4.1.3.1 固体废物分类防治措施

拟建工程涉及的装置多、所产生的废渣污染源主要是炉灰渣、

油灰渣、废催化剂等，其处理方式包括回收、渣场填埋、转移至有

危废处理资质的单位进行处理处置等三种。其中部分生产装置废催

化剂通过回收再生利用；污水处理场“三泥”采用填埋及转移方式；

其它的固体废物送往渣场处置。

4.1.3.2 渣场污染防治措施

（1）运渣公路扬尘防止措施

采用洒水车沿汽车运输道路洒水；在装车前进行喷湿，并在渣

场安排定时洒水车；在渣场道路两侧植树，种植大量的乔木防护林

带。


69

（2）渣场扬尘防治措施

为防止煤渣卸车、堆存时造成二次扬尘，煤渣的填埋采取分区

分层填埋法，依次为填埋，撒水，覆盖循环进行。

（3）暴雨溢流防治措施

渣场一在四周设计截洪沟，以尽量减少汇水面积；下游修建拦

渣坝，形成一定的库容。

（4）废水、废催化剂处置措施

为防止废水和油渣的渗滤液污染地下水环境，渣场采用全封闭

式防渗，采用土工膜作为防渗材料。

对于废催化剂、分子筛等集中排放的固体废物，在渣场单独设

置危废填埋池进行防渗后，集中填埋处理。

4.1.4 噪声污染防治措施

（1）对各种机电产品选用时，要求供货方将设备噪声控制在工

程设计规定标准之内。

（2）对热电站噪声防护措施

① 锅炉安全压力和过热蒸汽排汽口装设消音效果良好的高效排

汽消音器。

②对鼓风机均装设阻抗复合式消音器，引风机尽量单独设在封

闭房间。

（3）对装置区噪声防护措施

有些部位因生产工艺要求在设备上无法采取隔、吸、消音处理

措施，设计时，在操作人员较多的场所设集中的隔声控制室，流动

值班工作人员佩戴耳塞或耳罩。

（4）加强厂区绿化措施，降低噪声的传播。


70

4.1.5 生态影响减缓措施

（1）生态环境预防保护措施

项目所在区域生态环境十分脆弱，预防性保护是应予优先考虑

的生态环保措施。防治沙漠化土地的扩大，体现在以最大努力缩小

对地面固沙植被的破坏。

（2）工程措施

按重点防治区和一般防治区有针对性地布设各类生态影响减缓

工程措施，使之与植物措施相结合,形成一个完整的生态影响减缓措

施体系。

（3）恢复措施

恢复措施主要是项目建设期和生产运行期破坏占压的土地采取

的覆土复垦措施。

（4）建设措施

生态环境影响减缓建设措施主要包括对项目工业区及辅助设施

建设中的挖损面、弃（渣）场等影响区实施生物措施，选择当地适宜

栽植的树种和草种，通过人为控制，使受损的生态和复垦的土地按

自然演替规律，达到防护效果。

4.2 原国家环保总局环评批复要求

4.2.1 补充环评批复要求

原国家环境保护总局环审[2005]264 号《关于神华集团有限责任

公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书审查意见的复函》

内容如下：

1、锅炉须燃用低硫煤（含硫量 0.29%），石灰石炉内工艺，选

用四级静电除尘进行烟气除尘处理，烟气经脱硫处理后由高 100 米


71

的烟囱排放，外排烟气污染必须符合《火电厂大气污染物排放标准》

(GB13223－2003)第 3 时段标准限值。认真落实原辅料储运、破碎

等环节及煤场、灰场等地的扬尘控制措施。采用内浮顶罐储存轻质

油品，油品装卸须设油气回收系统，有效减轻油品储存、灌装过程

烃类产品对环境的影响。采取有效措施削减氮氧化物的排放量。恶

臭气体须进行脱臭处理。加热炉外排烟气烟尘、SO2必须符合《工业

炉窑大气污染排放标准》（GB9078－1996）二级标准；外排工艺废

气中烟尘、粉尘、SO2 必须符合《大气污染物综合排放标准》

（GB16297－1996）二级标准。H2S、NH3必须符合《恶臭污染物排

放标准》（GB14554－93）二级标准。

2、进一步优化排水系统，认真落实各项污水处理措施，提高污

水回用规模。加强污水处理装置运行管理，确保污水不外排。

3、选用低噪声设备，对风机、火炬等高噪声源采取有效的隔

声、消声、绿化等降噪措施，确保厂界噪声符合《工业企业厂界噪声

标准》（GB12348－90）Ⅲ类标准，防止噪声扰民。

4、按照《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》的规定，

对固体废物实施分类处理、处置。落实油渣综合利用途径。一般工

业固废按国家的相关规范处理处置。“三泥”等危险废物须交有资

质的单位处理处置，渣场二和厂内临时堆放点必须符合《危险废物贮

存污染控制标准》（GB18597－2001），加强对危险废物的处置与

管理工作，防止造成二次污染。

5、按照国家有关规定安装烟气烟尘、二氧化硫、氮氧化物在线

连续监测装置。

6、制定事故防范应急预案，提高事故风险防范和污染控制能


72

力。强化生产设备、物料输送系统的气密性控制，杜绝跑冒滴漏现

象，减少污染物无组织排放。加强对生产装置和环境保护设施的运

行管理，防止污染事故发生。

7、应做好先期工程各装置卫生防护距离的防护工作，采取油气

回收措施。马家塔村位于油品装卸区与装置区之间，从突发事故的

危害影响考虑，应对其搬迁。

4.2.2 原环评批复要求

原国家环境保护总局环审[2002]128 号《关于神华集团有限责任

公司神华煤直接液化项目环境影响报告书审查意见的复函》内容如

下：

1、要贯彻清污分流、污污分治、一水多用、节约用水的原则，

对不同水质的废水分别进行处理。清净下水经监控池监测合格后，

排往乌兰木伦河。低浓度含油污水和含硫含酚污水经分别处理后全

部回用作循环水的补充水，不得外排。含硫污水经处理后用作工艺

装置反应注水，不得外排。循环水场排污水和气化排污水经处理

后，净化水可用作循环补充水，浓水作为调灰用水，送渣场蒸发塘

贮存自然蒸发。要最大限度地提高水的重复利用率及废水资源化利

用率。

污水汽提装置进水前应设调节罐，以稳定进水水质。

2、工艺废气经处理后由高烟囱达排放标准。

3、废渣要尽量综合利用，两个渣场要按规范化要求建设，第二

渣场必须采取防渗措施，严防污染地下水。

4、项目所在区域的生态环境十分脆弱，该项目的生态防治措施

应与矿区或地区的规划相衔接。97 公里输水管线途经丘陵区、盖沙


73

区、沼泽区和砒砂岩区，地貌复杂，水蚀、风蚀、重力侵蚀相互交

错。应结合不同地貌类型和水土流失特点，合理实施工程措施和水

土保持生物措施，建立完善的管理制度，加强施工期的监督管理，

最大限度地减少对地表的扰动和破坏。要重点做好进厂公路、输水

管线、输油管线、排污管线等工程施工期的生态防护和绿化，项目

建成后，区域生态环境应有所改善。

5、对项目所在区域周围的生态环境和水环境进行长期的动态监

测。

6、按规范化要求设置废气、废水排放口标牌和计量仪器，在废

水总排口设置 COD 在线自动监测系统。

7、鉴于该项目系由试验装置直接放大，是世界上第一条较大规

模商业化煤炭直接液化生产线，各项工艺指标及污染源强尚难准确

核定，治理措施的可靠性有一定风险，在与外商技术谈判时应核定

污染物排放指标保证值。初步设计环保篇（章）应组织专题审查。

五、验收监测评价标准

5.1 评价标准

根据原内蒙古自治区环境保护局内环函字[2004]76 号《关于确认

神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响评价执行标准

的函》中相关执行标准要求，对该项目验收监测数据进行评价。

具体执行标准详见表 5-1。

表 5-1 本次验收执行标准

序号标准类型标准名称

1 废气排放标准

1、《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078—1996）新污染源

二级标准

2、《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第 3 时段标


74

准

3、《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）Ⅱ时段标准

4、《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996），新污染源二

级标准。

5、《恶臭污染物排放标准》（GB14554—1993）二级

2 污水排放标准《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准

3 厂界噪声《工业企业厂界环境噪声排放标准》GBl2348－2008 3 类标准

4 环境空气《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准

5 地下水《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准

6 回用水神华鄂尔多斯煤制油分公司《热电中心除盐水站进水水质标准》

5.2 评价标准限值

5.2.1 废气排放标准

具体标准限值见表 5-2。

表 5-2 废气排放标准

污染物排气筒高

（m）

标准值

执行标准浓度

(mg/m3)

速率

(kg/h)

无组织排

放监控浓

度

(mg/m3)

燃煤

锅炉

烟尘 - 50 - - 《火电厂大气污染物排放

标准》（GB13223-2003）第

3 时段标准

SO2 - 400 - -

NOx - 450 - -

燃气

锅炉

烟尘 - 50 - - 《锅炉大气污染物排放标

准》（GB13271-2001）Ⅱ时

段标准

SO2 - 100 - -

NOx - 400 - -

加热

炉

烟尘 - 200 - - 《工业炉窑大气污染物排

放标准》（GB9078-1996）

二级 SO2 - 850 - -

硫磺回收 SO2 100 960 170 -

《大气污染物综合排放标

准》（GB16297-1996）二级

粉尘

40

120

39

1.0 50 60

60 85

非甲烷总烃

20

120

17

4.0 30 53

40 100

甲醇

20

190

8.6

12 30 29

40 50

苯并[a]芘 / / / 0.08μ

g/m3


75

H2S 60

- 5.2

0.06 《恶臭污染物排放标准》

（GB14554—93）二级

80 9.3

NH3 35

- 27

1.5 75 105

5.2.2 废水排放、回用水标准

具体标准限值见表 5-3 和表 5-4。

表 5-3 废水排放标准（单位：mg/L）

污染物标准值执行标准

氰化物 0.5 《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）表 4 一级

镍 1.0

《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）一类污染物

标准

表 5-4 回用水质量标准

污染物标准值备注

CODcr ≤10 mg/l 神华煤制油分公司

《热电中心除盐水站进水水

质标准》

石油类 ≤1.0 mg/l

溶解性总固体 ≤1000mg/l

5.2.3 噪声排放标准

具体标准限值见表 5-5。

表 5-5 厂界噪声标准

时段标准值 dB(A) 备注

昼间 65 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GBl2348－

2008）3类标准夜间 55

5.2.4 环境质量评价标准

环境空气及地下水质量具体标准限值见表 5-6、表 5-7。

表 5-6 环境空气质量标准

污染物取值时间标准值浓度单位执行标准

SO2 日平均 0.15 mg/m3

《环境空气质量标准》

（GB3095-1996）二级标

准

TSP 日平均 0.3 mg/m3

PM10 日平均 0.15 mg/m3

NO2 日平均 0.12 mg/m3


76

苯并[a]芘日均值 0.01 μ g/m3

表 5-7 地下水质量标准

评价因子浓度限值浓度单位备注

pH 6.5～8.5 无量纲

《地下水质量标准》

（GB/T14848-1993）Ⅲ类

总硬度 ≤450 mg/L

高锰酸盐指数 ≤3.0 mg/L

氨氮 ≤0.2 mg/L

挥发酚 ≤0.002 mg/L

氟化物 ≤1.0 mg/L

氰化物 ≤0.05 mg/L

Ni ≤0.05 mg/L

5.2.5 污染物排放总量

根据鄂尔多斯市环境保护局鄂环发[2004]389 号《关于神华集团

有限责任公司神华煤直接液化项目二氧化硫、烟（粉）尘总量排放指

标的批复》，一期工程污染物总量控制指标为：二氧化硫 3000 t/a、

烟尘 910 t/a、粉尘 900t/a。

2014 年 4 月，鄂尔多斯市环境保护局以鄂环发[2014]66 号《鄂

尔多斯市环境保护局关于中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤

制油分公司调整煤直接液化先期工程二氧化硫排放总量指标意见的

通知》重新核定了先期工程二氧化硫排放总量指标为 3861 t/a。

六、验收监测质量控制和质量保证

6.1 监测分析方法

6.1.1 废气监测

废气监测分析方法见表 6-1。

表 6-1 废气监测分析方法

序号分析项目分析方法方法依据检出限

1 H2S 亚甲基蓝分光光度《空气和废气监测分析方法》（第 0.001mg/m3


77

法四版增补版）

2 氨气纳氏试剂分光光度

法

《空气和废气监测分析方法》（第

四版增补版） 0.03 mg/m

3

3 非甲烷总

烃气相色谱法

《空气和废气监测分析方法》（第

四版增补版） 0.2mg/m

3

4 苯并[a]芘高效液相色谱法 GB/T 15439-95 1.8×10

-4

μg/m3

5 烟尘锅炉烟尘测试方法 GB/T 16157-1996 0.4 mg

6 NO3 定电位电解法《空气和废气监测分析方法》第

四版 1.34mg/m

3

7 SO2 定电位电解法 HJ/T57-2000 2.86mg/m3

6.1.2 废水及地下水监测

废水及地下水监测分析方法见表 6-2。

表 6-2 废水及地下水监测分析方法

项目分析方法测定下限分析方法来源

pH 值玻璃电极法 0.01 GB6920-86

COD 重铬酸钾法 5 mg/L 《水和废水监测分析方法》（第四版）

SS 重量法 4 mg/L GB11901-89

石油类红外分光光度法 0.01 mg/L HJ 637-2012

氨氮纳氏试剂光度法 0.025 mg/L HJ535-2009

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

氰化物异烟酸-吡唑啉酮比法色 0.004 mg/L HJ484-2009

挥发酚 4-氨基安替比林萃取光度法 0.0003 mg/L HJ503-2009

氟化物离子选择电极法 0.05 mg/L GB7484-87

总磷钼锑抗分光光度法 0.01 mg/L GB11893-89

总硬度 EDTA 滴定法 0.05mmol/L GB7476-87

高锰酸盐指

数酸性法 0.5 mg/L GB11892-89

镍等离子发射光谱法 0.002 mg/L 《水和废水监测分析方法（第四版）》

溶解性总固

体重量法 4 mg/L GB/T11901-1989

苯吹扫捕集-气相色谱/质谱联

机法 0.10 μg/L US EPA 524.2(1989)

甲苯吹扫捕集-气相色谱/质谱联

机法 0.10 μg/L US EPA 524.2(1989)

间对二甲苯吹扫捕集-气相色谱/质谱联

机法 0.10 μg/L US EPA 524.2(1989)

邻二甲苯吹扫捕集-气相色谱/质谱联

机法 0.10 μg/L US EPA 524.2(1989)


78

6.1.3 噪声监测

本次验收监测噪声部分采用的分析方法见表 6-3。

表 6-3 噪声监测分析方法

监测项目分析方法分析方法标准号或来源方法检出限

厂界噪声《工业企业厂界环境噪声排

放标准》 GBl2348－2008 —

6.2 质量保证

（1）及时了解工况情况，保证监测过程中工况负荷满足验收监

测要求。

（2）合理布设监测点位，保证各监测点位布设的科学性和可比

性。

监测分析方法采用国家有关部门颁布的标准（或推荐）方法，监

测人员经过考核并持有合格证书。

（3）烟尘采样器在进入现场前应对采样器流量计、流速计等进

行校核。烟气监测（分析）仪器在测试前按监测因子分别用标准气体

和流量计对其进行校核（标定），在测试时应保证其采样流量。噪声

仪在使用前后用声校准器校准，校准读数偏差不大于 0.5 分贝。

（4）保证验收监测分析结果的准确性、可靠性。

（5）水样的采集、运输、保存、实验室分析和数据计算的全过

程均按照《环境水质监测质量保证手册》(第四版)的要求进行。即做

到：采样过程中应采集不少于 10％的平行样；实验室分析过程一般

应加不少于 10％的平行样；对可以得到标准样品或质量控制样品的

项目，应在分析的同时做 10％的质控样品分析，对无标准样品或质

量控制样品的项目，且可进行加标回收测试的，应在分析的同时做

10％加标回收样品分析。


79

表 6-4 废水监测质控分析结果

序号测试项目质控样浓度质控号质控样浓度范围

1 pH — — —

2 COD 77.5 mg/L GSBZ 50001-88 200154 76.1±5.3 mg/L

3 硫化物 0.321 mg/L GSB 07-1373-2001 205516 0.317±0.026 mg/L

4 氨氮 0.692 mg/L GSBZ 50005-88 200543 0.699±0.035 mg/L

5 石油类 76.1 mg/L GSB 07-1198-2000 205941 75.6±4.4 mg/L

6 总磷 1.55 mg/L GSBZ 50003-95 203932 1.58±0.06 mg/L

7 挥发酚 0.0669 mg/L GSBZ 5003-88 200337 0.0664±0.0046 mg/L

8 氰化物 0.128 mg/L GSBZ 50018-90 202246 0.126±0.011 mg/L

9 氟化物 0.902 mg/L GBS 07-1194-2000 201728 0.899±0.033 mg/L

10 溶解性总固体 — — —

11 苯 149 mg/L 336903 152±10 mg/L

12 甲苯 148 mg/L 336903 151±9 mg/L

13 间对二甲苯 153 mg/L 336903 151±9 mg/L

14 邻二甲苯 154 mg/L 336903 151±10 mg/L

15 镍 1.59 mg/L GSB07-1186-2000 201509 1.63±0.08 mg/L

表 6-5 地下水监测质控分析结果

序号测试项目质控样浓度质控号质控样浓度范围

1 pH — — —

2 总硬度 2.75mmol/L GSBZ 50007-88200728 2.77±0.06mmol/L

3 高锰酸盐指数 2.61 mg/L GSBZ50025-94 203134 2.64±0.27 mg/L

4 挥发酚 0.0669 mg/L GSBZ 5003-88 200337 0.0664±0.0046 mg/L

5 氟化物 3.04 mg/L GSB 07-1194-2000 201727 3.00±0.18 mg/L

6 氰化物 0.128 mg/L GSBZ 50018-90 202246 0.126±0.011 mg/L

7 镍 1.59 mg/L GSB07-1186-2000 201509 1.63±0.08 mg/L

（6）测量数据严格实行三级审核制度，经过校对、校核，最后

由技术负责人审定。

七、验收监测内容

7.1 验收监测期间工况监督

按照国家环保总局《关于建设项目环境保护设施竣工验收监测管

理有关问题的通知》（环发[2000]38 号）的要求，该项目竣工验收监


80

测应在设备正常生产工况达到设计规模 75%以上时进行。在验收监

测期间，记录生产负荷。在生产负荷达到 75%以上条件下进行现场

采样和测试。当生产负荷小于 75%时，立即通知现场监测人员停止

操作，以保证监测数据的有效性和准确性。

7.2 污染源排放监测内容

7.2.1 废气有组织排放监测

根据现场勘察和查阅相关的资料，本次验收监测废气监测内容

见表 7-1。

表 7-1 有组织废气监测点位及监测项目

编号监测点位名称监测项目监测频次

1 备煤装置液化煤制备烟道气（1-6#）抽测 3 烟气参数，颗粒物、二氧化硫、

氮氧化物

连续监测

2 天，每天

3 次。

2 制氢煤制备烟道气（1-4#）抽测 2 烟气参数，颗粒物、二氧化硫、

氮氧化物

3 催化剂装置一段干燥窑尾气烟气参数，颗粒物

4 催化剂装置二段干燥窑尾气烟气参数，颗粒物

5 煤液化装置加热炉烟气烟气参数，颗粒物、二氧化硫、

氮氧化物

6 加氢稳定装置加热炉烟气烟气参数，颗粒物、二氧化硫、

氮氧化物

7 加氢改制装置加热炉烟气烟气参数，颗粒物、二氧化硫、

氮氧化物

8 煤制氢装置煤气化灰仓过滤器排气（×2）抽

测 1 烟气参数，颗粒物

9 硫磺回收装置尾气二氧化硫、硫化氢、氮氧化物

10 油渣成型尾气电塔尾气二氧化硫、硫化氢、非甲烷总烃

11 2×75t/h 燃气锅炉烟气尾气烟气参数，烟尘、二氧化硫、氮

氧化物

12 3×440t/h 燃煤锅炉投加石灰石除尘后烟气烟气参数，烟尘、二氧化硫、氮

氧化物

13 3×440t/h 燃煤锅炉投加石灰石除尘前烟气烟气参数，烟尘

14 3×440t/h 燃煤锅炉未投加石灰石烟气烟气参数，二氧化硫

*根据《关于建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知》对型号、功能相同


81

的多个小型环境保护设施效率测试和达标排放检测，可采用随机抽测方法进行。抽测的原则

为：随机抽测设施数量比例应不小于同样设施总数量的 50%的规定确定本次监测抽测个数。

7.2.2 废气无组织排放监测

本次验收监测无组织废气及环境空气部分监测内容见表 7-2。

表 7-2 无组织废气监测点位及监测项目


1 厂界东 1＃

气象参数、氨、硫化氢、颗粒物、非甲烷总

烃、苯并[a]芘

连续监测 2天，

每天 4次

2 厂界南 2＃

3 厂界西 3＃

4 厂界北 4#

5 油品装卸区东 5＃

气象参数、非甲烷总烃、苯并[a]芘连续监测 2天，

每天 4次

6 油品装卸区南 6＃

7 油品装卸区西 7＃

8 油品装卸区北 8＃

7.2.3 废水监测内容

本次验收监测废水部分监测内容见表 7-3。

表 7-3 废水监测点位及监测项目


1 高浓度废水预处理装置入口 pH 值、COD、硫化物、

氨氮、氰化物、石油类、挥发酚、

氟化物、总磷、苯、甲苯、二甲

苯

连续监测 2 天，

每天 4 次。

2 高浓度废水预处理装置出口

（臭氧氧化后）

3 污水深度处理（MBR+RO）系统

出口

pH 值、COD、硫化物、



苯、溶解性总固体、TOC

4 催化剂制备废水处理装置入口 pH 值、COD、硫化物、Ni

5 催化剂制备废水处理装置出口

6 清净水池




苯、TOC


82

7 雨排口




苯、TOC

8 蒸发塘




苯

1 次

7.2.4 噪声监测内容

本次验收监测噪声部分监测内容见表 7-4。监测点位详见图

3-2。

表 7-4 噪声监测点位及监测项目


1 厂界东 1＃

连续等效 A 声级连续监测 2 天，昼夜各 1 次。

2 厂界东 2＃

3 厂界南 3＃

4 厂界南 4＃

5 厂界西 5＃

6 厂界西 6＃

7 厂界北 7＃

8 厂界北 8＃

7.3 环境质量监测内容

7.3.1 环境空气质量监测

表 7-5 环境空气监测点位及监测项目


1 树梁村 9＃

气象参数、SO2、PM10、TSP、NO2、

非甲烷总烃、苯并[a]芘、硫化氢、氨

连续监测3天,20小

时/天

2 李家村 10＃

3 黑炭沟 11＃

4 郭家圪台 12＃

5 马家塔 13＃


83

7.3.2 地下水监测

表 7-6 地下水监测内容


1 厂区地下水上游

pH值、总硬度、高锰酸盐指数、

挥发酚、氟化物、氰化物、Ni

连续监测 2 天，

每天 1 次。

2 厂区地下水下游

3 渣场地下水上游

4 渣场地下水下游

5 郭家圪台

6 马家塔

图 7-1 地下水监测点位图

八、监测结果与分析评价

8.1 验收监测期间工况

验收监测期间，煤制油生产装置生产负荷为 77.49~98.16%，电

厂锅炉生产负荷为 88.6%～95.0%，负荷均达到 75%以上，符合要


84

求，监测期间生产工况见表 8-1。

表 8-1 监测期间电厂生产工况负荷

项目

日期

0#锅炉 1#锅炉 2#锅炉

蒸汽量负荷蒸汽量负荷% 蒸汽量负荷

单位 t/h % t/h % t/h %

2013 年 12 月 21 日 393 89.3 停炉 / 390 88.6

2014 年 1 月 1 日 409 93.0 404 91.8 418 95.0

2014 年 1 月 2 日 407 92.5 397 90.2 404 91.8

2014 年 1 月 3 日 410 93.2 396 90.0 404 91.8

2014 年 1 月 4 日 412 93.6 403 91.6 413 93.9

2014 年 1 月 5 日 413 93.9 408 92.7 417 94.8

2014 年 1 月 6 日 413 93.9 408 92.7 417 94.8

2014 年 1 月 7 日 412 93.6 407 92.5 407 92.5

*锅炉额定蒸汽量为 440t/h，此表由企业提供。

续表 8-1 监测期间生产装置工况负荷

项目

时间

产量（吨）负荷%

项目

时间

产量（吨）负荷%

12 月 30 日 3259 93.57 1 月 7 日 2831 81.28

12 月 31 日 3185 91.44 1 月 8 日 2988 85.79

1 月 1 日 2699 77.49 1 月 9 日 3203 91.96

1 月 2 日 2906 83.43 1 月 10 日 3065 88.00

1 月 3 日 2965 85.13 1 月 11 日 2946 84.58

1 月 4 日 2789 80.07 1 月 12 日 3085 88.57

1 月 5 日 3034 87.11 1 月 13 日 3419 98.16

1 月 6 日 2988 85.79 - - -

注：设计产量 3483吨/天，此表由企业提供。

8.2 锅炉入炉煤质分析

验收监测期间，对锅炉入炉煤质取样分析，煤质分析结果见表

8-2。

表 8-2 煤质分析结果


85

项目单位 2013 年 12

月 21

2014 年 1

月 2 日

2014 年 1

月 3 日

2014 年 1

月 6 日

2014 年 1

月 7 日

全水分(Mat) % 14.0 7.9 11.6 13.0 14.1

收到基灰分(Aar) % 13.06 25.57 34.11 21.08 11.36

干燥无灰基挥发

分(Vdaf) % 38.34 35.95 31.93 37.14 36.14

收到基全硫分(St,ar)

% 0.22 0.86 0.84 0.22 0.35

收到基低位发热

量(Qnet.ar) MJ/kg 22.89 21.48 18.07 20.70 23.62

8.3 废气监测结果与分析评价

8.3.1 污染源废气

污染源废气监测结果见表 8-3～表 8-27。

表 8-3 备煤装置液化煤制备烟道气 1#监测结果

监测点位

监测项目单位 2014.1.10 2014.1.11 标准

限值

是否达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟气流量

Nm3/h 20267 20403 19620 18488 18529 18700 / /

过剩系数 / 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 / /

烟尘排放浓度

mg/Nm3 48.8 45.6 49.5 49.7 39.1 58.0 / /

烟尘折算浓度

mg/Nm3 71.8 67.1 72.8 73.1 57.5 85.3 200 达标

烟尘排放速率

kg/h 0.99 0.93 0.97 0.92 0.72 1.08 / /

SO2排放浓度

mg/Nm3 83 80 81 83 82 83 / /

SO2折算浓度

mg/Nm3 122 118 119 122 121 122 850 达标

SO2排放速率

kg/h 1.68 1.63 1.59 1.53 1.52 1.55 / /

NOx 排放浓度

mg/Nm3 161 158 158 161 167 161 / /

NOx 折算浓度

mg/Nm3 237 233 232 237 246 237 / /

NOx 排放速率

kg/h 3.26 3.23 3.10 2.97 3.09 3.01 / /

执行标准《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）新污染源二级标准


监测

点位

监测项

目单位

2014.1.10 2014.1.11 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口标干烟 Nm3/h 17773 18058 17965 17680 17431 17481 / /


86

气流量

过剩系

数 / 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 45.9 67.7 41.9 45.3 53.3 52.0 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 64.8 95.6 59.2 64.0 75.2 73.4 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 0.82 1.22 0.75 0.80 0.93 0.91 / /

SO2排放

浓度 mg/Nm

3 57 59 55 57 59 57 / /

SO2折算

浓度 mg/Nm

3 80 83 78 80 83 80 850 达标

SO2排放

速率 kg/h 1.01 1.07 0.99 1.01 1.03 0.99 / /

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 170 161 166 170 160 158 / /

NOx 折

算浓度 mg/Nm

3 239 228 234 239 226 223 / /

NOx 排

放速率 kg/h 3.01 2.91 2.97 3.00 2.79 2.75 / /



监测

点位

监测项

目单位

2014.1.10 2014.1.11 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 20423 22046 20997 20611 22131 23828 / /

过剩系

数 / 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 35.3 49.2 78.4 35.9 33.3 21.4 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 49.8 69.5 110.7 50.7 47.0 30.2 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 0.72 1.08 1.65 0.74 0.74 0.51 / /

SO2排放

浓度 mg/Nm

3 75 80 79 82 75 77 / /

SO2折算

浓度 mg/Nm

3 106 113 112 116 106 109 850 达标

SO2排放

速率 kg/h 1.53 1.76 1.66 1.69 1.66 1.83 / /


87

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 176 173 176 160 174 176 / /

NOx 折

算浓度 mg/Nm

3 249 244 249 226 246 249 / /

NOx 排

放速率 kg/h 3.60 3.81 3.70 3.30 3.86 4.20 / /


表 8-6 制氢煤制备烟道气 1#监测结果

监测

点位

监测项

目单位

2014.1.8 2014.1.9 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 20061 22010 25996 23176 22770 21454 / /

过剩系

数 / 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 66.3 49.8 49.5 57.4 56.8 55.8 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 81.9 61.5 61.1 70.9 70.2 68.9 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 1.33 1.10 1.29 1.33 1.29 1.20 / /

SO2排放

浓度 mg/Nm

3 80 90 85 88 97 96 / /

SO2折算

浓度 mg/Nm

3 99 111 105 109 120 119 850 达标

SO2排放

速率 kg/h 1.60 1.98 2.21 2.04 2.21 2.06 / /

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 166 183 188 162 166 181 / /

NOx 折

算浓度 mg/Nm

3 205 226 232 200 205 224 / /

NOx 排

放速率 kg/h 3.33 4.03 4.88 3.75 3.78 3.89 / /


表 8-7 制氢煤制备烟道气 2#监测结果

监

测

点

位

监测

项目单位

2014.1.6 2014.1.7 标

准

限

值

是

否

达

标

1 2 3 1 2 3

出标干 Nm3/h 215132 235160 225650 212628 207955 222848 / /


88

口烟气

流量

过剩

系数 / 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 / /

烟尘

排放

浓度

mg/Nm3 84.5 73.4 83.1 90.5 76.5 84.3 / /

烟尘

折算

浓度

mg/Nm3 109.4 95.0 107.5 117.1 99.0 109.1 200

达

标

烟尘

排放

速率

kg/h 18.18 17.26 18.75 19.24 15.91 18.79 / /

SO2

排放

浓度

mg/Nm3 81 71 88 89 91 84 / /

SO2

折算

浓度

mg/Nm3 105 92 114 115 118 109 850

达

标

SO2

排放

速率

kg/h 17.43 16.70 19.86 18.92 18.92 18.72 / /

NOx

排放

浓度

mg/Nm3 189 205 174 177 203 197 / /

NOx

折算

浓度

mg/Nm3 245 265 225 229 263 255 / /

NOx

排放

速率

kg/h 40.70 48.09 39.23 37.61 42.21 43.86 / /


表 8-8 催化剂装置一段干燥尾气 1#监测结果

监测

点位

监测项

目单位

2013.12.30 2013.12.31 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 16207 15648 15794 16147 15700 13166 / /

过剩系 / 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 / /


89

数

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 104.4 117.1 114.2 91.8 101.4 105.7 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 98.3 110.2 107.5 86.4 95.4 99.5 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 1.69 1.83 1.80 1.48 1.59 1.39 / /


表 8-9 催化剂装置一段干燥尾气 2#监测结果

监测

点位

监测项

目单位

2013.12.30 2013.12.31 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 16155 13017 12525 11685 12947 11809 / /

过剩系

数 / 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 84.5 101.1 98.3 107.5 100.4 103.3 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 79.5 95.2 87.4 101.2 100.4 103.3 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 1.37 1.32 1.23 1.26 1.30 1.22 / /


表 8-10 催化剂装置二段干燥尾气监测结果

监测点

位

监测项

目单位

2014.1.3 2014.1.4 标准限

值

是否达

标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 8032 7911 7656 7740 7719 7872 / /

过剩系

数 / 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 93.6 97.1 103.9 94.8 99.0 92.9 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 82.6 85.7 91.7 83.6 87.4 81.4 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 0.75 0.77 0.80 0.73 0.76 0.73 / /


表 8-11 煤液化加热炉监测结果

监监测单位 2014.1.1 2014.1.2 标是


90

测

点

位

项目

1 2 3 1 2 3

准

限

值

否

达

标

出

口

标干

烟气

流量

Nm3/h 173859 170105 174659 162499 168216 172871 / /

过剩

系数 / 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 / /

烟尘

排放

浓度

mg/Nm3 71.7 75.7 68.7 128.4 102.0 97.8 / /

烟尘

折算

浓度

mg/Nm3 80.1 84.6 76.8 174.3 114.2 109.3 200

达

标

烟尘

排放

速率

kg/h 12.47 12.59 12.00 20.86 17.19 16.91 / /

SO2排

放浓

度

mg/Nm3 70 77 82 66 88 90 / /

SO2折

算浓

度

mg/Nm3 79 86 92 90 98 101 850

达

标

SO2排

放速

率

kg/h 12.17 13.10 14.32 10.72 14.80 15.56 / /

NOx

排放

浓度

mg/Nm3 172 198 185 201 191 172 / /

NOx

折算

浓度

mg/Nm3 193 222 207 273 213 193 / /

NOx

排放

速率

kg/h 29.94 33.73 32.31 32.72 32.06 29.77 / /


表 8-12 加氢稳定装置加热炉监测结果

监测

点位

监测项

目单位

2014.1.2 2014.1.3 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 11679 10143 11311 9962 11951 11053 / /

过剩系 / 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 / /


91

数

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 58.1 73.0 67.2 80.8 66.4 73.0 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 47.8 60.1 55.3 66.5 54.7 60.1 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 0.68 0.74 0.76 0.80 0.79 0.81 / /

SO2排放

浓度 mg/Nm

3 53 63 75 63 53 63 / /

SO2折算

浓度 mg/Nm

3 44 52 62 52 44 52 850 达标

SO2排放

速率 kg/h 0.62 0.64 0.85 0.63 0.63 0.70 / /

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 115 131 146 111 120 112 / /

NOx 折

算浓度 mg/Nm

3 95 108 120 91 99 92 / /

NOx 排

放速率 kg/h 1.35 1.33 1.65 1.10 1.43 1.24 / /


表 8-13 加氢改制装置加热炉监测结果

监测

点位

监测项

目单位

2014.1.2 2014.1.3 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 74776 76329 75864 76548 75865 75909 / /

过剩系

数 / 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 95.6 86.6 98.8 91.3 91.3 85.7 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 78.7 71.3 81.4 75.2 75.2 70.6 200 达标

烟尘排

放速率 kg/h 7.15 6.61 7.50 6.99 6.93 6.51 / /

SO2排放

浓度 mg/Nm

3 104 114 111 104 112 121 / /

SO2折算

浓度 mg/Nm

3 86 94 91 86 92 100 850 达标

SO2排放

速率 kg/h 7.78 8.70 8.42 7.96 8.50 9.18 / /

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 143 174 179 153 159 180 / /


92

NOx 折

算浓度 mg/Nm

3 118 143 147 126 131 148 / /

NOx 排

放速率 kg/h 10.67 13.28 13.55 11.68 12.04 13.67 / /


表 8-14 煤制氢装置煤气化灰仓过滤排气监测结果

监测点

位项目单位

2014.3.17 2014.3.18 标准

限值

是否

达标 1 2 3 4 5 6

出口

标干流量 Nm3/h 1724 2390 2537 2484 1990 2043 / /

粉尘排放浓

度 mg/Nm

3 11.5 70.2 24.1 12.1 91.9 25.0 120 达标

粉尘排放速

率 kg/h 0.02 0.17 0.06 0.03 0.18 0.05 275.4 达标

执行标准《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源二级标准

排气筒高度 40m

表 8-15 硫磺回收装置尾气监测结果

监

测

点

位

监测项

目单位

2014.1.10 2014.1.11

标准

限值

是

否

达

标

1 2 3 1 2 3

出

口

标干烟

气流量 Nm

3/h 17044 18183 18187 18754 17370 18963 / /

SO2排

放浓度 mg/Nm

3 593 489 693 483 643 477 960

达

标

SO2排

放速率 kg/h 10.11 8.89 12.60 9.06 11.17 9.05 110

达

标

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 73 84 73 87 67 93 240

达

标

NOx 排

放速率 kg/h 1.24 1.53 1.32 1.63 1.19 1.77 31

达

标

H2S 排

放浓度 mg/Nm

3 0.065 0.073 0.073 0.080 0.086 0.085 / /

H2S 排

放速率 kg/h 0.0011 0.0013 0.0013 0.0015 0.0015 0.0016 9.3

达

标

执行标准

《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源二级标准

《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）

排气筒高度 80m

表 8-16 油渣成型电塔尾气监测结果


93

监

测

点

位

监测项

目单位

2014.1.7 2014.1.8 标准

限值

是

否

达

标 1 2 3 1 2 3

出

口

标干烟

气流量 Nm

3/h 43962 42150 42089 47354 41283 44112 / /

SO2排

放浓度 mg/Nm

3 70 100 96 88 77 109 550

达

标

SO2排

放速率 kg/h 3.08 4.22 4.04 4.17 3.18 4.81 15

达

标

H2S 排

放浓度 mg/Nm

3 0.024 0.026 0.028 0.026 0.026 0.028 / /

H2S 排

放速率 kg/h 0.0011 0.0011 0.0012 0.0012 0.0011 0.0012 1.3

达

标

非甲烷

总烃排

放浓度

mg/Nm3 12.87 13.05 12.50 14.65 15.81 13.87 120

达

标

非甲烷

总烃排

放速率

kg/h 0.57 0.55 0.53 0.69 0.65 0.61 53 达

标

执行标准

《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源二级标准

《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）

排气筒高度 30m

表 8-17 1#燃气锅炉（75t/h）监测结果

监测

点位

监测项

目单位

2014.1.3 2014.1.4 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 89736 97767 95618 97656 95308 94107 / /

过剩系

数 / 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 15.1 22.8 24.8 29.3 22.3 23.5 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 18.9 28.5 31.0 36.6 27.9 29.4 50 达标

烟尘排

放速率 kg/h 1.36 2.23 2.39 2.86 2.13 2.21 / /

SO2排放

浓度 mg/Nm

3 6 6 4 5 8 8 / /

SO2折算

浓度 mg/Nm

3 7 7 5 6 10 10 100 达标

SO2排放

速率 kg/h 0.54 0.59 0.39 0.49 0.76 0.75 / /


94

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 72 54 60 66 65 81 / /

NOx 折

算浓度 mg/Nm

3 89 68 75 83 81 101 400 达标

NOx 排

放速率 kg/h 6.42 5.29 5.82 6.48 6.18 7.60 / /

执行标准《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）Ⅱ时段标准

表 8-18 2#燃气锅炉（75t/h）监测结果

监测

点位

监测项

目单位

2014.1.3 2014.14 标准

限值

是否

达标 1 2 3 1 2 3

出口

标干烟

气流量 Nm

3/h 72423 74467 67151 69378 67856 68212 / /

过剩系

数 / 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 / /

烟尘排

放浓度 mg/Nm

3 21.1 23.5 24.8 22.4 24.2 26.4 / /

烟尘折

算浓度 mg/Nm

3 26.4 29.4 31.0 28.0 30.3 28.3 50 达标

烟尘排

放速率 kg/h 1.53 1.75 1.67 1.55 1.64 1.80 / /

SO2排放

浓度 mg/Nm

3 12 10 8 7 5 11 / /

SO2折算

浓度 mg/Nm

3 15 12 10 9 6 12 100 达标

SO2排放

速率 kg/h 0.87 0.74 0.54 0.49 0.34 0.75 / /

NOx 排

放浓度 mg/Nm

3 69 75 84 69 61 79 / /

NOx 折

算浓度 mg/Nm

3 86 93 105 86 76 85 400 达标

NOx 排

放速率 kg/h 5.00 5.56 5.63 4.79 4.13 5.41 / /

执行标准《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）Ⅱ时段标准


95

表 8-19 电厂 0#锅炉烟尘监测结果

监测时间频次测试位

置

烟气量

(m3/h)

烟尘浓

度

(mg/m3)

烟尘排

放量

(kg/h)

测试位

置

空气过

剩系数烟气量(m

3/h)

烟尘浓度(mg/m3) 烟尘排

放量

(kg/h)

除尘效

率(%) 实测值折算值

2013.12.21

第一次

A 侧进 357183 17713.9 6327.10

出口 1.5 623311 31.7 34.0 19.76 99.80

B 侧进 282511 13231.3 3737.99

第二次

A 侧进 348454 16653.6 5803.01

出口 1.5 618441 29.2 31.3 18.06 99.81

B 侧进 278279 13121 3651.30

第三次

A 侧进 344009 16123.9 5546.77

出口 1.5 631990 20.2 21.6 12.77 99.86

B 侧进 280895 13228.1 3715.71

2013.12.22

第一次

A 侧进 343443 16932.9 5815.49

出口 1.5 620194 39.1 41.9 24.25 99.74

B 侧进 27171. 13289.4 3610.86

第二次

A 侧进 342199 17474.2 5979.65

出口 1.5 625360 34.6 37.1 21.64 99.77

B 侧进 279595 12094.2 3381.48

第三次

A 侧进 346212 16837.9 5829.48

出口 1.5 645242 27.2 29.1 17.55 99.82

B 侧进 280158 13643.9 3822.45


96

表 8-20 电厂 1#锅炉 A 侧烟尘监测结果

项目

测点进口（除尘前）出口（除尘后）

时间 2014.1.4 2014.1.5 2014.1.4 2014.1.5

单位第一次第二次第三次第一次第二次第三次第一次第二次第三次第一次第二次第三次

标态气量 m3/h 319483 325730 336122 319709 321686 319619 344322 340813 340953 343984 357049 335786

含氧量 % 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5

空气过剩系数 / 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4

实测烟尘排放浓度 mg/m3 11572.2 11090.7 11667.4 11080.7 11141.4 10900.4 28.0 24.9 25.7 25.7 25.7 20.6

折算烟尘排放浓度 mg/m3 10745.6 10298.5 10834.0 10289.2 10345.6 10142.2 28.0 24.9 25.7 25.7 25.7 20.6

烟尘排放速率 kg/h 3697.12 3612.57 3921.67 3542.60 3584.03 3491.01 9.64 8.49 8.76 8.84 9.18 6.92

除尘效率 % / / / / / / 99.74 99.76 99.78 99.75 99.74 99.80

表 8-21 电厂 1#锅炉 B 侧烟尘监测结果

项目

测点进口（除尘前）出口（除尘后）

时间 2014.1.4 2014.1.5 2014.1.4 2014.1.5

单位第一次第二次第三次第一次第二次第三次第一次第二次第三次第一次第二次第三次

标态气量 m3/h 282061 290790 277323 279710 290709 284126 310596 317803 332508 313423 312694 312644

含氧量 % 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4

空气过剩系数 / 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3

实测烟尘排放浓度 mg/m3 11488.7 11736.6 12486.5 11764.7 12031.3 12872.3 24.5 26.6 24.7 23.7 23.7 25.2

折算烟尘排放浓度 mg/m3 10668.1 10898.3 11594.6 10924.4 11171.9 11952.8 22.8 24.7 22.9 22.0 22.0 23.4

烟尘排放速率 kg/h 3240.51 3412.89 3462.79 3290.70 3497.61 3657.36 7.61 8.45 8.21 7.43 7.41 7.88

除尘效率 % / / / / / / 99.77 99.75 99.76 99.77 99.79 99.78


97

表 8-22 电厂 2#锅炉烟尘监测结果

监测时间频次测试位

置

烟气量

(m3/h)

烟尘浓

度

(mg/m3)

烟尘排

放量

(kg/h)

测试位

置

空气过

剩系数烟气量(m

3/h)

烟尘浓度(mg/m3) 烟尘排

放量

(kg/h)

除尘效

率(%) 实测值折算值

2013.12.21

第一次

A 侧进 233432 13496.5 3150.52

出口 1.5 589578 36.6 39.2 21.58 99.76

B 侧进 300090 19351.9 5807.31

第二次

A 侧进 236041 13316.8 3143.31

出口 1.6 564728 36.3 41.5 20.50 99.71

B 侧进 286520 13906.3 3984.43

第三次

A 侧进 242162 15943.2 3860.84

出口 1.6 570837 32.4 37.0 18.50 99.77

B 侧进 303241 13431.1 4072.86

2013.12.22

第一次

A 侧进 240051 14647.5 3516.15

出口 1.5 558305 38.4 41.1 21.44 99.72

B 侧进 299280 14116.1 4224.67

第二次

A 侧进 238636 13183.3 3146.01

出口 1.5 563124 36.8 39.4 20.72 99.72

B 侧进 302515 13886.9 4201.0

第三次

A 侧进 238287 16080.3 3831.73

出口 1.6 565931 39.2 44.8 22.18 99.72

B 侧进 303285 13696.0 4153.79


98

表 8-23 电厂 0#锅炉脱硫烟气监测结果监测日期：2014 年 1 月 1 日~2 日

频

次

测试

位置

标况烟气

流量

(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

测试

位置

标况烟气

流量(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

NOX 实

测值

(mg/m3)

NOX 折

算值

(mg/m3)

NOX

排放

量

(kg/h)

脱硫

效率

(%)

1 进口 670062 1.6 1701 1944 1139.78 出口 623311 1.5 226 242 140.87 220 236 137.29 88.0

2 进口 635520 1.7 1505 1828 956.52 出口 618441 1.5 231 248 142.86 234 250 144.43 84.9

3 进口 671160 1.7 1530 1858 1026.87 出口 631990 1.5 223 239 140.93 234 251 147.93 85.6

4 进口 659835 1.7 1521 1738 1003.62 出口 620194 1.5 212 227 131.48 226 242 140.08 86.0

5 进口 629051 1.7 1566 1790 985.09 出口 625360 1.5 250 268 156.34 233 250 145.71 85.2

6 进口 648918 1.7 1674 2033 1086.29 出口 645242 1.5 242 259 156.15 217 233 140.15 87.1

表 8-24 电厂 1#锅炉 A 侧脱硫烟气监测结果监测日期：2014 年 1 月 4 日~5 日

频

次

测试

位置

标况烟气

流量

(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

测试

位置

标况烟气

流量(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

NOX 实

测值

(mg/m3)

NOX 折

算值

(mg/m3)

NOX

排放

量

(kg/h)

脱硫

效率

(%)

1 进口 336893 1.5 1640 1757

1650

466.02 出口 344322 1.4 108 108 37.19 288 288 99.26 92.0

2 进口 330213 1.5 1540 1650 509.43 出口 340813 1.4 158 158 53.85 305 305 103.94 89.4

3 进口 353866 1.5 1630 1746 473.46 出口 340953 1.4 168 168 57.28 308 308 105.0 87.9

4 进口 351317 1.5 1640 1757 485.44 出口 343984 1.4 181 181 62.26 303 303 104.26 87.2

5 进口 332665 1.5 1535 1645 483.20 出口 357049 1.4 166 166 59.27 306 306 109.28 87.7

6 进口 350770 1.5 1662 1781 504.15 出口 335786 1.4 109 109 36.60 295 295 98.98 92.7


99

表 8-25 电厂 1#锅炉 B 侧脱硫烟气监测结果监测日期：2014 年 1 月 4 日~5 日

频

次

测试

位置

标况烟气

流量

(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

测试

位置

标况烟气

流量(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

NOX 实

测值

(mg/m3)

NOX 折

算值

(mg/m3)

NOX

排放

量

(kg/h)

脱硫

效率

(%)

1 进口 332999 1.4 1399 1399 466.02 出口 310596 1.3 110 102 34.12 265 246 82.29 92.7

2 进口 339849 1.4 1499 1499 509.43 出口 317803 1.3 132 123 41.95 265 246 84.19 91.8

3 进口 309656 1.4 1529 1529 473.46 出口 332508 1.3 123 114 40.90 281 261 93.46 91.4

4 进口 341376 1.4 1422 1422 485.44 出口 313423 1.3 160 149 50.15 253 235 79.18 89.7

5 进口 327372 1.4 1476 1476 483.20 出口 312694 1.3 146 136 45.65 298 277 93.16 90.6

6 进口 327582 1.4 1539 1539 504.15 出口 312644 1.3 130 121 40.64 309 287 96.72 91.9

表 8-26 电厂 2#锅炉脱硫烟气监测结果监测日期：2014 年 1 月 1 日~2 日

频

次

测试

位置

标况烟气

流量

(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

测试

位置

标况烟气

流量(m3/h)

过量

空气

系数

SO2实

测值

(mg/m3)

SO2折

算值

(mg/m3)

SO2排

放量

(kg/h)

NOX 实

测值

(mg/m3)

NOX 折

算值

(mg/m3)

NOX

排放

量

(kg/h)

脱硫

效率

(%)

1 进口 534674 1.4 1414 1414 756.03 出口 589578 1.5 253 271 149.16 239 256 140.70 80.3

2 进口 563745 1.4 1451 1451 817.99 出口 564728 1.6 249 285 140.62 224 256 126.28 82.8

3 进口 561668 1.5 1522 1631 854.86 出口 570837 1.6 247 282 141.00 228 261 130.37 83.5

4 进口 552616 1.5 1528 1637 844.40 出口 558305 1.5 251 269 140.13 237 253 132.03 83.4

5 进口 539734 1.5 1481 1587 799.35 出口 563124 1.5 245 263 137.97 235 252 132.37 82.7

6 进口 557942 1.5 1560 1671 870.39 出口 565931 1.6 245 280 138.65 246 282 139.40 84.1


100

表 8-27 3×440t/h 燃煤锅炉废气监测结果汇总

污染物

设备烟尘浓度(mg/Nm

3)

SO2浓度

（mg/Nm3)

NOX 浓度

(mg/Nm3)

除尘效率(%) 脱硫效率

(%)

烟气黑度

(林格曼级)

0#锅炉 41.9 268 251 99.74~99.86 84.9~88.0

＜1.0

1#锅炉 A 侧 28.0 181 308 99.74~99.80 87.2~92.7

1#锅炉 B 侧 24.7 149 287 99.75~99.79 89.7~92.7

2#锅炉 44.8 285 282 99.71~99.77 80.3~84.1

标准限值 50 400 450 - - ＜1.0

达标情况达标达标达标达标达标达标

执行标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第 3 时段标准

*表中监测结果均为排放浓度最大值


101

8.3.2 无组织排放废气

无组织监测点位示意见图 3-2、图 3-3。监测期间气象参数见表

8-28，无组织废气监测结果见表 8-29～表 8-35。

表 8-28 监测期间气象参数

监测日期监测时间气温（℃）气压（kpa）风速(m/s) 风向

2014.01.07 8:00~次日 6：00 -5~ -16

89.4 2.2

西北 89.7 3.0

90.5 2.5

90.3 2.7

2014.01.08 8:00~次日 6：00 -9~ -18

89.2 1.6

西北 89.8 2.0

90.7 2.4

90.2 2.7

2014.01.09 8:00~次日 6：00 -6~-19

88.4 1.7

西北 88.4 2.1

89.8 2.0

89.8 3.1

2014.01.10 8:00~次日 6：00 -4~-17

91.1 3.3

西北、西 88.2 3.4

88.4 2.0

89.7 2.2

2014.01.11 8:00~次日 6：00 -5~-17

89.2 1.6

西、西北 89.1 1.8

89.9 2.7

89.7 2.8

表 8-29 厂界颗粒物无组织排放监测结果单位：mg/m3

监测时间参照点 1#

点

监控点 2#

点

监控点 3#

点

监控点 4#

点

最大

值

标准限

值

是否达

标日期频次

2014.01.07

1 0.47 0.72 0.65 0.68

0.93 1.0 达标

2 0.35 0.67 0.70 0.75

3 0.30 0.69 0.69 0.86

4 0.34 0.79 0.74 0.83

2014.01.08

1 0.37 0.93 0.68 0.74

2 0.31 0.73 0.66 0.77

3 0.46 0.73 0.74 0.74

4 0.48 0.80 0.84 0.87

执行标准《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级


102

表 8-30 厂界氨气无组织排放监测结果单位：mg/m3

监测时间参照点

1#点

监控点

2#点

监控点

3#点

监控点

4#点

最大值标准限

值

是否达

标日期频次

2014.01.07

1 0.016 0.099 0.286 1.015

1.458 1.5 达标

2 0.055 0.085 0.381 0.141

3 0.016 0.735 0.055 0.073

4 0.051 0.097 0.067 0.143

2014.01.08

1 0.054 0.094 0.493 0.098

2 0.078 0.079 1.210 0.133

3 0.016 0.057 1.458 0.049

4 0.057 0.072 0.651 0.067

执行标准《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）二级

表 8-31 厂界硫化氢无组织排放监测结果单位：mg/m3


1#点

监控点

2#点

监控点

3#点

监控点

4#点

最大值标准

限值

是否

达标日期频次

2014.01.07

1 0.001L 0.001L 0.0012 0.001L

0.0015 0.06 达标

2 0.001L 0.001L 0.001L 0.0010

3 0.001L 0.001L 0.0011 0.001L

4 0.001L 0.001L 0.001L 0.0010

2014.01.08

1 0.001L 0.0015 0.001L 0.001L

2 0.001L 0.001L 0.0010 0.001L

3 0.001L 0.001L 0.0010 0.0010

4 0.001L 0.001L 0.001L 0.0010

执行标准《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）二级

表 8-32 厂界非甲烷总烃无组织排放监测结果单位：mg/m3


1#点

监控点

2#点

监控点

3#点

监控点

4#点

最大值标准

限值

是否

达标日期频次

2014.01.07

1 0.29 0.43 0.39 0.53

0.53 4.0 达标

2 0.34 0.36 0.35 0.41

3 0.37 0.44 0.40 0.46

4 0.34 0.42 0.37 0.37

2014.01.08

1 0.43 0.44 0.49 0.51

2 0.40 0.42 0.50 0.43

3 0.38 0.38 0.45 0.48

4 0.38 0.39 0.46 0.41



103

表 8-33 厂界苯并[a]芘无组织排放监测结果单位：μg/m3

监测时间参照点 1#点监控点 2#点监控点 3#点监控点 4#点最大值

标准

限值

是否

达标日期频次

2014.03.17

1 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

1.8×10-4L 0.01 达标

2 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

3 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

4 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

2014.03.18

1 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

2 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

3 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

4 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L


表 8-34 装卸区非甲烷总烃无组织排放监测结果单位：mg/m3


5#点

监控点

6#点

监控点

7#点

监控点

8#点

最大值标准

限值

是否

达标日期频次

2014.01.07

1 0.55 0.48 0.41 0.44

0.73 4.0 达标

2 0.43 0.42 0.38 0.38

3 0.50 0.39 0.53 0.45

4 0.38 0.34 0.36 0.42

2014.01.08

1 0.51 0.45 0.47 0.41

2 0.48 0.40 0.50 0.47

3 0.42 0.43 0.57 0.40

4 0.32 0.34 0.73 0.44


表 8-35 装卸区苯并[a]芘无组织排放监测结果单位：μg/m3

监测时间参照点 5#点监控点 6#点监控点 7#点监控点 8#点最大值

标准

限值

是否

达标日期频次

2014.03.17

1 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

1.8×10-4

L 0.01 达标

2 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

3 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

4 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

2014.03.18

1 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

2 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

3 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L

4 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L 1.8×10-4

L



104

废气验收监测结果小结：

（1）污染源废气

备煤装置液化煤制备烟道气 1#监测结果烟尘排放浓度最大值为

85.3mg/m3，SO2 排放浓度最大值为 122mg/m3；备煤装置液化煤制

备烟道气 2#监测结果烟尘排放浓度最大值为 95.6mg/m3，SO2排放浓

度最大值为 83mg/m3；备煤装置液化煤制备烟道气 3#监测结果烟尘

排放浓度最大值为 110.7mg/m3，SO2排放浓度最大值为 116mg/m3；

制氢煤制备烟道气 1#监测结果烟尘排放浓度最大值为 81.9mg/m3，

SO2排放浓度最大值为 120mg/m3；制氢煤制备烟道气 2#监测结果烟

尘排放浓度最大值为 117.1mg/m3 ， SO2 排放浓度最大值为

118mg/m3；催化剂装置一段干燥尾气 1#监测结果烟尘排放浓度最大

值为 110.2mg/m3；催化剂装置一段干燥尾气 2#监测结果烟尘排放浓

度最大值为 103.3mg/m3；催化剂装置二段干燥尾气监测结果烟尘排

放浓度最大值为 91.7mg/m3；煤液化加热炉监测结果烟尘排放浓度最

大值为 174.3mg/m3，SO2 排放浓度最大值为 101mg/m3；加氢稳定

装置加热炉烟气监测结果烟尘排放浓度最大值为 66.5mg/m3，SO2

排放浓度最大值为 62mg/m3；加氢改制装置加热炉烟气监测结果烟

尘排放浓度最大值为 81.4mg/m3，SO2排放浓度最大值为 100mg/m3；

均满足《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078—1996）新污染

源二级标准要求。

煤制氢装置煤气化灰仓过滤排气监测结果粉尘排放浓度最大值

为 91.9mg/m3，达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）


105

新污染源二级标准要求，粉尘排放速率最大值为 0.18kg/h，满足《大

气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源二级标准要。

硫磺回收装置尾气监测结果 SO2排放浓度最大值为 693mg/m3，

排放速率为 12.60kg/h，NOX 排放浓度为 93mg/m3，排放速率为

1.77kg/h，均满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新

污染源二级标准要求。H2S 排放浓度最大值为 0.086mg/m3，排放速

率最大值为 0.0016kg/h 满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）

标准要求。

油渣成型电塔尾气监测结果 SO2排放浓度最大值为 109mg/m3，

排放速率为 4.81kg/h，非甲烷总烃排放浓度最大值为 15.81mg/m3，

排放速率为 0.69kg/h，均满足《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）新污染源二级标准要求。H2S 排放浓度最大值为

0.028mg/m3，排放速率最大值为 0.0012kg/h 满足《恶臭污染物排放

标准》（GB14554-93）标准要求。

1#燃气锅炉烟气监测结果烟尘排放浓度最大值为 36.6mg/m3，

SO2排放浓度最大值为 10mg/m3，NOX排放浓度最大值为 89mg/m3，

均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）Ⅱ时段标准。

2#燃气锅炉烟气监测结果烟尘排放浓度最大值为 31.0mg/m3，

SO2排放浓度最大值为15mg/m3，NOX排放浓度最大值为105mg/m3，

均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）Ⅱ时段标准。

电厂 0#锅炉烟气监测结果烟尘、SO2、NOX最大排放浓度分别为

41.9mg/m3、268mg/m3、251mg/m3；电厂 1#锅炉 A 侧烟尘、SO2、


106

NOX 最大排放浓度分别为 28.0mg/m3、181mg/m3、308mg/m3；电

厂 1#锅炉 B 侧烟尘、SO2、NOX最大排放浓度分别为 24.7mg/m3、

149mg/m3、287mg/m3；2#锅炉烟气监测结果烟尘、SO2、NOX最大

排放浓度分别为 44.8mg/m3、285mg/m3、282mg/m3；烟气黑度＜1.0

林格曼级，监测结果均满足《火电厂大气污染物排放标准》

（ GB13223-2003 ）第 3 时段标准要求。除尘效率分别为

99.74%~99.86% 、 99.74%~99.80% 、 99.75%~99.79% 、

99.71%~99.77%。脱硫效率分别为 84.9%~88.0%、87.2%~92.7%、

89.7%~92.7%、80.3%~84.1%。

（2）无组织废气

厂界颗粒物最大浓度为 0.93mg/m3，非甲烷总烃最大浓度为

0.53mg/m3；装卸区非甲烷总烃最大浓度为 0.73mg/m3；厂界及装卸

区苯并 [a]芘未检出，均满足《大气污染物综合排放标准》

（ GB16297-1996 ）二级标准要求；厂界氨气最大浓度为

1.458mg/m3，硫化氢最大浓度为 0.0015mg/m3，均满足《恶臭污染

物排放标准》（GB14554-93）二级标准要求。

8.4 废水监测结果与分析评价

废水监测结果见表 8-44～表 8-47。

废水验收监测结果小结：

（1）高浓度废水预处理装置废水监测结果

pH 范围为 5.18~5.27，COD、硫化物、氨氮、总磷、氰化物、

石油类、氟化物、苯、甲苯、邻二甲苯、间对二甲苯日均最大值分别


107

为 12mg/L、0.009mg/L、224.9mg/L、0.21mg/L、0.010mg/L、

0.09mg/L、0.74mg/L、0.79μg/L、0.89μg/L、2.87μg/L、0.48μg/L，

挥发酚未检出，氰化物排放浓度满足《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）表 4 一级标准要求；污染物去除率分别为 COD

99.8%、总磷 83.3%~84.0%、氰化物 83.3%、石油类 98.0%~98.5%、

挥发酚 99.9%、氟化物 37.3%~37.4%、苯 39.2%~39.4%、甲苯

41.4%~44.4%、邻二甲苯 15.8%~19.2%、间对二甲苯 40.0%~41.5%。

（2）污水深度处理系统废水监测结果

pH 范围为 7.33~7.60，COD、硫化物、挥发酚未检出，氨氮、

总磷、氰化物、石油类、氟化物、溶解性总固体、苯、甲苯、邻二甲

苯、间对二甲苯日均最大值分别为 1.542mg/L、 0.02mg/L、

0.004mg/L、0.15mg/L、0.41mg/L、329mg/L、0.77μg/L、0.87μg/L、

2.89μg/L、 0.48μg/L，氰化物浓度满足《污水综合排放标准》

（GB8978-1996）表 4 一级标准要求，COD、石油类、溶解性总固

体浓度满足《热电中心除盐水站进水水质标准》（厂内标准）。

（3）催化剂制备废水处理装置监测结果

pH 范围为 8.82~9.08，硫化物、镍未检出，COD 日均最大值为

8mg/L，镍排放浓度满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一

类污染物标准，COD 去除率为 97.9%，镍去除率为 99.5%~99.6%。

（4）蒸发塘监测结果

pH、COD、硫化物、氨氮、总磷、氰化物、石油类、挥发酚、

氟化物、苯、甲苯、邻二甲苯、间对二甲苯监测结果分别为 9.32、


108

791mg/L、0.007mg/L、451.0mg/L、7.49mg/L、0.100mg/L、0.83mg/L、

1.197mg/L、6.84mg/L、0.79μg/L、0.91μg/L、2.49μg/L、0.52μg/L。

氰化物监测结果满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标

准要求。


109

表 8-36 高浓度废水预处理装置废水监测结果

单位：mg/L（pH 无量纲，苯、甲苯、邻二甲苯、间对二甲苯 μg/L）

点

位

编

号

采样时间 pH COD 硫化

物氨氮总磷

氰化

物石油类挥发酚氟化物苯甲苯邻二甲苯

间对二甲

苯

高

浓

度

废

水

预

处

理

装

置

入

口

★

1

2014.1.11

9.38 5971 0.005L 75.72 1.21 0.065 5.92 29.91 1.24 1.31 1.54 3.42 0.76

9.40 5526 0.005L 76.15 1.27 0.060 6.60 30.01 1.20 1.30 1.52 3.44 0.80

9.39 5349 0.005L 77.32 1.23 0.055 6.23 29.58 1.17 1.27 1.50 3.40 0.82

9.38 5678 0.005L 78.91 1.28 0.063 5.27 29.54 1.11 1.33 1.53 3.36 0.80

日均值/

范围 9.38~9.40 5631 0.005L 77.03 1.25 0.060 6.01 29.76 1.18 1.30 1.52 3.41 0.80

2014.1.12

9.35 5756 0.005L 76.83 1.25 0.083 5.30 29.50 1.15 1.26 1.55 3.4 0.83

9.35 5479 0.005L 78.46 1.26 0.059 4.95 29.53 1.16 1.25 1.52 3.43 0.83

9.37 5532 0.005L 77.28 1.24 0.052 4.41 29.47 1.10 1.26 1.51 3.43 0.84

9.42 5677 0.005L 79.74 1.28 0.057 3.78 29.52 1.19 1.29 1.54 3.42 0.79

日均值/

范围 9.35~9.42 5611 0.005L 78.08 1.26 0.060 4.61 29.51 1.15 1.27 1.53 3.42 0.82


110

高

浓

度

废

水

预

处

理

装

置

出

口

★

2

2014.1.11

5.25 12 0.008 227.2 0.20 0.006 0.10 0.0003L 0.75 0.77 0.91 2.88 0.48

5.27 9 0.010 225.4 0.21 0.007 0.07 0.0003L 0.78 0.78 0.90 2.86 0.47

5.24 12 0.008 222.9 0.20 0.005 0.09 0.0003L 0.75 0.80 0.86 2.89 0.49

5.22 10 0.008 224.1 0.21 0.004L 0.11 0.0003L 0.66 0.82 0.90 2.86 0.48

日均值/

范围 5.22~5.27 11 0.009 224.9 0.20 0.010 0.09 0.0003L 0.74 0.79 0.89 2.87 0.48

2014.1.12

5.19 13 0.005L 224.6 0.22 0.010 0.08 0.0003L 0.69 0.77 0.84 2.87 0.48

5.21 10 0.005L 226.5 0.21 0.008 0.07 0.0003L 0.73 0.78 0.87 2.87 0.47

5.18 13 0.005L 223.8 0.20 0.007 0.10 0.0003L 0.70 0.76 0.82 2.87 0.48

5.20 10 0.005L 221.4 0.21 0.006 0.12 0.0003L 0.77 0.77 0.85 2.86 0.48

日均值/

范围 5.18~5.21 12 0.005L 224.1 0.21 0.010 0.09 0.0003L 0.72 0.77 0.85 2.87 0.48

标准限值 / / / / / 0.5 / / / / / / /

达标情况 / / / / / 达标 / / / / / / /

去除率（%） / 99.8 / / 83.3~84.0 83.3 98.0~98.5 99.9 37.3~37.4 39.2~39.4 41.4~44.4 15.8~19.2 40.0~41.5

执行标准氰化物执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）表 4 一级


111

表 8-37 污水深度处理（MBR+RO）系统废水监测结果

单位：mg/L（pH 无量纲，苯、甲苯、邻二甲苯、间对二甲苯 μg/L）

点位编号采样时间 pH COD 硫化

物氨氮

总

磷

氰化

物

石油

类挥发酚

氟化

物

溶解性总

固体苯

甲

苯

邻二甲

苯

间对二

甲苯

污水深度处理系

统出口★3

2014.1.11

7.57 5L 0.005L 1.822 0.02 0.004 0.16 0.0003L 0.43 312 0.79 0.89 2.88 0.48

7.56 5L 0.005L 1.676 0.02 0.004 0.14 0.0003L 0.45 324 0.75 0.86 2.86 0.48

7.60 5L 0.005L 1.435 0.02 0.004L 0.13 0.0003L 0.40 338 0.74 0.86 2.92 0.49

7.58 5L 0.005L 1.236 0.02 0.004L 0.15 0.0003L 0.36 306 0.78 0.87 2.90 0.46

日均值/范

围 7.56~7.60 5L 0.005L 1.542 0.02 0.003 0.15 0.0003L 0.41 320 0.77 0.87 2.89 0.48

2014.1.12

7.56 5L 0.005L 1.008 0.02 0.004L 0.12 0.0003L 0.33 330 0.71 0.80 2.87 0.47

7.33 5L 0.005L 1.262 0.02 0.005 0.13 0.0003L 0.32 320 0.70 0.83 2.88 0.47

7.39 5L 0.005L 0.986 0.02 0.004L 0.15 0.0003L 0.37 342 0.72 0.81 2.87 0.46

7.51 5L 0.005L 0.873 0.02 0.004L 0.17 0.0003L 0.40 322 0.72 0.81 2.84 0.48

日均值/范

围 7.33~7.56 5L 0.005L 1.032 0.02 0.004 0.14 0.0003L 0.36 329 0.71 0.81 2.87 0.47

标准限值 / 10 / / / 0.5 1.0 / / 1000 / / / /

达标情况 / 达标 / / / 达标达标 / / 达标 / / / /

执行标准氰化物执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准；

COD、石油类、溶解性总固体执行企业《热电中心除盐水站进水水质标准》。


中国环境监测总站 112

表 8-38 催化剂制备废水处理装置监测结果

单位：mg/L（pH 无量纲）

点位编号采样时间 pH COD 硫化物镍

催化剂制备废水处

理装置入口

★4

2014.1.11

8.84 289 0.005L 0.24

8.86 336 0.005L 0.22

8.86 358 0.005L 0.23

8.85 342 0.005L 0.22

日均值/范围 8.84~8.86 331 0.005L 0.23

2014.1.12

8.85 323 0.005L 0.18

8.88 375 0.005L 0.20

8.83 389 0.005L 0.21

8.91 409 0.005L 0.20

日均值/范围 8.85~8.91 374 0.005L 0.20

催化剂制备废水处

理装置出口

★5

2014.1.11

8.82 7 0.005L 0.002L

9.08 9 0.005L 0.002L

8.89 5 0.005L 0.002L

8.82 7 0.005L 0.002L

日均值/范围 8.82~9.08 7 0.005L 0.002L

2014.1.12

8.89 6 0.005L 0.002L

8.90 10 0.005L 0.002L

8.99 8 0.005L 0.002L

8.93 8 0.005L 0.002L

日均值/范围 8.90~8.99 8 0.005L 0.002L

标准限值 / / / 1.0

达标情况 / / / 达标

去除效率（%） / 97.9 / 99.5~99.6

执行标准镍执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一类污染物

标准

表 8-39 蒸发塘（★8）废水监测结果

监测项目单位监测日期

标准限值达标情况 2014.1.11

pH / 9.32 / /

COD mg/L 791 / /

硫化物 mg/L 0.007 / /

氨氮 mg/L 451.0 / /

总磷 mg/L 7.49 / /

氰化物 mg/L 0.100 0.5 达标

石油类 mg/L 0.83 / /

挥发酚 mg/L 1.197 / /



氟化物 mg/L 6.84 / /

苯 μg/L 0.79 / /

甲苯 μg/L 0.91 / /

邻二甲苯 μg/L 2.94 / /

间对二甲苯 μg/L 0.52 / /

执行标准氰化物执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准

8.5 噪声监测结果与分析评价

本次监测在厂界周围均匀布设 8 个噪声监测点位，监测 2 天，每天昼

夜各 1 次。噪声监测结果见表 8-40。

表 8-40 厂界噪声监测结果

单位:等效声级 Leq[dB(A)]

测点编号监测日期昼间夜间

测定结果达标情况标准值测定结果达标情况标准值

1 2014.01.10 40.2 达标

65

40.4 达标

55

2014.01.11 39.3 达标 38.5 达标

2 2014.01.10 39.0 达标 38.8 达标

2014.01.11 38.5 达标 38.6 达标

3 2014.01.10 45.2 达标 44.4 达标

2014.01.11 46.2 达标 42.2 达标

4 2014.01.10 46.7 达标 46.5 达标

2014.01.11 45.0 达标 49.3 达标

5 2014.01.10 50.0 达标 45.4 达标

2014.01.11 55.0 达标 50.1 达标

6 2014.01.10 55.0 达标 49.0 达标

2014.01.11 49.7 达标 53.5 达标

7 2014.01.10 53.4 达标 51.3 达标

2014.01.11 51.7 达标 55.0 达标

8 2014.01.10 52.3 达标 50.0 达标

2014.01.11 56.4 达标 48.9 达标

执行标准《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GBl2348－2008）3 类标准

噪声验收监测结果小结：

厂界噪声昼间最大值 56.4dB（A），夜间最大值 55.5dB（A），昼间、

夜间噪声监测值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》



（GBl2348-2008）3 类标准的限值要求。

8.6 环境空气监测结果与分析评价

环境空气监测点位示意见图 3-4。环境空气监测结果见表 8-41～表

8-48。

表 8-41 环境空气 SO2日均值单位：mg/m3

监测时间树梁村 9

#点李家村 10#点黑炭沟 11

#点郭家圪台 12#点马家塔 13

#点日期

2014.01.07 0.005L 0.006 0.019 0.008 0.010

2014.01.08 0.010 0.015 0.020 0.014 0.020

2014.01.09 0.015 0.015 0.045 0.020 0.022

2014.01.10 0.005L 0.011 0.031 0.023 0.013

2014.01.11 0.009 0.012 0.030 0.015 0.045

最大值 0.015 0.015 0.045 0.023 0.045

标准限值 0.15

达标情况达标达标达标达标达标

执行标准《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准

表 8-42 环境空气 PM10 日均值单位：mg/m3




#点日期

2014.01.07 0.07 1.48 0.28 0.13 0.22

2014.01.08 0.19 0.22 0.44 0.27 0.38

2014.01.09 0.05 0.07 0.06 0.08 0.12

2014.01.10 1.51 0.05 0.21 0.08 0.17

2014.01.11 1.23 0.07 0.28 0.12 0.26

最大值 1.51 1.48 0.44 0.27 0.38

标准限值 0.15

达标情况超标超标超标超标超标

执行标准《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准

表 8-43 环境空气 TSP 日均值单位：mg/m3




#点日期

2014.01.07 0.09 3.05 0.30 0.08 0.21

2014.01.08 0.10 0.10 0.46 0.15 0.09

2014.01.09 0.08 0.12 0.63 0.23 0.52

2014.01.10 3.09 0.22 0.69 0.32 0.54

2014.01.11 2.30 0.14 0.43 0.19 0.30



最大值 3.09 3.05 0.69 0.32 0.54

标准限值 0.30

达标情况超标超标超标超标超标

执行标准 GB3095-1996《环境空气质量标准》二级标准

表 8-44 环境空气 NO2日均值单位：mg/m3




#点日期

2014.01.07 0.018 0.012 0.041 0.024 0.022

2014.01.08 0.027 0.030 0.061 0.017 0.026

2014.01.09 0.028 0.032 0.071 0.051 0.049

2014.01.10 0.028 0.046 0.083 0.051 0.036

2014.01.11 0.013 0.024 0.061 0.029 0.037

最大值 0.028 0.046 0.083 0.051 0.049

标准限值 0.12



表 8-45 环境空气苯并[a]芘日均值单位：μg/m3




#点日期

2014.01.07 0.92×10-3

1.47×10-3

1.8×10-4L 2.11×10-3

4.75×10-3

2014.01.08 2.22×10-3

5.07×10-3

1.8×10-4L 4.24×10-3

4.04×10-3

2014.01.09 1.13×10-3

1.8×10-4

L 3.94×10-3 0.96×10-3

1.8×10-4

L

2014.01.10 2.39×10-3

1.75×10-3

1.8×10-4L 1.62×10-3

8.76×10-3

2014.01.11 1.72×10-3

4.87×10-3

1.8×10-4L 8.93×10-3

4.54×10-3

最大值 2.39×10-3

5.07×10-3

3.94×10-3 8.93×10-3

8.76×10-3

标准限值 0.01



表 8-46 环境空气非甲烷总烃日均值单位：mg/m3




#点日期

2014.01.07 0.55 0.50 0.50 0.38 0.52

2014.01.08 0.49 0.42 0.47 0.41 0.40



2014.01.09 0.52 0.48 0.57 0.43 0.49

2014.01.10 0.54 0.47 0.53 0.37 0.45

2014.01.11 0.56 0.53 0.61 0.45 0.55

表 8-47 环境空气硫化氢日均值单位：mg/m3




#点日期

2014.01.07 0.001 0.001 0.001 0.001 0.001

2014.01.08 0.001 0.001 0.002 0.001 0.001

2014.01.09 0.002 0.001 0.002 0.001 0.002

2014.01.10 0.003 0.001 0.004 0.003 0.002

2014.01.11 0.001 0.001 0.001 0.002 0.002

表 8-48 环境空气氨日均值单位：mg/m3




#点日期

2014.01.07 0.027 0.019 0.019 0.018 0.015

2014.01.08 0.015 0.023 0.017 0.007 0.032

2014.01.09 0.015 0.010 0.020 0.023 0.014

2014.01.10 0.016 0.013 0.016 0.061 0.030

2014.01.11 0.021 0.011 0.008 0.015 0.017

环境空气验收监测结果小结：

项目周边 5 个环境空气监测点 TSP、PM10超标，其余项目达标。

树梁村 SO2五天日均值最大浓度为 0.015mg/m3，NO2五天日均值最大

浓度为 0.028mg/m3，苯并[a]芘五天日均值最大浓度为 2.39×10-3μg/m3，均

满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求；PM10 五天日

均值最大浓度为 1.51mg/m3，TSP 五天日均值最大浓度为 3.09mg/m3，超

出《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求；非甲烷总烃五天

日均值最大浓度为 0.56mg/m3 ，硫化氢五天日均值最大浓度为

0.003mg/m3，氨气五天日均值最大浓度为 0.027mg/m3。

李家村 SO2五天日均值最大浓度为 0.015mg/m3，NO2五天日均值最大









黑炭沟 SO2五天日均值最大浓度为 0.045mg/m3，NO2五天日均值最大







郭家圪台 SO2五天日均值最大浓度为 0.023mg/m3，NO2五天日均值最

大浓度为 0.051mg/m3，苯并[a]芘五天日均值最大浓度为 8.93×10-3μg/m3，

均满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求；PM10 五天

日均值最大浓度为 0.27mg/m3，TSP 五天日均值最大浓度为 0.32mg/m3，

超出《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求；非甲烷总烃五

天日均值最大浓度为 0.45mg/m3 ，硫化氢五天日均值最大浓度为


马家塔 SO2五天日均值最大浓度为 0.045mg/m3，NO2五天日均值最大









8.7 地下水监测结果与分析评价

地下水监测结果见表 8-49。

地下水监测结果小结：

厂区、渣场地下水上、下游共布设 6 个地下水监测点。

监测结果表明，渣场上、下游监测点地下水总硬度、挥发酚、氟化物、

镍、氰化物、高锰酸盐指数等监测因子监测值均满足《地下水质量标准》

（GB/T14848-1993）Ⅲ类标准要求，pH 有超标现象。对比渣场上、下游

地下水监测结果，渣场下游地下水 pH 监测值较上游监测值有所升高，推测

主要受其渣场灰渣影响。

厂区上、下游监测点地下水 pH、总硬度、挥发酚、镍、氰化物、高锰

酸盐指数等监测因子监测值均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）

Ⅲ类标准要求，下游 2 个监测点（郭家圪台和马家塔）氟化物超标。郭家

圪台和马家塔两监测点位于厂区下游，但厂区地下水氟化物监测结果达标，

结合本项目 2010 年《神华煤直接液化一期工程中增加合成油品装置环境影

响报告书》厂址地下水水质现状监测数据，其中一村民井氟化物超标（占

标率为 267%），以及其结论，可判定氟化物超标与“与当地地层岩性有关”。



表 8-49 地下水监测结果

单位：mg/L（pH 无量纲）

监测

位置厂区地下水上游☆1 厂区地下水下游☆2 渣场地下水上游☆3 渣场地下水下游☆4 郭家圪台☆5 马家塔☆6

评价标

准

达

标

情

况

监测

日期 2014.1.11 2014.1.12 2014.1.11 2014.1.12 2014.1.11 2014.1.12 2014.1.11 2014.1.12 2014.1.11 2014.1.12 2014.1.11 2014.1.12

pH 7.32 7.67 7.89 8.03 8.37 8.35 8.85 9.11 7.69 7.72 7.74 7.71 6.5～

8.5

有

超

标

总硬

度 136 128 124 125 164 166 120 125 57.3 57.2 193 194 ≤450

达

标

挥发

酚 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L 0.0003L ≤0.002

达

标

氟化

物 0.36 0.35 0.36 0.36 0.31 0.30 0.97 0.95 3.25 3.27 4.16 4.13 ≤1.0

有

超

标

镍 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L ≤0.05 达

标

氰化

物 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L ≤0.05

达

标

高锰

酸盐

指数

1.5 1.6 1.0 0.9 0.5 0.6 1.8 1.7 1.4 1.5 0.5 0.5 ≤3.0 达

标

执行

标准《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）Ⅲ类



8.8 污染物排放总量

根据本次监测结果计算，先期工程各废气污染物排放总量分别为：烟

（粉）尘 809 吨/年，二氧化硫 3288 吨/年，氮氧化物 4283 吨/年。其中烟

（粉）尘、二氧化硫排放总量符合总量控制指标要求。

先期工程各废气污染物排放总量与总量批复量对照表见表 8-50。

表 8-50 排放污染物总量单位：t/a

污染物

一期先期工程

污染物排放总量

一期工程

总量控制指标

先期工程

总量控制指标

主体工程排

放量

电厂排放

量合计

鄂环发

[2004]389 号

鄂环发

[2014]66 号

烟（粉）尘 392 417 809 1810（ 910+900） —

SO2 465 2823 3288 3000 3861

NOX 848 3435 4283 — —

九、环境管理检查

9.1 建设项目环境保护法律、法规、规章制度的执行情况

神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目于 2002 年由中国五环化

学工程公司编制完成《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影

响报告书》，原国家环保总局以环审[2002]128 号对该项目予以批复。由于

工艺等发生变更，2005 年 1 月五环科技股份有限公司编制完成《神华集团

有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书》，2005 年 1

月原内蒙古自治区环境保护局以内环字 [2005]28 号文对《神华集团有限责

任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书》作出了审查意见。

2005 年 3 月原国家环境保护总局以环审[2005]264 号文进行了批复。



工程于 2004 年 8 月开始建设，2008 年 12 月建成。2009 年 6 月内蒙

古自治区环境保护厅以内环字[2009]76 号文同意该工程试生产。

该工程在建设过程中履行了环境影响评价制度和“三同时”制度，各

相关审批手续齐全。

9.2 环境管理机构设置及建立环境管理制度

公司设置了安全健康环保部, 配备了一名副经理及三名环保工程师负

责环保监督管理工作；环境监测站配备了环境监测仪器及环境监测人员。

制定了《污水排放管理规定》、《废气排放管理规定》、《固体废物排放

管理规定》、《环境监测管理规定》、《环保日常检查考核办法》、《噪声污染

管理规定》等管理规定。

9.3 环评批复落实情况

环评批复落实情况见表 9-1 至表 9-3。

表 9-1 环评批复（环审【2002】128 号）要求落实情况

序号环审【2002】128 号批复要求落实情况

1

要贯彻清污分流、污污分治、一

水多用、节约用水的原则，对不

同水质的废水分别进行处理。

清净下水经监测池监测合格后

排往乌兰木伦河。

低浓度含油污水和含硫含酚污

水经分别处理后全部回用作循

环水的补充水，不得外排。

含硫污水经处理后用作工艺装

置反应注水，不得外排。循环水

场排污水和气化排污水经处理

后，净化水可用作循环补充水，

浓水作为调灰用水，送渣场蒸发

塘贮存自然蒸发。要最大限度地

提高水的重复利用率及废水资

源利用率。

1、清净下水排入乌兰木伦河，本次监测期间

全厂清净下水无排水，未对清净下进行监测分

析；各类废水分类处理。

2、实际建设了 100t/h 的含硫污水双塔汽提装

置和 93t/h 的粗酚回收装置；含硫污水经脱氨

脱硫化氢脱酚后进入污水处理场高浓度污水

处理系统。

3、高、低浓度处理的净水经深度处理后回用

于循环水补水及去电场脱盐系统代替新鲜水，

含盐污水处理的净水主要回用到电厂。含硫污

水经汽提和酚回收处理后部分去煤液化加氢

稳定单元做为反应注水进行了回用。E1 蒸发

器产生的浓液送往蒸发塘自然蒸发，E2 蒸发

器产生的浓液去结晶装置进一步蒸发浓缩，产

生硫酸铵产品作为化肥外销。根据全厂水平衡

图，全厂污水回用率达到 98%。



2 工艺废气经处理后由高烟囱达

标排放。

已落实

各类工艺废气经处理后高烟囱排放，本次监测

结果表明外排废气均达标。

3

废渣要尽量综合利用，两个渣场

要按规范化要求建设，第二渣场

必须采取防渗措施，严防污染地

下水。

实际建设过程中，原环评中确定的渣场一和渣

场二合并建设，该渣场位于生产厂区西北约

4km 处，占地总面积 40.60hm2。兼备原渣场

一、二的全部功能，包括灰渣库、危险固废填

埋池、蒸发塘等，危险固废填埋池、蒸发塘、

灰渣库大坝内侧按规范采取了防渗措施。

4

项目所在区域的生态环境十分

脆弱，该项目的生态防治措施应

与矿区或地区的规划相衔接。97

公里输水管线途经丘陵区、盖沙

区、沼泽区和砒砂岩区，地貌复

杂，水蚀、风蚀、重力侵蚀相互

交错。应结合不同地貌类型和水

土流失特点，合理实施工程措施

和水土保持生物措施，建立完善

的管理制度，加强施工期的监督

管理，最大限度地减少对地表的

扰动和破坏。要重点做好进厂公

路、输水管线、输油管线、排污

管线等工程施工期的生态防护

和绿化，项目建成后，区域生态

环境应有所改善。

1、2006 年取得《神华煤直接液化项目水土保

持方案补充报告》（变更设计）批复文件（内

水保 [2006]155 号文），2009 年 9 月 25 日取

得水保验收批复文件（办水保函 [2009]755

号）。

2、2012 年 7 月委托内蒙古自治区环境科学研

究院编制完成《供水管线、排水管线、输油管

廊简生态验收调查报告》，9 月初取得环保部

评估中心技术审查评估意见。

5

对项目所在区域周围的生态环

境和水环境进行长期的动态监

测。

按照环评要求开展了生态环境和水环境的动

态监测工作。委托内蒙古第二水文地质工程地

质勘查有限责任公司做了水源地地下水位动

态监测及取水现状工程调查工作；分别委托牧

区水利科学研究所及内蒙古农业大学完成了

水资源论证自评报告及后评估报告的编制工

作，2013 年 12 月 11 日，内蒙古自治区水利

厅以内水资【2013】150 号文件对神华煤直接

液化项目水资源后评估报告进行批复；委托内

蒙古大学生命科学学院做了水源地植被监测

及植被的卫星遥感图片解译，监测植被盖度变

化情况，形成煤直接液化项目浩勒报吉水源地

植被盖度变化报告。

6

按规范化要求设置废气、废水排

放口标牌和计量仪器，在废水总

排口设置 COD 在线自动监测系

统。

自备热电站现已按要求安装了锅炉烟气烟尘、

二氧化硫、氮氧化物在线连续监测装置并与当

地环保局联网。

2010 年 5 月完成了厂清净下水排水口在线自

动监测系统的安装并投入运行。该自动监测系

统设水量、水质 COD、pH 自动监测和数据传



输系统（市环保局尚未联网）。

表 9-2 环评批复（环审【2005】264 号）要求落实情况


1

锅炉须燃用低硫煤（含硫量 0.29%），

石灰石炉内工艺，选用四级静电除尘进

行烟气除尘处理，烟气经脱硫处理后由

高 100 米的烟囱排放，外排烟气污染必

须符合《火电厂大气污染物排放标准》

(GB13223－2003)第 3 时段标准限值。

认真落实原辅料储运、破碎等环节及煤

场、灰场等地的扬尘控制措施。采用内

浮顶罐储存轻质油品，油品装卸须设油

气回收系统，有效减轻油品储存、灌装

过程烃类产品对环境的影响。采取有效

措施削减氮氧化物的排放量。恶臭气体

须进行脱臭处理。加热炉外排烟气烟尘、

SO2 必须符合《工业炉窑大气污染排放

标准》（GB9078－ 1996）二级标准；

外排工艺废气中烟尘、粉尘、SO2 必须

符合《大气污染物综合排放标准》

（GB16297－1996）二级标准。H2S、

NH3 必须符合《恶臭污染物排放标准》

（GB14554－93）二级标准。

1、受煤源供应不稳定影响，本次监测

期间锅炉原料煤的硫份均高于 0.29%。

自备电站燃煤锅炉采用石灰石炉内脱

硫工艺，脱硫除尘后烟气自 180 米的烟

囱排放，本次监测结果表明外排烟气达

标。

2、对原辅料储运、破碎等环节及煤场、

灰场等地的扬尘都按要求采取了喷水、

增加防尘网等控制、治理措施；各轻质

油品罐均采用了内浮顶措施；对污水场

曝气池等构筑物恶臭气体进行了收集、

净化处理，采用了生物过滤脱臭工艺进

行了净化处理。

3、本次监测结果表明，各类废气排放

达标。

2

进一步优化排水系统，认真落实各项污

水处理措施，提高污水回用规模。加强

污水处理装置运行管理，确保污水不外

排。

各类废水均进行了分类处理；

同时不断优化排水系统及污水处理措

施，完成了 18 项技术改造：在全厂装

置区增加了雨排系统，增建了含油污水

隔油沉降池及煤气化含（煤）粉废水沉

降池，扩建含硫污水汽提装置、增加了

污水深度改造项目等。

根据水量平衡图，煤液化项目污水回用

率可达到 98%，每天约 300 吨浓盐液

排往蒸发塘储存。

3

选用低噪声设备，对风机、火炬等高噪

声源采取有效的隔声、消声、绿化等降

噪措施，确保厂界噪声符合《工业企业

厂界噪声标准》（GB12348－90）Ⅲ类

标准，防止噪声扰民。

选用低噪声设备；对于高噪声设备集中

在隔声厂房内，采取了建筑物隔声措

施；火炬及产生空气动力噪声的排空口

装设消音器；机泵安装消音器、隔音罩

等减噪措施。

本次监测结果表明：各厂界噪声监测点

昼、夜间噪声监测值均达标。



4

按照《中华人民共和国固体废物污染环

境防治法》的规定，对固体废物实施分

类处理、处置。落实油渣综合利用途径。

一般工业固废按国家的相关规范处理处

置。“三泥”等危险废物须交有资质的

单位处理处置，渣场二和厂内临时堆放

点必须符合《危险废物贮存污染控制标

准》（GB18597－2001），加强对危险

废物的处置与管理工作，防止造成二次

污染。

1、自备热电站锅炉炉渣及煤气化灰渣

运至渣场灰渣库填埋封存；自备热电站

锅炉飞灰部分送往附近水泥厂综合利

用。

2、煤直接液化油灰渣外销至周边省份

热电厂作为燃煤锅炉辅助燃料掺烧；除

能够被厂家回收利用的废催化剂以外

的其它危险废物如污水处理场污泥、废

催化剂等均送往具有危废处理资质的

天津合佳威立雅环境服务公司进行处

理处置。

3、渣场进行了防渗、建有灰坝

4、厂内建有危险废物暂存库，已按要

求进行了防渗、防水、防晒改造；渣场

建有危废填埋池。

5 按照国家有关规定安装烟气烟尘、二氧

化硫、氮氧化物在线连续监测装置。

自备热电站锅炉安装了烟尘、二氧化

硫、氮氧化物在线连续监测装置并与当

地环保局联网。

6

制定事故防范应急预案，提高事故风险

防范和污染控制能力。强化生产设备、

物料输送系统的气密性控制，杜绝跑冒

滴漏现象，减少污染物无组织排放。加

强对生产装置和环境保护设施的运行管

理，防止污染事故发生。

1、2012 年编制了《突发环境事件应急

预案》并已在鄂尔多斯环保部门备案。

2、环境风险防范措施详见第十章。

7

应做好先期工程各装置卫生防护距离的

防护工作，采取油气回收措施。马家塔

村位于油品装卸区与装置区之间，从突

发事故的危害影响考虑，应对其搬迁。

1、由于先期工程油品产量较小，油气

回收设施难以正常运行，故采用液下密

闭装车方式控制油气逸散，公司计划待

二、三建设时一并建设油气回收设施。

2、伊金霍洛旗政府负责将 800 米卫生

防护距离内的居民全部搬出。

表 9-3 829 项目环评批复（环审【2010】5 号）要求落实情况


1

切实落实搬迁计划和资金，完成卫

生防护距离内的搬迁工作，并配合

地方政府，加强厂区周边的规划控

制。

伊金霍洛旗政府负责将 800 米卫生防护距离

内的居民全部搬出。神华集团计划将购置的

此区域土地做为神东煤炭公司及煤制油化工

公司今后规划发展用地，不建设居民住宅、

宾馆、学校、医院等居住性设施。



2

加快对已建成的 3 台循环流化床

锅炉进行脱硫改造增设炉外脱硫

措施，脱硫效率不得低于 80%，

纳入电站竣工环境保护验收范围

目前该项目正在现场施工建设阶段，拟采用

炉外烟气氨法脱硫及 SNCR 脱硝工艺。改造

项目计划 2014 年 7 月前建成投用。

3

立即对渣场现已损坏的坝基进行

修复和加固，对坝体内侧坡角处设

置水泥搅拌桩，作为新增坝体的稳

固基础；尽快委托设计单位，对已

建成坝体是否位移进行观测，提出

坝基加固方案；根据渣场的使用情

况，对新增坝体采取加固措施；制

定渣场溃坝风险应急预案；切实采

取有效措施，处理蒸发塘内积存的

废水，确保废水不外排，污染地表

水和地下水；加强渣场运行的环境

管理，并对其开展跟踪监测和评

价。以上要求纳入第一条生产线的

竣工环保验收范围。

已按要求对坝体安全状况进行了检测分析，

在此基础上完成了坝基修复和加固方案设计

并经过了专家论证。坝基修复和加固施工于

2010 年 4 月开始实施，2010 年 10 月底施工

完成坝基修复和加固。

同时制定了渣场溃坝风险等应急预案，在灰

渣库及蒸发塘下游建设了应急事故大坝。

4

分类收集和处置固体废物，加强固

体废物污染防治。锅炉灰渣送渣场

贮存；全厂废催化剂和生化污泥等

危险废物送有资质单位进行处置；

油灰渣送配套锅炉燃烧。

1、锅炉灰渣送渣场填埋，无法回收的废催化

剂及生化污泥送到有危废处理资质的天津合

佳威立雅环境服务公司进行无害化处理。

2、油灰渣暂外销至周边地区燃煤电厂，作为

燃煤锅炉的辅助燃料进行掺烧利用。

3、2013 年 10 月，公司委托中国环科院组织

了油灰渣属性鉴别工作。

5 抓紧对一期工程进行防渗改造。

煤制油分公司 18 万吨 /年油品合成装置区已

对区域内重点污染防护区和一般污染防治区

完成了防渗改造，主要为全厂防渗区域内涂

刷水泥基渗透结晶抗渗涂料及围堰、排水渠

的防渗、对未打地坪的罐区进行防渗及打地

坪工作。煤液化一期先期工程厂区污染防护

区域防渗改造工程已于 2010 年 11 月初全部

完成。另外，厂区和渣场的地下水监测井于

2010 年元月设置，制定了地下水日常监测计

划并于 2010 年 3 月开始进行监测。后附全

厂防渗竣工验收记录。防渗情况见附件。



3 台循环流化床锅炉脱硫、脱销改造施工现场

9.4 固体废物产生及处理处置情况

该项目固体废物主要有一般固体废物和危险废物。一般固体废物包括：

煤制氢单元及自备电站产生的炉渣和粉煤灰，年产量约 36 万吨，其中粉煤

灰 17 万吨、炉渣 19 万吨，约 4 万吨粉煤灰送附近水泥厂，其余粉煤灰及

炉渣均送往树梁村渣场进行填埋处理。

危险废物包括：加氢稳定装置废催化剂 124t/a,加氢精制废催化剂

4.9t/3a,加氢改质废催化剂 147.5t/8a,煤制氢装置变换催化剂 342t/4a，硫磺

回收废催化剂 24.9t/4a,废加氢催化剂 11.3t/5a,空分装置废分子筛 150 t/10a,

空分装置废铝胶150 t/10a，空分装置废珠光砂12000立/20a,污水处理场“三

泥”60 t/a。其中有回收利用价值的废催化剂进行回收再生利用，其它废催化

剂及污水处理场“三泥”均送往均有危废处理资质的天津合佳威立雅环境服

务公司进行集中处理处置。

煤直接液化单元产生的油灰渣主要组分为未转化煤、灰分、油及废铁

基催化剂，目前油灰渣暂时主要是销往周边地区燃煤电厂作为燃煤锅炉的

辅助燃料进行掺烧。公司分别在 2009 年委托西安热工院开展了油灰渣 CFB



试验台燃烧试验、2012 年委托国家环境分析测试中心开展了油灰渣掺烧危

险性分析工作；2013 年 10 月，公司委托中国环科院开展了油灰渣属性鉴

别检测工作；同时，煤制油公司完成了油灰渣做德士古气化炉原料掺烧运

行试验。

树梁村渣场位于煤液化工厂的正北方向，距离工厂约 4.0 公里，由灰渣

库、蒸发塘、废催化剂池等部分组成。废催化剂池、蒸发塘池底进行了防

渗。灰渣填埋场采用定时洒水，种植绿色植物等防扬尘措施。

蒸发塘施工期照片危废储存池施工期照片

厂内建设危废临时储存库，位于厂区东南。危废临时储存库棚建筑规

格长×宽=12 米×12 米，设置高 3.5m 的防晒、防雨顶棚，地面进行了防渗。

危废暂存库灰渣场



渣场大坝体网格护坡模板、钢筋施工成型成型后的坝体砼网格护坡

9.5 排污口规范化、污染源在线监测仪的安装情况

本项目各废气处理设施进出口均预留永久性采样孔并置监测平台。自

备热电站锅炉烟气排放口安装了在线监测设备并与市、自治区环保局联网

运行，主要监测项目为二氧化硫、氮氧化物、烟尘。由第三方方运营单位

定期对在线监测设备进行巡查、维护、校准。

2010 年 5 月完成了厂清净下水排水口在线自动监测系统的安装并投入

运行。该自动监测系统设水量、水质 COD、pH 自动监测和数据传输系统（市

环保局尚未联网）。排污口设置规范的标志牌。

清净下水排污口标识牌



自备电站在线监测仪清净下水在线监测仪

9.6 厂区绿化情况

厂区总占地面积 1976000 m2，厂区绿化面积 517447m2，厂区绿化系

数为 26.2%。

厂区绿化



十、环境风险防范措施

10.1 风险防范措施

10.1.1 建设地点、总图布置风险防范措施

煤直接液化项目各生产装置、储罐罐区及其他主要生产设施的平面布

置与环评相比有无调整。对 800m 卫生防护距离内的马家塔村村民进行了

搬迁和安置。

10.1.2 水环境风险防范措施

各生产装置设置了围堰，储罐区设置了防火堤，围堰和防火堤内部均

进行防渗漏处理。设有雨排系统，雨排系统与含油污水处理系统在装置边

界设有切换阀，保证初期雨水和事故污水能够在雨排及污水系统之间及时

切换；同时，在全厂雨水排放口与消防事故水池之间设置了切断闸阀，确

保初期雨水和事故污水能够及时切入事故水池，最后返回污水处理系统或

者送至蒸发塘。

罐区围堰

建有 2个共 500m3污水收集池、2座 5000m3污水调节罐、1座 20000m3

高浓度污水储罐、2 个 6500m3事故消防水池和总容积 90 万 m3的蒸发塘，

可用来暂时储存生产装置事故污水。



蒸发塘事故消防水池

10.1.3 大气环境风险防范措施

（1）在油品和燃料气罐区内共设置可燃气体报警仪 63 个、有毒气

体检测报警仪 59 个、地上式消防栓 64 套、泡沫站 3 套、喷淋系统 7 套、

灭火器 223 个以及视频监控、报警联锁、防雷防静电等措施；其中，可燃、

有毒气体报警仪直接与装置中央控制室报警联锁系统相关联，视频监控信

号直接引入视频显示系统，以实现油品、燃料气等危化品储运系统的实时

监控和及时的事故应急响应及处置。

（2）全厂共安装了 479 台毒气体监测报警仪和 640 台可燃气体监测

报警仪，这些报警仪同时具备数据就地显示以及远传两种信号传输功能，

中控室内操员和外操员可以共同监控环境中有毒有害气体浓度情况。

可燃气体报警仪有毒气体报警仪

（3）火炬系统

本工程设置一座 20000m3的干式气柜、一座处理能力为 120 万 Nm³/h

的主火炬、一座处理处理能力为 6000Nm³/h 的酸性气火炬和一盏长明灯，



火炬点火采用远程 DCS 电子点火和现场手动点火两种点火方式，火炬筒体

高度 130m。

气柜用来回收干气，气柜中的干气经升压后送全厂燃料气管网作燃料

气。本工程经气柜回收剩余的干气及上游装置开停工和不正常操作时或事

故状态下的液化气、干气等可燃气体及酸性气送入火炬系统放空燃烧，安

全泄放，在一定程度上可避免事故产生的烃类或有毒气体直排大气而产生

的污染。

10.1.4 环境风险管理工作

公司安全健康环保部负责本项目环保风险管控工作，配备了 3 名专职

环保工程师。制定了《环境风险辨识》、《环境因素识别与评价管理规定》

等环境风险管理制度。

公司成立了由各级、各专业管理者、基层员工组成的风险辨识及评价

组织机构，定期开展风险因素辨识与评价工作，及时解决环境风险管控工

作中存在的问题，不断强化环境风险管控措施的落实。

10.2 环境风险应急预案的制定和演练

10.2.1 环境风险应急预案的制定

编制了公司级《环境污染专项预案》及《突发环境事件应急预案》，并

报鄂尔多斯市环保部门备案。

公司分别于 2013 年 5 月 17 日、2013 年 11 月 5 日组织了 103UV1902

阀体泄漏、油品罐区汽油储罐闪爆着火事故共两次综合应急实战演练，同

时针对环境应急预案内容进行了演练，从中总结存在的问题并提出整改措

施。



应急事故处理流程图见图 10-1。



图 10-1 煤制油分公司应急响应程序框图

集团公司

应急指挥中心办公室

上级政府

主管部门

按需求援

发生 III 级及

以上事故上报

发生 IV级及以

上事故上报

煤制油分公司应急指挥中

心值班室（生产调度室）

总指挥

副总指挥

公司副总成员

各部室领导

其他相关单位（或人员）

报告当地政

府主管部门

事故现场人员

当班班长受影响的本单位相关岗位

发生火灾可直接

向消防队报警

消防气防中心

电话：3119/3120

现场应急指挥部

发生 V 级及以上事故

生产中心领导

向调度室报告

煤制油分公司应急指挥中心

（启动煤制油分公司应急预案）

煤制油化工公司应

急指挥中心办公室

事故

应急行动

报告/通知

向当地相邻企业、

消防队、医院救援



十一、公众意见调查

根据原国家环境保护总局环办[2003]26 号文《关于建设项目竣工环境

保护验收实行公示的通知》的要求，在该项目竣工环境保护验收监测期间，

通过发放意见调查表的形式征求当地公众的意见。

本次公众意见调查拟发放问卷调查表 100 份，回收 100 份。本次被调

查者来自与煤直接液化项目厂区 5 公里范围内的马家塔、温家圪堵、上湾、

郭家圪台、煤制油生活区等周边村的居民、商业人员、服务人员、职工家

属等。

调查结果见表 11-1、表 11-2。

表 11-1 调查人员结构统计表

统计结果

人员结构

人数（人）

调查性别男 76

女 24

文化程度

大专及本科 45

高中 28

初中 21

小学 6

职业结构

工人 26

自由职业 8

司机 10

农民 14

个体 42

表 11-2 公众意见统计结果表

调查内容问题人数

1、本工程施工期间是否因与周边居民发生过

纠纷

有 0

没有 99

不清楚 1

2、本工程试生产期间是否与周边居民发生过

纠纷

有 0

没有 98



不清楚 2

3、本工程施工期间是否出现过扰民现象

有 0

没有 99

不清楚 1

4、本工程试生产期间是否出现过扰民现象

有 0

没有 100

不清楚 0

5、工程产生的废水对您的生活、工作是否有

影响

有 0

没有 99

不清楚 1

6、工程产生的废气对您的生活、工作是否有

影响

有 0

没有 99

不清楚 1

7、工程产生的噪声对您的生活、工作是否有

影响

有 0

没有 97

不清楚 3

8、工程产生的灰渣等对您的生活、工作是否

有影响

有 0

没有 98

不清楚 2

9、您对该公司本项目的环境保护工作满意程

度

满意 88

较满意 12

不满意 0

根据此次公众意见调查结果，88 位被调查者对本工程的环境保护工作

表示满意，12 位被调查者对本工程环境保护工作较满意。

十二、结论及建议

12.1 结论

12.1.1 验收监测工况

验收监测期间，煤制油生产装置生产负荷为 77.49~98.16%，电厂锅炉

生产负荷为 88.6%～95.0%。

锅炉入炉煤质灰份 11.36%~34.11%，挥发份 31.93%~38.34%，硫份

0.22%~0.86%。



12.1.2 废气

（1）污染源废气

备煤装置液化煤制备烟道气 1#监测结果烟尘排放浓度最大值为

85.3mg/m3，SO2排放浓度最大值为 122mg/m3；备煤装置液化煤制备烟道

气 2#监测结果烟尘排放浓度最大值为 95.6mg/m3，SO2排放浓度最大值为

83mg/m3；备煤装置液化煤制备烟道气 3#监测结果烟尘排放浓度最大值为

110.7mg/m3，SO2 排放浓度最大值为 116mg/m3；制氢煤制备烟道气 1#监

测结果烟尘排放浓度最大值为 81.9mg/m3，SO2 排放浓度最大值为

120mg/m3；制氢煤制备烟道气 2#监测结果烟尘排放浓度最大值为

117.1mg/m3，SO2 排放浓度最大值为 118mg/m3；催化剂装置一段干燥尾

气 1#监测结果烟尘排放浓度最大值为 110.2mg/m3；催化剂装置一段干燥尾

气 2#监测结果烟尘排放浓度最大值为 103.3mg/m3；催化剂装置二段干燥尾

气监测结果烟尘排放浓度最大值为 91.7mg/m3；煤液化加热炉监测结果烟

尘排放浓度最大值为 174.3mg/m3，SO2排放浓度最大值为 101mg/m3；加

氢稳定装置加热炉烟气监测结果烟尘排放浓度最大值为 66.5mg/m3，SO2

排放浓度最大值为 62mg/m3；加氢改制装置加热炉烟气监测结果烟尘排放

浓度最大值为 81.4mg/m3，SO2排放浓度最大值为 100mg/m3；均满足《工

业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078—1996）新污染源二级标准要求。

煤制氢装置煤气化灰仓过滤排气监测结果粉尘排放浓度最大值为

91.9mg/m3，达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染

源二级标准要求，粉尘排放速率最大值为 0.18kg/h，满足《大气污染物综

合排放标准》（GB16297-1996）新污染源二级标准要求。



硫磺回收装置尾气监测结果 SO2 排放浓度最大值为 693mg/m3，排放

速率为 12.60kg/h，NOX 排放浓度为 93mg/m3，排放速率为 1.77kg/h，均

满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源二级标准要

求。H2S 排放浓度最大值为 0.086mg/m3，排放速率最大值为 0.0016kg/h

满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）标准要求。

油渣成型电塔尾气监测结果 SO2 排放浓度最大值为 109mg/m3，排放

速率为 4.81kg/h，非甲烷总烃排放浓度最大值为 15.81mg/m3，排放速率为

0.69kg/h，均满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染

源二级标准要求。H2S 排放浓度最大值为 0.028mg/m3，排放速率最大值为

0.0012kg/h 满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）标准要求。

1#燃气锅炉烟气监测结果烟尘排放浓度最大值为 36.6mg/m3，SO2 排

放浓度最大值为 10mg/m3，NOX排放浓度最大值为 89mg/m3，均满足《锅

炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）Ⅱ时段标准。

2#燃气锅炉烟气监测结果烟尘排放浓度最大值为 31.0mg/m3，SO2 排

放浓度最大值为 15mg/m3，NOX排放浓度最大值为 105mg/m3，均满足《锅

炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）Ⅱ时段标准。

电厂 0#锅炉烟气监测结果烟尘、SO2、NOX 最大排放浓度分别为

41.9mg/m3、268mg/m3、251mg/m3；电厂 1#锅炉 A 侧烟尘、SO2、NOX

最大排放浓度分别为 28.0mg/m3、181mg/m3、308mg/m3；电厂 1#锅炉 B

侧烟尘、SO2、NOX最大排放浓度分别为 24.7mg/m3、149mg/m3、287mg/m3；

2#锅炉烟气监测结果烟尘、SO2、NOX 最大排放浓度分别为 44.8mg/m3、

285mg/m3、282mg/m3；烟气黑度＜1.0 林格曼级，监测结果均满足《火电



厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第 3 时段标准要求。除尘效率

分别为 99.74%~99.86% 、 99.74%~99.80% 、 99.75%~99.79% 、

99.71%~99.77%。脱硫效率分别为 84.9%~88.0%、 87.2%~92.7%、

89.7%~92.7%、80.3%~84.1%。

（2）无组织废气

厂界颗粒物最大浓度为 0.93mg/m3，非甲烷总烃最大浓度为 0.53mg/m3；

装卸区非甲烷总烃最大浓度为 0.73mg/m3；厂界及装卸区苯并[a]芘未检出，均

满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准要求；厂界氨

气最大浓度为 1.458mg/m3，硫化氢最大浓度为 0.0015mg/m3，均满足《恶臭

污染物排放标准》（GB14554-93）二级标准要求。

12.1.3 废水

（1）高浓度废水预处理装置废水监测结果

pH 范围为 5.18~5.27，COD、硫化物、氨氮、总磷、氰化物、石油类、

氟化物、苯、甲苯、邻二甲苯、间对二甲苯日均最大值分别为 12mg/L、

0.009mg/L、224.9mg/L、0.21mg/L、0.010mg/L、0.09mg/L、0.74mg/L、

0.79μg/L、0.89μg/L、2.87μg/L、0.48μg/L，挥发酚未检出，氰化物排放浓

度满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）表 4 一级标准要求；污染物

去除率分别为 COD 99.8%、总磷 83.3%~84.0%、氰化物 83.3%、石油类

98.0%~98.5%、挥发酚 99.9%、氟化物 37.3%~37.4%、苯 39.2%~39.4%、

甲苯 41.4%~44.4%、邻二甲苯 15.8%~19.2%、间对二甲苯 40.0%~41.5%。

（2）污水深度处理系统废水监测结果

pH 范围为 7.33~7.60，COD、硫化物、挥发酚未检出，氨氮、总磷、



氰化物、石油类、氟化物、溶解性总固体、苯、甲苯、邻二甲苯、间对二甲苯

日均最大值分别为 1.542mg/L、0.02mg/L、0.004mg/L、0.15mg/L、0.41mg/L、

329mg/L、0.77μg/L、0.87μg/L、2.89μg/L、0.48μg/L，氰化物浓度满足《污

水综合排放标准》（GB8978-1996）表 4 一级标准要求，COD、石油类、溶解

性总固体浓度满足《热电中心除盐水站进水水质标准》（厂内标准）。

（3）催化剂制备废水处理装置监测结果

pH 范围为 8.82~9.08，硫化物、镍未检出，COD 日均最大值为 8mg/L，

镍排放浓度满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一类污染物标准，

COD 去除率为 97.9%，镍去除率为 99.5%~99.6%。

（4）蒸发塘监测结果

pH、COD、硫化物、氨氮、总磷、氰化物、石油类、挥发酚、氟化物、

苯、甲苯、邻二甲苯、间对二甲苯监测结果分别为 9.32、791mg/L、

0.007mg/L、451.0mg/L、7.49mg/L、0.100mg/L、0.83mg/L、1.197mg/L、

6.84mg/L、0.79μg/L、0.91μg/L、2.49μg/L、0.52μg/L。氰化物监测结果满

足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准要求。

12.1.4 噪声

验收监测期间，厂界噪声昼间最大值 56.4dB（A），夜间最大值 55.5dB

（A），昼间噪声监测值和夜间噪声监测值均满足《工业企业厂界环境噪声

排放标准》（GBl2348-2008）3 类标准的限值要求。

12.1.5 环境空气质量

验收监测期间，项目周边 5 个环境空气监测点树梁村、李家村、黑炭

沟、郭家圪台、马家塔 SO2、NO2、苯并[a]芘五天日均值监测结果均满足



《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求， PM10、TSP 五

天日均值监测结果均超标。

12.1.6 地下水

厂区、渣场地下水上、下游共布设 6 个地下水监测点，监测结果表明，

除渣场下游地下水 pH 超标、厂区下游 2 个监测点（郭家圪台和马家塔）氟

化物超标外，其余监测因子监测值均满足《地下水质量标准》

（GB/T14848-1993）Ⅲ类标准要求。

12.1.7 污染物排放总量

根据本次监测结果计算，先期工程各废气污染物排放总量分别为：烟

（粉）尘 809 吨/年，二氧化硫 3288 吨/年，氮氧化物 4283 吨/年。其中烟

（粉）尘、二氧化硫排放总量符合总量控制指标要求。

12.1.8 公众意见调查

验收监测期间共发放 100 份调查问卷。88 位被调查者对本工程的环境

保护工作表示满意，12 位被调查者对本工程环境保护工作较满意。

12.2 建议

（1）加强油灰渣的暂存场所管理，做好隔挡、防渗漏等工作；待油灰

渣危险性鉴定结果完成后按相关要求进行妥善处置。

（2）树梁村渣场蒸发塘液位较高，应切实做好风险防范，防止发生环

境污染事件；尽快采取措施，解决灰渣填埋场防渗问题。

（3）加强对各环保设施的运行管理，确保各项环保设施的稳定运行，

各类污染物长期稳定达标排放。

（4）加强环境风险防范与应急预案演练，提高对突发环境事故的应对



处置能力。


建设项目竣工环境保护

验收调查报告

项目名称：中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目

供水管线、排水管线、输油管廊工程

委托单位：神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司

编制单位：内蒙古环科园环境科技有限责任公司

二〇一五年七月


中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目

供水管线、排水管线、输油管廊工程

调查文件：竣工验收调查报告书

委托单位：中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯

煤制油分公司

承担单位：内蒙古环科园环境科技有限责任公司

董事长（法人代表）：李晓霞高级工程师

总工程师：刘惠军注册环评工程师（A14010160400）

项目负责人：周燕注册环评工程师（A14010301600）

报告书编写人员

专题负责人资格证书号签名

工程概况周燕

注册环评工程师

A14010301600 前言和结论

环境空气影响调查潘艳秋

注册环评工程师

A14010380600 固体废弃物影响调查

社会环境影响调查

孙芳验收岗位字

201208016 公众参与调查

自然概况

水环境影响调查

于泽民注册环评工程师

A14010370900 生态环境影响调查

声环境影响调查

清洁生产和总量控制

高优娜注册环评工程师

A14010360800 环境管理及风险应急措施调查

文物古迹影响调查

审核人刘惠军

中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目供水管线、排水管线、输油管廊工程竣工环境保护验收调查报告

内蒙古环科园环境科技有限责任公司编制 1

目录 1 前言 ................................................................ 4

1.1 编制依据 .......................................................... 7

1.2调查目的及原则 .................................................... 10

1.3调查方法 .......................................................... 11

1.4调查范围与调查因子 ................................................ 13

1.5调查重点 .......................................................... 14

1.6验收标准 .......................................................... 15

1.7环境敏感保护目标 .................................................. 17

2 工程概况 ........................................................... 19

2.1先期工程 .......................................................... 19

2.2工程变动情况说明 .................................................. 21

2.3本次验收工程 ...................................................... 25

3 区域环境概况 ....................................................... 33

3.1伊金霍洛旗自然环境概况和社会环境概况 .............................. 33

3.2乌审旗自然环境概况和社会环境概况 .................................. 35

3.3 项目区域生态环境现状 ............................................. 39

3.4水源地取用地下水情况 .............................................. 45

4 环评摘要及批复要求 ................................................. 46

4.1 环境影响报告书主要结论 ........................................... 46

4.2 环境影响评价措施 ................................................. 49

4.3 环境影响报告书批复 ............................................... 50

5 环保措施落实情况调查 ............................................... 52

6 施工期环境影响调查 ................................................. 55

6.1施工期占地影响调查 ................................................ 55

6.2 施工期其它环境影响调查 ........................................... 55

6.3 调查结论 ......................................................... 55

7 生态环境影响调查与分析 ............................................. 56

7.1项目区生态环境影响分析 ............................................ 56



7.2植被恢复、绿化及水土保持措施调查 .................................. 59

7.3建议 .............................................................. 61

8.社会环境影响调查与分析 ............................................. 62

8.1社会环境影响调查 .................................................. 62

8.2社会环境影响减缓措施调查 .......................................... 62

8.3调查结论和建议 .................................................... 63

9 环境空气影响调查与分析 ............................................. 64

9.1废气污染源调查 .................................................... 64

9.2锅炉大气污染物影响分析 ............................................ 64

10固体废弃物环境影响调查与分析....................................... 66

10.1固体废弃物污染源调查 ............................................. 66

10.2固体废弃物处置调查 ............................................... 66

11水环境影响调查与分析 .............................................. 67

11.1水环境影响源调查 ................................................. 67

11.2水污染防治措施及减缓措施调查 ..................................... 67

11.3废水污染源监测、地下水环境和地表水现状调查分析 ................... 68

11.4废水排放环境影响分析 ............................................. 80

11.5排水管线沿线地下水环境质量状况调查 ............................... 80

11.6调查结论及建议 ................................................... 86

12声环境影响调查分析 ................................................ 89

12.1声污染源调查 ..................................................... 89

12.2噪声现状监测与分析 ............................................... 89

12.3巡检道路噪声影响分析 ............................................. 90

13文物古迹影响调查 .................................................. 92

14 环境管理及风险应急措施调查 ........................................ 93

14.1建设项目“三同时”执行情况以及配套环保设施的建设情况 ............. 93

14.2 环境管理情况 .................................................... 93

14.3 环境监测情况调查 ................................................ 94

14.4档案管理情况 ..................................................... 95



14.5 风险保护目标措施 ................................................ 95

14.6调查结论与建议 ................................................... 95

15公众意见调查 ...................................................... 96

15.1调查目的 ......................................................... 96

15.2调查对象、方式及内容 ............................................. 96

15.4调查结论与建议 .................................................. 100

16环保补救措施及建议 ............................................... 101

16.1目前存在的环保问题 .............................................. 101

16.2大气污染防治措施建议 ............................................ 101

16.3水环境影响减缓措施建议 .......................................... 101

16.4声环境措施建议 .................................................. 102

16.5固体废弃物补救措施与建议 ........................................ 102

16.6生态环境补救措施与建议 .......................................... 103

16.7社会环境补救措施与建议 .......................................... 103

16.8环境管理与监测计划 .............................................. 103

17调查结论与建议 ................................................... 104

17.1建设项目基本情况 ................................................ 107

17.2环境影响调查与分析结果 .......................................... 108

17.4竣工验收结论 .................................................... 112



1 前言

中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市神

东矿区马家塔。2001年 3月，国家计委对该项目进行立项批复，2002 年 9月，国家

计委对该项目的可行性研究报告批复。2002 年 3 月，五环科技股份有限公司（原中

国五环化学工程公司）编制完成了《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环

境影响报告书》，2002 年 3月原内蒙古自治区环境保护局以“内环办发[2002]22号”

文对该项目的环评报告书进行了初步审查（附件 2），2002 年 5 月原国家环境保护

总局以“环审[2002]128 号”文对该项目的环评报告书进行了审批（附件 3）。由于

煤直接液化技术和经验尚不成熟，前期的设计工作存在一些不完善的地方，原环评

报告书批复后，神华集团公司在基础设计过程中组织国内外科研、设计单位及专家

对项目的工艺技术路线进行了优化调整，为此 2005年 1月五环科技股份有限公司重

新编制完成了《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告

书》，2005年 1月原内蒙古自治区环境保护局以“内环字[2005]28号”文对环评（补

充）报告书进行了初步审查（附件 4），2005 年 3 月原国家环境保护总局以“环审

[2005]264 号”文对环评（补充）报告书予以批复（附件 5）。2009年 6月内蒙古自

治区环境保护厅以“内环字[2009]76号”文同意了该工程试生产。（附件 6）。

根据《中华人民共和国环境保护法》及《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（环

境保护部第 13号令）等有关规定，本工程需要进行竣工环境保护调查验收，中国神

华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司（下称“建设单位”）于 2011 年 10

月 9 日委托内蒙古自治区环境科学研究院（下称“调查单位”）承担中国神华煤制

油化工有限公司煤直接液化项目一期先期工程供水管线、排水管线工程和输油管廊

工程的竣工环境保护验收调查工作。

根据业主的委托本次验收调查报告只对中国神华煤制油化工有限公司煤直接液

化项目一期先期工程中的供水工程、排水管线工程和输油管廊工程进行调查验收，

中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目一期先期工程由中国环境监测总站负

责编制验收监测报告。排水管线工程起于厂区的污水处理厂，终于蒸发塘，全长为

9.0km，设计排水水量为 1200m3/d，实际排水量约为 240 m3/d（8.9 万 m3/a）；输油

管廊工程起于油品储运罐区，终于铁路装卸站，全长 1.65km，设计规模 108万 t/a，



现输油量为 20 万 t/a（生产量较小，火车运输较固定，目前主要销量通过汽运运输

销往周边）。厂外供水工程主要由水源地及水源地管理站、输水管线、配水厂组成，

供水工程设计规模为 5×104m3/d，初期运行规模 2.5×104m3/d，供水压力在 2.5～4MPa

之间。供水管线起点为鄂尔多斯市乌审旗浩勒报吉水源地，终点为鄂尔多斯市伊金

霍洛旗乌兰木伦镇煤液化厂址，管线全长 99.79km。

供水工程于 2005 年 6 月 12 日开工建设，2005 年 10 月 18 日工程竣工，11 月 5

日全线贯通；输油管廊于 2006年 2月开工建设，2008年 9月竣工并投入使用；排水

管线于 2006 年 5月开工建设，2007年 8月竣工并投入使用。验收调查期间，供水工

程 2013 年供水量约为 2.38 万 m3/d(870 万 m3/a)、排水管线排水量为 240m3/d（8.9

万 m3/a），输油量为 20万 t/a。各条管线运行正常。

调查单位接受委托后，在建设单位的大力配合下，立即开展了工程资料、区域

自然、社会背景资料收集和现场调查等工作，并对环评报告书及其批复中所提出环

境保护措施的落实情况、受工程建设影响的环境敏感点的环境现状、工程建设的生

态影响及其恢复状况、水土保持情况、工程的污染源分布及其防治措施等方面进行

了现场调查，并详细收集和研阅了工程设计资料及工程竣工验收的有关资料，进行

了现状监测，同时认真听取了地方环保部门和当地群众的意见，进行了公众意见调

查，在此基础上编制了本工程的竣工环境保护验收调查报告。并上报了环境保护部，

环境保护部环境工程评估中心于 2012年 9月 5 日在北京市召开了《中国神华煤制油

化工有限公司煤直接液化项目供水管线、排水管线、输油管廊工程竣工环境保护验

收调查报告》技术审查会。会后调查单位根据专家意见对验收调查报告内容进行修

改完善。环境工程评估中心出具了审查意见，审查意见主要内容：由于该项目未按

环评批复要求，对浩勒报吉水源地生态环境和水环境进行动态监测，导致项目及区

域无序取用地下水引发的生态和水环境问题没有得到及时发现，目前造成的环境和

生态影响程度大大超出环评预测结果。建设单位应立即开展回顾性评价，尽快采取

针对性的补救措施和实施方案，并结合区域生活、生产用水需求，重新论证区域水

资源配置的环境可行性。

项目单位在取得审查意见后，后续做了如下工作：

⑴项目单位先后采取了一系列节水措施，确保净化水回用率达到 98%以上，2014



年底建成部分净水设备，实现替代地下水 300m3/h,并于 2015年 1月封闭了 5眼井，

目前正在实施水源替代计划，预计 2015 年 8 月建成 1050 m3/h 规模的净水厂，将逐

步取代生产用水，具体见附件 21。

⑵编制了《中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目水资源论证后评估报

告书》（内蒙古农业大学，2013.12），该报告对水源地范围内生产、生活用水情况及

水资源配置进行了专业、详尽的分析，并取得了内蒙古自治区水利厅《关于印发神

华煤直接液化项目水资源论证后评估报告审查意见的函》。

⑶2015 年 6 月编制完成了《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地植被盖度变化

报告》（内蒙古大学生命科学院生态与环境科学系，2015.6），其中数据截至 2013年，

具体见附件 22；目前该单位正在编制 2014年度水源地植被盖度变化报告（遥感解译

数据见附件 26）；项目单位于 2015 年 4 月委托该单位编制 2015-2017 年水源地植被

监测报告（监测内容包括植被盖度、植物种类、高度、生物量、绘制土地利用图和

植被图、测定干土层厚度和土壤水分，并要求编制年度报告）。业主将按照水源地动

态监测计划（附件 28）持续进行生态环境动态监测，并将该项监测工作持续到不在

水源地取水为止，并依据《中华人民共和国草原法》的相关要求，公司也将及时向

政府草原管理部门上报水源地植被监测报告，以便采取有效的控制和保护措施，持

续保护水源范围内的生态环境。

⑷编制了《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开

采量调查报告》（内蒙古第二水文地质工程地质勘查有限责任公司，2013.12），其中

数据截止到 2013年底；项目单位于 2015年 4 月委托该单位编制 2014 年度《神华煤

直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》，由于数

据量大、分析时间长，目前还未完成 2014年度报告（本报告附上了监测数据，具体

见附件 26）；项目单位于 2015年 4月委托该单位编制 2015年度《神华煤直接液化项

目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》（监测内容包括现状

开采量、地下水水位变化，要求编制报告，具体见附件 23）。业主将按照水源地动态

监测计划（附件 28）持续进行地下水位动态监测，并将该项监测工作持续到不在水

源地取水为止，并将编制报告向政府相关部门进行汇报。

2015 年 1 月根据业主重新委托，本报告根据动态监测报告和水资源论证后评估

报告的相关内容对验收调查报告的内容进行补充完善。本次提交的调查报告主要针



对水源地水环境影响、生态环境影响和公众参与内容进行了补充完善。

1.1 编制依据

1.1.1 主要法律法规和标准规范

1.《中华人民共和国环境保护法》（2015.1）；

2.《中华人民共和国环境影响评价法》（2003.9）；

3. 《中华人民共和国水土保持法》（2010.12.25）；

4.《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1997.3）；

5.《中华人民共和国大气污染防治法》（2000.4）；

6.《中华人民共和国水污染防治法》（2008.2.28）；

7.《中华人民共和国固体废弃物污染环境防治法》（2005.4）；

8.《中华人民共和国水土保持法实施条例》（1993.8）；

9.《中华人民共和国土地管理法》（1998.8）；

10.《中华人民共和国农业法》（2002.12）；

11.《中华人民共和国森林法》（1998.10）；

12.《中华人民共和国文物保护法》（2002.10）；

13.《中华人民共和国草原法》（1985.6）；

14.《中华人民共和国野生动物保护法》（1989.3）；

15.《中华人民共和国陆生野生动物保护实施条例》（1992.2）；

16.《中华人民共和国防沙治沙法》（2001.8）；

17.《建设项目环境保护管理条例》〖国务院第 253号令〗；

18.《全国生态环境保护纲要》（2000.11）；

19.《全国生态环境建设规划》（1999.1）；

20. 《关于建设项目环境管理的若干意见》，原国家环境保护总局（88）环建字

第 117号文；

21. 《开发建设项目水土保持方案管理办法》〖水保[1994]513号文〗；

22. 《内蒙古自治区实施<中华人民共和国水土保持法>办法》(1997.9)；

23. 《内蒙古自治区环境保护条例》（1991.3）；

24. 《建设项目竣工环境保护验收管理办法》（国家环境保护总局第 13 号令，

2001.12.27）；



25. 《关于建设项目环境保护实施竣工验收监测管理有关问题的通知》（国家环

境保护总局环发［2000］38号，2000.2.22）；

26. 《建设项目竣工环境保护验收技术规范——生态影响类》（HJ 394-2007，

原国家环境保护局）；

27. 《环境影响评价技术导则-总纲》HJ2.1-2011，国家环境保护部；

28. 《环境影响评价技术导则-生态影响》HJ19-2011，环境保护部；

29. 《环境影响评价技术导则―声环境》HJ2.4-2009，国家环境保护部；

30. 《环境影响评价技术导则―大气环境》HJ2.2-2008，国家环境保护部；

31. 《环境影响评价技术导则―地面水环境》HJ/T2.3-93，原国家环境保护总

局；

32. 《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2011）；

33. 《开发建设项目水土保持方案技术规范》SL204-98；

34. 《水土保持综合治理技术规范》GB/T16453.1-6-1996；

35. 《土壤侵蚀分类分级标准》SL190-96；

1.1.2工程资料及批复

(1)《神华煤直接液化项目厂外供水工程说明书》（中国石油集团工程设计有限

责任公司北京分公司，2005.6）；

(2)《神华煤直接液化项目厂外供水工程交工技术文件说明》（中国石油天然气

管道局，2010.3）；

(3)《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目（先期工程）厂区至装卸区管

廊详细设计》（中国石化工程建设公司）；

(4)《印发国家计委关于审批神华煤直接液化项目一期工程可行性研究报告的请

示的通知》（国家发展计划委员会，计基础[2002]1587 号文，2002.9）；

(5)《国家发展改革委关于神华煤直接液化项目一期工程工艺优化方案有关问题

的批复》（国家发展和改革委员会，发改能源[2004]1743 号，2004.5）；

(6) 《中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目水资源论证自评估报告书》

（水利部牧区水利科学研究所，2013.9）；

(7)神华集团有限责任公司煤液化项目提供的其它工程资料。



1.1.3 环境影响报告书及批复文件

(1)《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响报告书》》（五环科技

股份有限公司（原中国五环化学工程公司），2002.3）；

(2)《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书》（五

环科技股份有限公司，2005.1）；

(3)《关于神华集团有限责任公司煤直接液化项目环境影响报告书审查意见的报

告》（原内蒙古自治区环境保护局，内环办发[2002]22号，2002年 3 月 20日）；

(4)《关于神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响报告书审查意见

的复函》（原国家环境保护总局，环审[2002]128 号，2002年 5月 20 日）；

(5)《关于神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书的初审意见》（原内蒙

古自治区环境保护局，内环字[2005]28号”，2005年 1月 19日）；

(6)《关于神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书

审查意见的复函》（原国家环境保护总局，环审[2005]264号，2005 年 3月 16日）；

(7)《内蒙古自治区环境保护局关于确认神华集团有限责任公司神华煤直接液化

项目环境影响评价执行标准的函》（原内蒙古自治区环境保护局，内环函字[2004]76

号，2004.11）（附件 6）；

(8)《关于同意神华集团有限责任公司煤直接液化项目第一套生产线试生产的审

查意见》（原内蒙古自治区环境保护局，内环字[2009]76号，2009年 6 月 12日）（附

件 7）。

1.1.4 其他资料

(1)《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地管理站环境监测报告》（神东电水暖

服务中心化验室，2012.2.20）（附件 7）；

(2) 《中国神华集团有限公司煤直接液化项目水土保持方案报告书》(黄河水利

委员会绥德水土保持科学试验站，2002.4)；

(3) 《中国神华集团有限公司煤直接液化项目（先期工程）水土保持方案变更

报告》(黄河水利委员会绥德水土保持科学试验站，2006.3)；



(4)《中国神华集团有限公司煤直接液化项目（先期工程）水土保持方案补充报

告》(黄河水利委员会绥德水土保持科学试验站，2006.5)；

(5)《中国神华煤直接液化项目水土保持设施竣工验收技术报告》(中国神华煤

制油化工有限公司北京工程分公司施工管理部，2009.5)；

(6)《中国神华煤直接液化项目水土保持方案实施工作总结报告》(中国神华煤

制油化工有限公司北京工程分公司施工管理部，2009.5)；

(7)《神华集团有限责任公司煤直接液化项目油品储运罐区及铁路装卸系统竣工

环境保护验收调查报告》(环境保护部环境工程评估中心，2008.12)；

(8)《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调

查报告》(内蒙古第二水文地质工程地质勘查有限责任公司，2013.12)；

(9)《神华煤直接液化项目水资源论证后评估报告书》(内蒙古农业大学，

2013.12)；

(10)《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地植被盖度变化报告》(内蒙古大学生

命科学院生态与环境科学系，2015.6)。

1.2 调查目的及原则

1.2.1 调查目的

主要调查项目在建设过程中，对环境影响评价文件及批复要求的环境保护措施

的落实情况；调查已采取的环境保护措施的有效性，对不合理的环境保护措施提出

改进建议；了解公众意见；论证是否符合验收条件。具体包括以下五个方面。

⑴调查本工程在施工期、运行期和管理等方面对环境影响评价文件中所提出的

环境保护措施的落实情况；对各级环境保护行政主管部门批复要求的落实情况；根

据环境影响评价文件及批复的要求，通过现场调查、核查、以及对工程竣工文件核

实等工作，对有关环境保护措施（设施）的落实情况进行总结，并分析其有效性。

⑵调查本工程已采取的污染控制、生态环境保护、水土保持及植被补偿措施；

通过对工程所在区域环境现状的监测和工程污染源的监测，分析各项环保措施实施

的有效性；针对该工程已产生的实际环境问题及潜在环境影响，提出可行的补救措



施和应急措施，对已实施的尚不完善的措施提出改进建议和意见。

⑶通过公众意见调查，了解公众对工程建设期及运行期环境保护工作的意见及

对当地的经济的作用、对项目所在区域居民工作和生活的影响情况，并将公众的合

理要求反馈给工程管理部门，同时提出解决意见。

⑷根据调查和分析结果，明确提出需要进一步采取的环境保护补救或补充完善

措施，有针对性地避免或减缓工程建设所造成的实际环境影响。

⑸通过工程环境影响情况的调查，客观、公正地从技术上论证本工程是否符合

竣工环境保护验收条件。

1.2.2 调查原则

本次环境保护验收调查主要遵循以下原则：

⑴认真贯彻国家与地方的环境保护法律法规及有关规定；

⑵坚持污染防治与生态保护并重的原则；

⑶坚持客观、公正、科学、实用的原则；

⑷坚持充分利用已有资料与实地踏勘、现场调研、现状监测与理论分析相结合

的原则；

⑸坚持对本工程建设前期、施工期、运营期环境影响进行全过程调查，并对工

程退役期进行分析，突出重点、兼顾一般的原则。

1.3 调查方法

⑴原则上采用《建设项目竣工环境保护验收技术规范—生态影响类》中所规定

的方法和《建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知》中的要求，

并参照《环境影响评价技术导则》规定的方法；

⑵环境影响调查采用资料调研、现场调查、实测和遥感解译相结合的方法。建

设期环境影响调查，通过走访受影响的居民和相关部门了解项目建设期造成的环境

影响，并核查有关施工设计和文件，来确定工程建设期的环境影响并分析环境保护

措施的有效性；运行期环境影响调查以现场勘察、监测和走访受影响的居民和相关

部门为主，通过现场调查，核查环境影响评价文件和设计及其批复文件中所提出的



环境保护措施的落实情况。

⑶应用比较法将本工程环境影响评价文件及批复中所要求的环境保护措施与实

际所采取的环保措施进行比较，以评估工程环境保护措施的落实情况及环境保护措

施的有效性。

本次环境保护验收调查的工作程序见图 1-1。



图 1-1 竣工环境保护验收调查工作程序图

1.4 调查范围与调查因子

1.4.1 调查范围

⑴水环境

本项目水污染源主要为水源地管理站产生的生活污水。以及调查管道穿越季节

性河流（干沟）及穿越点附近相连的沟谷；

地下水调查范围为 22眼水源井所在的 400km2水源地，其中特别关注相关的环境

保护目标和敏感区域。

⑵大气

大气污染源主要为巡检道路和水源地管理站锅炉房。

大气环境调查范围以水源地管理站锅炉房烟囱为中心，以常年主导风向为长轴，

边长5×5km的矩形；巡检道路两侧各200m的范围。

⑶噪声

水源地管理站厂界噪声以厂界外1m；

环境噪声以厂界外200m；交通噪声以巡检道路两侧200m。

⑷生态环境

所有管线开挖区域及两侧各200m范围；巡检道路两侧各200m范围；水源地管理

站、配水厂周围200m范围内的区域；遥感解译范围为管线两侧2km和水源地范围。

⑸社会环境

水源井周围及管线沿线直接或间接受工程建设影响的民众。



1.4.2 调查因子

⑴生态环境

工程永久占地和临时征（租）土地的类型、面积；永久占地土地利用格局变化

情况、临时占地生态恢复情况，以及占地对生态环境的影响；水土流失情况、防护

工程实施情况及其效果、绿化工程数量及其效果；土壤、植被、野生动植物、生态

环境保护基础设施建设情况等；调查因子为植物的种类、数量、长势植被覆盖率、

扰动土地整治率、水土流失总治理度。

⑵水环境

① 地表水：水源管理站生活污水的水温、pH、SS、NH3-N、CODcr、BOD5、动植物

油和石油类。以及水源地范围内的苏贝淖水面变化。

②地下水：地下水水位变化情况。

③调查生活污水处理措施、排放去向以及利用情况。

⑶大气环境

锅炉污染物达标排放情况，巡检道路扬尘。

⑷声环境

等效连续 A声级 LAeq。

1.5 调查重点

(1)环境保护设计文件、环境影响评价文件及环境影响评价审批文件中提出的

主要环境影响、环境保护措施落实情况及其效果；

(2)核查实际工程内容及方案设计变更情况，以及由变更造成的环境影响变化情

况；

(3)环境敏感目标基本情况；

(4)工程建设期和运行期实际存在的及公众反应强烈的环境问题。

建设期和试生产过程中产生的环境影响及环境保护措施落实情况调查重点见表

1-5-1。

表 1-5-1 环境保护措施落实情况调查重点

序号影响环境调查重点



1 生态环境

(1)工程永久占地和临时占地的类型、面积；临时占地的植被恢复情

况；

(2)水土流失情况、防护工程实施情况及其效果；

2 地下水环境 (1)废水达标排放情况；(2)取水工程对区域地下水位的影响及对周

边居民饮水的影响。

3 社会环境建设单位实际采取的占地补偿和水源井周围居民饮水补偿落实情

况。

1.6 验收标准

本次验收调查原则上采用该工程环境影响评价阶段经环境保护部门确认的环境

保护标准进行验收，对已修订新颁布的环境保护标准提出验收后按新标准进行达标

考核的建议。环境影响评价阶段执行的标准是根据原内蒙古自治区环境保护局“内

环函字[2004]76 号” 《内蒙古自治区环境保护局关于确认神华集团有限责任公司神

华煤直接液化项目环境影响评价执行标准的函》要求执行，详见附件 8，执行标准如

下：

⑴大气环境

环境质量标准：

《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准，同时，按《环境空气质量标

准》（GB3095-2012）中二级标准进行校核。

污染物排放标准：

《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）。

表 1-6-1 环境空气质量标准（1996）单位：mg/m3

标准类别 SO2 NO2 TSP


二级

日平均值 0.15 0.08 0.30

小时平均值 0.50 0.12 /

表 1-6-2 环境空气质量标准（2012）单位：μg/m3

标准类别 SO2 NO2 TSP


二级

日平均值 150 80 300

小时平均值 500 200 /

⑵水环境


《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准。



《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准。


《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准；

⑶声环境


本次验收采用标准为《城市区域环境噪声标准》（GB3096-1993）3类标准。同时，

按《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 3类标准进行校核。


本次验收采用标准为《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-1990）Ⅲ类标准。同

时，按《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准进行校核。

具体标准值见表 1-6-3至 1-6-6。

表 1-6-3 《城市区域环境噪声标准》（GB3096-1993）单位：dB（A）

时段

声环境功能区类别昼间夜间

3类 65 55

表 1-6-4 《声环境质量标准》（GB3096-2008）单位：dB（A）

时段

声环境功能区类别昼间夜间

2类 60 50

3类 65 55

表 1-6-5 工业企业厂界噪声标准单位：dB（A）

类别标准值

昼间夜间

3类 65 55

表 1-6-6 工业企业厂界环境噪声排放标准单位：dB（A）

类别标准值

昼间夜间

3类 65 55



1.7 环境敏感保护目标

经现场调查，输水管线、排水管线和输油管廊沿线两侧 2km 内无自然保护区、

风景名胜区、水源地保护区、文物保护单位。水源地周围 2km 也无自然保护区、风

景名胜区、文物保护单位。

1.7.1 水环境

22 眼水源井所在水源地约 400km2 范围内的水文地质单元；

工程沿线穿越的季节性河流（干沟）为黑炭沟、缸房沟和尔林兔沟，以及水源

地内的苏贝淖。

输油管廊东北方向为乌兰木伦河，与管廊最近距离约 500m，该河流平时基本无

水。

1.7.2 生态环境

本工程沿线生态环境目标为：沿线的典型草原植被、固定、半固定沙地、低湿

地植被和人工植被，人工植被包括耕地和人工灌木林地等。具体见表 1-7-1。

表 1-7-1 生态环境保护目标一览表

序号位置保护目标特征及概况备注

1

污水管线前段、输水管线、

成品油管线全线及水源地

区域内均有分布

固定、半固定沙地植被

固定沙地植被的代表群落类型为

柠条锦鸡儿群落；半固定沙地植被

的代表群落类型为油蒿群落。

本工程所

占土地多

为草地及

灌木林地

2

主要分布在输水管线中后

段、污水管线后段及水源地

部分地区

典型草原植被典型草原植被以本氏针茅群落和

冷蒿群落最具代表性。

4 零星分布于输水管线沿线

及水源地区域人工乔灌木固沙林

主要种类为杨树、柳灌丛、沙棘、

锦鸡儿等。

5 零星分布于输水管线及水

源地区域低湿地植被

主要群落类型为芨芨草+苔草+中

生杂类草+柳灌丛。

6 零星分布于污水管线、输水

管线沿线及水源地区域农田植被

农业主要为旱作农业，农作物主要

有小麦、马铃薯、玉米、向日葵等。

1.7.3 声环境

水源地管理站厂界周围 200m 范围内有无居民。水源管理站西侧 40m 处 1 户居



民，侧向水源管理站。

1.7.4 社会环境

水源地实际控制范围 400 km2范围内有 16 个村庄约 1345户，3105 人。控制范围

200km2范围内有 8个村庄约 771户， 1779人。具体见表 1-7-2，具体位置见保护目

标图 1-2。

表 1-7-2 水源地方圆 400km2的村庄

序号村庄名称水源地内位置户数人数备注

1 巴音布拉格东北 330 952 伊金霍洛旗

2 杨家圪堵东北 289 987 浩勒报吉村

3 浩勒报吉四队北 197 493 浩勒报吉村

4 浩勒报吉北 320 709 浩勒报吉村

5 缸房湾西 98 288

中乃村

6 南柳湾西中乃村

7 中乃一组西 81 267 中乃村

8 中乃西 61 187 中乃村

9 中乃四队西 62 211 中乃村

10 塔比庙西 38 102 察汗庙村

11 察汗淖西南 70 189 察汗庙村

12 胡同察汗淖南 21 38 察汗庙村

13 德清记东南 18 48 察汗庙村

14 阿刀亥四队东 23 61 阿刀亥村

15 可口特拉东南 30 98 阿刀亥村

16 阿刀亥东南 56 104 阿刀亥村

合计 1694 3782

1.7.5环境风险

输油管廊两侧防护距离范围内无



村庄，位于输油管廊 K0+900 至 K1+200 段的马家塔村现已拆迁，拆迁协议见附件 13

和拆迁现场照片见图 1-3。距离输油管廊最近处 500m 处的乌兰木伦河，该河流平时

无水。

图 1-3 输油管廊两侧马家塔拆迁情

况

2 工程概况

2.1 先期工程

神华集团有限责任公司神华煤直接液

化项目先期工程建设规模为年产成品油

108万吨。具体建设内容详见表 2-1-1。

表 2-1-1 全厂生产装置和设施组成一览表

序号装置和主项名称主要功能

A主生产装置

1 备煤为煤液化装置和制氢装置提供煤粉成品

2 催化剂制备为煤液化装置提供合格的高效催化剂

3 煤液化煤加氢液化,生产出液化油

4 加氢稳定为煤液化提供满足要求的溶剂，并对煤液化装置生产出的液化油进行预加氢

5 加氢改质对煤液化后并经加氢稳定过的生成油和轻烃回收装置来的加氢石脑油进行加氢

深度精制和改质

6 空分为制氢装置提供氧气

7 煤制氢为煤液化装置和柴油加氢装置提供新鲜氢气

8 轻烃回收回收气体中的轻烃及氢气

9 含硫污水汽提从含硫污水中脱除 NH3、H2S

10 硫磺回收将酸性气体中H2S转化为硫磺

11 气体脱硫脱除干气和液化气中的 H2S

12 油渣成型将液化油渣成型后综合利用

13 酚回收脱除含酚废水中的酚

14 天然气制氢装置为煤液化装置提供氢气

15 二氧化碳捕集与封

存示范装置将煤气化产生的二氧化碳通过压缩成液体后封存于地下岩层之间

16 煤间接液化采用费托合成工艺生产油品（一直处于停工状态）



17 催化重整装置改善产品结构，提高油品品质（2013年底建成）

续表 2-1-1 全厂生产装置和设施组成一览表

序号装置和主项名称主要功能

B 辅助生产设施

1 罐区贮存中间油品、成品油和火车装卸油品

2 空压站和氮气站为工厂提供压缩空气和仪表空气以及事故氮气

3 酸碱站为工厂提供盐酸和烧碱

4 中央化验室为全厂提供分析化验

5 中央调度楼对全厂进行调度操作

6 维修中心为全厂提供机电仪维修服务，保管贮存备品备件

7 火炬系统安全处理工厂易燃气体

8 渣场

灰渣库用于贮存处置煤液化项目锅炉装置和煤气化装置排放的煤渣、滤饼和飞

灰；蒸发塘用以存放蒸发器浓缩液及开停工期间不合格排水；废催化剂池用于

填埋废催化剂及污水处理场“三泥”

10 固体物料贮运系统贮运液化煤、气化煤、燃料煤、液化油灰渣、灰渣、硫磺、催化剂制备原料硫

酸亚铁等

C 公用工程设施

1 全厂总图运输全厂总图和运输

2 供热系统 3台440t/h循环流化床锅炉提供全厂用汽

3 铁路装卸场单元内设有装车车位 52 个，卸车车位 15 个，普洗车位 24 个及 5 座储罐（总罐

容为 2230m3）

4 汽车装卸场本单元内设有 32 个汽车装卸车位，10 座储罐（总罐容为 2250m3）

5 供配电全厂供配电

6 给排水全厂给排水

7 除盐水系统为全厂生产提供除盐水

8 循环冷却水系统为全厂生产提供循环水

9 污水处理系统处理全厂污水

10 厂区外管厂区外管

11 消防及火警系统为全厂生产提供消防和报警安全服务

12 全厂通讯为全厂生产提供通讯服务

D 生活服务设施

1 综合楼生活服务设施

2 大门及值班室



3 其它生活设施

2.2 工程变动情况说明

由于中国神华煤直接液化技术目前尚处于试验室阶段，在世界范围内还未曾有

过工业化的实例。为了减少项目投资的风险，神华集团决定分步实施本项目，即先

期建设煤液化三条生产线中的一条线，其规模为 108万吨/年油品，其它的生产装置

相应也分期配套建设或暂不建设，待先期投产的装置—主要是煤液化的四套核心装

置，经过一定时间的磨合运行使其技术成熟可靠后，再行建设一期工程（324 万吨/

年油品）的剩余部分（即另外二条线）。本项目先期工程实际建设情况和一期工程的

设计建设情况具体区别主要有以下几个方面：

⑴考虑到煤液化油加氢后所产出的石脑油数量不大，先期投产时暂时不建重整

—抽提及异构化装置，到一期时一次建成。石脑油暂作为产品出厂。

⑵其它装置的处理量也相应减少，通过分生产线加工等方法予以相应配套建设，

另外，配套系统和公用工程也相应分期建设。

先期工程建设情况与一期工程规划对比情况见表 2-2-1。



表 2-2-1 先期工程建设情况与一期工程规划对比表




1 备煤装置建设一条 200万 t/a的生产线，增建两条 200万 t/a的生产线，即一期工程完成后总规模达到 600万 t/a

2 催化剂制备装置建设一条 32.88万 t/a（按产品计）的生产线增建两条 32.81 万 t/a(按产品计)的生产线，即一期工程完成后总规模

达到 98.42万 t/a

3 煤液化装置建设一条 108万 t/a的生产线增建两条 108万 t/a的生产线，即一期工程完成后总规模达到 324万 t/a

4 加氢稳定装置建设一条 368万 t/a的生产线增建两条 300万 t/a的生产线，即一期工程完成后总规模达到 968万 t/a

5 加氢改质装置建设一条 102.52万 t/a（按处理量计）的生产

线

增建两条 100 万 t/a(按处理量计)的生产线，即一期工程完成后总规模

达到 300万 t/a(按处理量计)

6 重整—抽提装置暂时不建新建一条 80万吨/年的生产线

7 异构化装置暂时不建新建一条 10万吨/年的生产线

8 煤制氢装置建设两条 13.5 万 Nm3/h 的生产线

增建 4 套 13.5 万 Nm3/h 的生产线，煤制氢生产能力达 81 万 Nm

3/h 的生

产线

9 空分装置建设两条 5万 Nm3/h的氧气生产线增建三条 6万 Nm

3/h 的生产线，即一期工程完成后总规模达到 28万 Nm

3/h

10 轻烃回收装置建设一条 36.2万 t/a（按处理量计）的生产线增建两条 36.2万 t/a(按处理量计)的生产线，即一期工程完成后总规模

达到 108.6万 t/a(按处理量计)

11 含硫污水汽提装置

建设一条 74.4 万吨/年（按处理水量计）的生

产线；2009 年增建一条 74.4 万吨/年（按处理

水量计）的生产线做煤液化酸性水汽提备用；

2012 年再增建一条 74.4 万吨/年（按处理水量

计）的生产线用于处理 E2（催化剂废水蒸发）

净化水

增建一条 148.8 万吨/年(按处理水量计)的生产线，即一期工程完成达到

372 万吨/年(按处理水量计)的规模

12 硫磺回收装置建设一条 2.5万 t/a的生产线增建一条 7.5万 t/a的生产线，即一期工程完成后总规模达到 10万 t/a

13 气体脱硫装置建设一条 106.4万 t/a (按处理量计)的生产线增建一条 212.8 万 t/a(按处理量计)的生产线，即一期工程完成后总规

模达到 319.2万 t/a(按处理量计)



续表 2-2-1 先期工程建设情况与一期工程规划对比表




14 油渣成型装置建设一条 66.96万 t/a(按油渣处理量计)的生产线增建一条 133.92(按油渣处理量计)的生产线，即一期工程完成后

达到 200.88万 t/a(按油渣处理量计)

15 酚回收装置建设一条 74.4万 t/a(按处理水量计)的生产线增建一条 148.8万 t/a(按处理水量计)的生产线，即一期工程完成

后总规模达到 223.2万 t/a(按处理水量计)

16 天然气制氢装置 35840Nm3/h（氢气产量）

17 二氧化碳捕集与

封存示范装置 10 万吨/年（产品产量）

18 煤间接液化装置 18万吨/年（产品产量）

19 催化重整装置 10万吨/年（产品产量）

二、辅助生产设施

1 罐区一次建成

2 空压站和氮气站建成一条线增建一条线

3 中央化验室一次建成

4 中央调度楼一次建成

5 维修中心一次建成

6 火炬系统一次建成

7 渣场

渣场一、渣场二功能合并，位于厂址西北 4公里处。先

期一般固废填埋场容量为 120万立方米，蒸发塘 3个，

总容量 90万立方米。

8 火车装卸区一次建成土建部分及部分配套设施增建储罐及装车鹤管等配套设施

9 输油管廊先期一次建成后续增建相应配套设施



续表 2-2-1 先期工程建设情况与一期工程规划对比表



三、公用工程设施

1 供热系统

由热电中心供热（3 台 440t/h 煤粉锅炉和 2 台 100MW

凝汽式汽轮机发电机组）增建 3台 440t/h循环流化床锅炉

在污水处理场新增 2台 75t/h燃气锅炉

2 除盐水系统为一条生产线配套建设增建设施为两条线配套

3 循环冷却水系统为一条生产线配套建设增建设施为两条线配套

4 污水处理系统建设一条线及部分地下设施增建两条线部分配套设施

5 排水管线一次建成

6 输水管线先期一次建成，（先期 22眼井）

原规划：如批准再建井 15眼；

目前规划：(水源地范围内以后不再增建供水井，落实水源替代过

程，寻找替代水源)

四、生活服务设施一次建成



2.3 本次验收工程

根据业主的委托本次验收调查报告只对中国神华煤制油化工有限公司煤直接液

化项目一期先期工程中的供水工程、排水管线工程和输油管廊工程进行调查验收，

中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目一期先期工程由中国环境监测总站负

责编制竣工环境保护验收监测报告。

2.3.1 地理位置及路线走向

本次验收调查为中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目一期先期工程中

的供水管线、排水管线和输油管廊工程。拟验收工程位于鄂尔多斯市的伊金霍洛旗

和乌审旗境内，具体地理位置见图 2-1。

输油管廊从液化厂成品油罐区至铁路装卸厂区，长度为 1.65km 。

排水管线从液化厂区至蒸发塘，长度为 9.0km。排水管线和输油管廊线路布置见

图 2-2。

供水工程主要由水源地及水源地管理站、输水管线、配水厂组成。本工程浩勒

报吉水源地位于煤液化厂址以西直线距离约 100km 的乌审旗北部，水源地控制范围

约为 200km2（及环评时的评价范围），实际控制范围约为 400km

2。输水管线起始于

乌审旗浩勒报吉乡的水源地管理站，在阿道亥进入伊金霍洛的纳林希里乡，穿过纳

林希里乡后再次进入乌审旗，在王家坡附近进入伊金霍洛旗的红庆河乡，穿过伊金

霍洛苏木、布连乡、神东矿区南风井工业场地、终点接入煤液化厂接水点，管线全

长 99.79km，总体走向呈东～西向。其中：在乌审旗境内长度 13.64km，伊金霍洛旗

境内长度 86.15km，厂区段供水管线走向见图 2-2，供水管线整体走向见附图 1。

2.3.2 项目组成和规模

本次验收调查工程的实际建设与环评时期的对比情况见表 2-3-1。输油管廊组

成及主要技术指标见表 2-3-2。



表 2-3-1 主要工程组成及主要技术指标表

供水

工程

水源

地及

水源

地管

理站

环评实际

水源

井及

取水

设备

水源直接取用白垩系三、四岩段的承压水，水源井总深度设计为 350m，取水设备选用深井潜水泵，水源井总数为 37眼（其中 4眼备用），总取水能力约 8.5 ×10

4m3/d。一期工程 22眼（其

中 3 眼备用），总取水能力约 5×10

4m3/d。

水源井总深度设计为 300m，取水设备选用深

井潜水泵，水源井总数为 22 眼，总取水能

力约 5×104m3/d。（自治区水利厅 2015 年 1

月关闭了该项目的 5眼水井）

水源

地管

理站

包括一泵站和二泵站。一泵站生产性建构筑物有 2 个5000m

3蓄水池和化验室；二

泵站设有 2个1600m3蓄水池

和泵站。

站内生产性建（构）筑物有 1座 1950m3清水

池、1座 1750m3清水池、供水加压泵房、加

氯间、排水检查井 18座、给水阀门井 8座、一座 200 m

3吸水池。清水池有效水深为

3.7m。管理站占地面积 1.63hm2。

公用辅助工程包括：一泵站

和二泵站均设有维修车间、

车库、办公室、宿舍、食堂、

浴室和采暖锅炉房等。

公用辅助工程包括：设有变配电室、综合办

公用房、锅炉房（0.75t锅炉）、车库、仓库、

化粪池 1座、隔油池和清水池等。

水源

地井

群联

络管

及集

水管

线

各水源井的出水通过管道

汇集到一泵站，加压后进入

输水管道。

各水源井的出水通过联络管道汇入集水管

线，由集水管线输送至水源地管理站清水

池，经加压泵房加压后进入输水管道。

联络管总长度为 26245.3m ，口径为

DN225-DN700；集水管线共有 3 条，长度分

别为 6371.50m、1643.30m、7387.10m。管径

分别为 DN700、DN600、DN500。

输水

管线

全长为 97km。采用两条 DN800并联

管线，管道埋深 1.5m。

全长为 99.79km。管道管材采用螺旋埋弧焊

接钢管，一条管道，管径为 D711×7.1、D762

×7.1、D660×7.1、D610×7.1。管道埋深

≥1.5m。

配水

厂

设有 2×2500 m3高位水池和 2×

5000 m3的末端调节水池。

厂内构筑物有 2 座有效容积分别为 15000m3

的清水池、设备间 1座、排水检查井 3座。

清水池有效水深为 4.3m。厂区占地面积

1.92hm2。

巡检

道路环评未提到。

包括水源地联络管、泵房及输水管线巡检道

路。水源地巡检道路的宽度为 4.5、3.5m，

长度分别为 17.00km、22.7km；路面结构均

为砂石路面。

排水管线

工程主体工程中一部分，没有详细叙述

排水管线主要排放含盐污水及催化剂废水。

管道采用钢管架聚乙烯复合管。操作压力

1.8MPa，设计压力 2.5MPa，设计温度 65摄

氏度，操作温度 65摄氏度。管顶覆土 3m。

管道垂直或水平转弯处，加混凝土支墩。长

度为 9.0km

输油管廊

工程主体工程中一部分，没有详细叙述

输油管廊全长 1.65km，采用多根管径为

DN350—DN450的金属钢管，以廊道形式引接

外运。由工艺管道、污油管道、蒸汽管道、

氮气管道、净化风管道、非净化管道组成。



表 2-3-2 输油管廊组成及主要技术指标表

名称管号介质名称及起止点温度（℃ 压力（MPa(G)）

公称直径（mm）材料伴热管公

称直径（mm）

内径

￠设计操作设计操作

工艺管道

P-01-01

硫酸亚特溶液自 126单元（厂区

内催化剂制备单元）至 142单元

（火车装卸区） 60 40 2.0 1.7 100 岩棉 20 ￠130

P-01-02 柴油自 134单元（厂区内柴油罐

区）至 142单元（火车装卸区） 250 50 1.55 0.5 450/350 岩棉 20 ￠370

P-01-03 石脑油自 129单元（厂区内柴油

罐区）至 142单元（火车装卸区） 250 常温 1.55 0.45 400/300

P-01-04

液化气自 133单元（厂区内液化

气罐区）至 142单元（火车装卸

区） 250 常温 1.55 1.2 300/250

P-01-05

液化气气相平衡线自 142 单元

（火车装卸区）至 133单元（厂

区内液化气罐区） 250 40 1.4 1.2 200 ￠190

污油管道 SB -01-01

洗槽污油自 142单元（火车装卸

区）至 129单元（厂区内柴油罐

区） 250 常温 1.4 0.25 150 岩棉 20 ￠190

蒸汽管道 MS-01-01 蒸汽自 137单元（厂区内罐区管

廊）至 142单元（火车装卸区） 325 250 1.4 1.1 200/50；40/20 岩棉￠219；

￠60；￠48

氮气管道 NG-01-01

0.8MPa 氮气自 137 单元（厂区

内罐区管廊）至 142单元（火车

装卸区） 60 40 1.1 0.8 80

净化风管

道 IA-01-01

净化风自 137单元（厂区内罐区

管廊）至 142单元（火车装卸区） 60 常温 1.0 0.6 80

非净化管

道 PA-01-01

非净化风自 137单元（厂区内罐

区管廊）至 142单元（火车装卸

区） 60 常温 1.0 0.6 80 岩棉￠89



2.3.3 主要工程量

表 2-3-3 主要工程数量汇总表

项目单位实际数量

供水

工程

输水

管线

管线长度 Km 99.79

管线施工宽度 m 22-26

土石方量万 m3 192.2

临时占地 hm2 166.78

穿越公路次数次 5

季节性河流（干沟）次 3

联络

管、

集水

管道

和井

房

管线长度 Km 联络管长度 26245.3m，集水管线总长

度为 14401.9m。

管线施工宽度 m 14-20



永久占地 hm2 2.86

穿越公路次数次无

巡检

道路

采水工程巡检道路 Km 39.7

临时占地 hm2 2


砂石土方万 m3 22.0

水源地管理站占地 hm2

1.63

配水站占地 hm2 1.55

排水

管线

管线长度 km 9.0

管线施工宽度 m 25


管道土石方万 m3 2.0

输油

管廊

工程

管线长度 km 1.65

管线宽度 m 40-60



土石方万 m3 8.64

三管

线工

程


施工宽度 m 输水管线 22-26m、联络管线和集水管线

14-20m、输油 40-60m、排水管线 25m



总占地面积 hm2 244.77

工程总投资万元 61325.98



2.3.4 工程占地情况

工程占地情况详见表 2-3-4。

表 2-3-4 供水工程、排水管线、输油管廊占地情况单位：hm2

工程名称占地类型环评数量实际

数量

占地类型备注

草地耕地林地

供水工程

永久破坏面积

142.48

23.62 23.62 临时占地中未涉及

采水工程临时占地临时 214.98 196.91 12.57 5.5

小计 238.6 220.53

排水管线

永久

--

0 排水管线由原来的独立埋设改为与供水管线同沟埋设（在并行时），在前段约1km 单独开挖埋设。

临时 0.5 0.5

小计 0.5 0.5

输油管廊

永久

--

0.67 0.67

临时 5.00 5.0

小计 5.67 5.67

总计

永久

24.29 24.29

临时 220.48 202.41 12.57 5.5

合计 244.77 226.7 12.57 5.5

2.3.5环保投资情况

环境保护建设投资的多少及其所占项目总投资的比例的大小，是和建设项目的

污染特征、程度和环境特征相关的，同时也和环境保护的重视程度及国家的技术经

济水平有关。

中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目的配套工程厂外供水工程、排水

管线工程和输油管廊工程的实际总投资为 61325.98 万元，其中实际环保投资 242.04

万元，占实际总投资的 0.39%。具体环保工程投资见表 2-7-1。

表 2-7-1 环境保护工程投资一览表

序号环保项目实际投资（104元）

一污水处理 20.0

二大气污染防治 9.5

三固体废物处置 1.2

四噪声污染控制 1.1

五生态恢复、绿化及水土保持措施 210.24

合计 242.04

占总投资的比例（%） 0.39



2.3.6工程建设过程

⑴2001 年 3月，国家计委批复神华煤直接液化项目立项；

⑵2002 年 9月，国家计委批复了神华煤直接液化项目先期工程的可行性研究报

告；

⑶2002 年 3月，中国五环化学工程公司编制完成了煤直接液化项目环境影响报

告书；2002年 3月，原内蒙古自治区环境保护局以“内环办发[2002]22 号”文对该

项目的环评报告书进行了初步审查，2002年 5 月原国家环境保护总局以“环审

[2002]128号”文对该项目的环评报告书进行了审批。

⑷2004 年 9月，国家发改委对神华煤直接液化项目一期工程工艺优化方案进行

批复；

⑸根据调整后的工艺方案，2005年 1月，五环科技股份有限公司重新编写完成

了《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书；2005年

1月原内蒙古自治区环境保护局以“内环字[2005]28 号”文对环评（补充）报告书

进行了初步审查，2005年 3月原国家环境保护总局以“环审[2005]264 号”文对环

评（补充）报告书予以批复；

⑹供水工程于 2005年 6月 12日开工建设，2005年 10月 18日工程竣工，11月

5日全线贯通；输油管廊于 2006年 2月开工建设，2008年 9月竣工并投入使用；排

水管线于 2006年 5月开工建设，2007年 8月竣工并投入使用；

⑺2009 年 6月 12 日，自治区环保厅以“内环字[2009]76号”文件批准本项目

投入试生产。

2.3.7工程建设主要变化情况

本次验收调查的工程环评文件经批准后，工程性质、选址、建设规模、主要经

济技术指标均未发生重大变化。主要调整的工程内容有：

⑴ 水源井总数 23 眼，现在为 22眼。

⑵环评阶段未提及供水工程巡检道路。而实际建设中，建有水源地联络管、泵

房及输水管线巡检道路。其中水源地巡检道路长度为 39.7km，路面结构为砂石路面。



⑶环评中供水管线长 97km，而实际施工中长度为 99.79km，管线的线路走向无

发生变化。

⑷环评涉及 2个加压泵站，实际只设置一个水源地管理站（加压泵站）。

2.3.8验收期间运行工况

供水工程一期设计规模为 5×104m3/d，2013年运行规模 2.38×104m3/d(870 万 m3/a)、

排水管线排水量为 240m3/d（8.9万 m

3/a）；输油管廊设计规模 108万 t/a，现输油

量为 20万 t/a（生产量较小，火车运输较固定，目前主要销量通过汽运运输销往周

边）；设计排水量 1200m3/d，实际排水水量为 240m3/d（8.9万 m3/a）。该验收项目

运行正常，可以开展该工程的竣工环境保护验收调查工作。

2.3.9主要污染源分析

1.水污染源

本项目生产运营期水污染源主要为水源地管理站、配水厂产生的生活污水。生

活污水中主要污染物为 COD、BOD5、SS、NH3-N 等，验收调查期间，水源地管理站污

水产生量为 1.2m3/d，配水厂污水产生量为 0.2m3/d。

2.大气污染源

大气污染源主要为水源地管理站锅炉房排放的烟尘和 SO2；巡检道路产生的扬尘。

3.噪声源

本项目主要噪声为水源地管理站供水加压泵产生的噪声；巡检道路产生的交通

噪声。

4.固体废物

本项目固体废物主要为水源地管理站和配水厂产生的生活垃圾；水源地管理站

产生的锅炉灰渣。

验收调查期间，水源地管理站、配水厂产生的生活垃圾分别为 5.48t/a、1.1t/a；

水源地管理站锅炉灰渣产生量为 22.4t/a。

5.生态环境

水源地地下水抽取对水源地生态环境的影响，施工期地表开挖破坏原有的地表植被



以及开挖地表引起的水土流失等。



3 区域环境概况

3.1 伊金霍洛旗自然环境概况和社会环境概况

3.1.1 自然环境概况

1.地形、地貌

项目区位于鄂尔多斯高原东南部、毛乌素沙地的边缘地带。区内标高在 1100－

1300 米之间，受毛乌素沙漠的影响，大部分地表被风积沙覆盖，植被稀少，沙丘广

布，靠近乌兰木伦河两岸沟谷纵横交错，沟谷底部河滩地及阶地发育，地形破碎，

为黄土丘陵地貌特征。

2.地表水

区域内发育主要河流为乌兰木伦河，其为常年地表径流，自西北向东南流过，

在陕西省境内与悖牛川汇合后，称窟野河，然后流至神木县苏家塔沙峁头入黄河，

主河道长 103.5km，控制流域面积 3065km2。河流多年平均流量为 7.19m3/s,流速为

1.115m/s。由于该河流供水对象较多，再加上本旗对其开发利用程度较低，因此，

本旗地表水资源不能满足本项目需水要求。

3.地下水

项目所在区域位于鄂尔多斯盆地东缘，构造变动微弱，岩层呈单斜结构，产状

平缓，微向西倾，无大的断裂构造，构造形迹以节理、裂隙为主。

区域内的潜水含水层是由第四系上更新统萨拉乌苏组地层、第四系全新统风积

层、第四系全新统湖积层以及第四系全新统冲洪积层组成。其中第四系全新统风积

沙孔隙潜水含水层，与下伏萨拉乌苏组孔隙潜水含水层组成本区最重要的统一的含

水层组，其余含水层分布范围小、透水性差且含水少，均对供水无意义。

总体而言，区域内水文地质结构简单，基岩内的地下水很不发育，碎屑岩类裂

隙、孔隙潜水含水层导水、渗水和赋水性能差，水位埋藏深，一般单井涌水量小于

10m3/d。

区域地下水主要以接收大气的降水补给为主，局部地区还接受地表水体的补给。

地下水径流与排泄主要受区域构造及地形控制，第四系潜水与地形坡向一致，而且



具有多向性，沿松散层孔隙边缘渗透，在低洼处泄出汇集成溪流排到区外。

4.气候、气象

项目区气候属典型的半干旱、半沙漠的高原大陆气候。冬季严寒、夏季炎热、

春季多风、秋季凉爽。全年少雨，无霜期短，冰冻期长。极端最高气温 36.6℃，最

低气温为－27.9℃，年平均气温 6.6℃，降雨集中在 7、8、9 三个月，年降水量为

194.7-531.6 mm，平均降水量为 357.3 mm，平均蒸发量为 2157.4mm，是降水量的 5

－6倍，日照时数 3044 小时，年平均风速 3.2m/s，最大风速达 24 m/s，年平均风沙

日数为 44 天，常年主导风向为西风和西北风,频率均为 9.2%;年静风频率为 26%。

5.土壤与植被

项目区主要土壤类型为风沙土，约占总面积的 70%，主要分布在梁、峁坡上。

项目区植被类型主要分布着固定、半固定沙地植被。其中固定沙地植被代表群

落类型为柠条锦鸡儿群落，该群落以拧条锦鸡儿+沙棘+油蒿+沙生杂类草为主要群落

类型，该群落类型的建群种为拧条锦鸡儿，伴生种主要有沙棘、油蒿、沙生冰草、

沙芦草、沙竹等。该群落群落结构相应的比较复杂一些，通常由拧条锦鸡儿构成明

显的灌木层，高可达 1m 上下，油蒿居第二层，密度较大；半固定沙地植被的代表群

落类型为油蒿群落，该群落以油蒿+沙柳+沙生杂类草为主要群落类型，该群落类型

的建群种为油蒿，伴生种主要有沙柳、沙米、沙蓬、沙竹、牛心朴子、籽蒿等。该

群落总盖度一般可达 10%～15%。

6.水土流失情况

项目区位于鄂尔多斯高原南部，毛乌素沙地的边缘地带，受毛乌素沙地的影响，

大部分地表被风积沙覆盖，沙丘广布，植被稀少。由于本项目区特定地形地貌、降

水、土壤植被等自然条件的综合作用使水土流失类型多样。水力侵蚀是丘陵沟壑区

的主要侵蚀类型，主要分布在输水管线沿程的丘陵沟壑区；风蚀主要发生在沙质丘

陵区；重力侵蚀主要发生在丘陵沟壑区和沙质丘陵区的沟边。该区域侵蚀模数为 5000

—8000t/km2.a，属强度侵蚀。

7.土地利用现状

项目区以草地为主，另外，还有零星分布的固定和半固定沙地、林地和坡耕地

等。



8.自然保护区、风景名胜区和文物保护区等

成吉思汗陵座落在伊金霍洛旗的伊金霍洛镇甘德利草原上，规划控制用地为 80

平方公里。成吉思汗陵文物保护单位具有融草原之爽、地灵之奇、高原风貌之神、

集民族风情于一体的显著特点。成吉思汗陵于 1982年被国务院确定为全国重点文物

保护单位后，国家和地方多次拨款进行修缮，使这里成为著名的文物保护单位。正

因为如此，才使成吉思汗祭奠入选中国第一批非物质文化遗产。在这一基础上，将

成吉思汗祭祀文化申报为世界文化遗产。

成吉思汗陵文物保护单位分为重点文物保护区和一般文物保护区，以成吉思汗

陵为中心 2km 范围内为重点文物保护区，以成吉思汗陵为中心 8km 范围内为一般文

物保护区。

本管线在 K60-K70 段距离成吉思汗陵园一般文物保护区南界最近处约 2.2km。管

线两侧 2km 范围内无自然保护区、风景名胜区和水源地保护区。具体位置见附图 1。

3.1.2 社会环境概况

伊金霍洛旗位于鄂尔多斯高原东南部，毛乌素沙漠东北边缘，东与准格尔旗、

陕西省府谷县接壤，西与乌审旗、杭锦旗交界，东与东胜区毗连，南隔红碱淖与陕

西省神木县相望。总面积 5600km2，全旗辖 7 个镇。2010 年末总人口 164212 人，其

中蒙古族人口 11426人,是一个以蒙古族为主体,多民族共同聚居的地区。

2012年末，全年完成地区生产总值 625亿元，增长 6.5%；完成财政收入 183亿

元，增长 1%；完成固定资产投资 340亿元，增长 9.8%；实现社会消费品零售总额 37

亿元，增长 15.6%；城镇居民人均可支配收入和农牧民人均纯收入分别达到 34500元

和 11500元，增长 12.9%和 13.9%；万元 GDP能耗下降 3.6%。

3.2 乌审旗自然环境概况和社会环境概况

3.2.1 自然环境概况

1.地形、地貌

项目区处在鄂尔多斯高原与毛乌素沙地过渡地带，海拔高程一般在 1100—1200

http://baike.baidu.com/view/420520.htm










米之间。地表风沙区、平缓梁状盖沙丘陵，总体地势西北高，东南略低。

2.地表水

区域内发育河流主要为黄河流域的无定河流域区和闭流区两个流域。无定河流

域包括河南、纳林河、沙利、陶利、嘎鲁图及图克各一部分，流域面积 6940.79km2。

常年性河流有无定河、纳林河、海流兔河、白河、小河等，集中分布于乌审旗东南

部。其中无定河发源于陕西省境内白宇山北麓，流经定边、晋边进入内蒙古鄂托克

前旗然后流入乌审旗，乌审旗境内干流长 80km，平均流量 3.22m3/s，出境流量

5.29m3/s，年径流量 16682.5 万 m3；闭流区包括嘎鲁图和图克大部及乌审召、浩勒报

吉、乌兰什巴台，流域面积 4704.49km2，多年平均径流量为 2470.38万 m3。

项目区内地表水源有苏贝淖。苏贝淖周围分布有几条小型沟谷，沟谷很窄，在

雨季可汇集地表径流汇入苏贝淖。苏贝淖湖水深度为 1～3m，湖水面积随丰、枯水平

年而变化。苏贝淖湖水补给主要为大气降水地表径流的汇集、地下潜水的侧向补给

以及承压水的垂向顶托补给。多年平均径流量为 3.26万 m3。

3.地下水

本项目取水水源地主要为乌审旗浩勒报吉的地下水，该区域地下水资源丰富，

地下水储量 65098.83 万 m3/a,可利用量 36866.54 m3/a。地下水含水层主要由第四系

潜水含水岩组和白垩系含水岩组组成，其中白垩系含水岩组包括潜水含水岩组和承

压水含水岩组。

⑴潜水含水层

①含水层岩性及水化学特征

潜水含水层是由第四系风积砂层、湖积砂层、冲积砂层、冲积湖积砂层以及白

垩系下统志丹群砂岩组成，含水层的岩性由粉细砂、细砂和中细砂组成。厚度在

10.52～63.54m 之间，潜水埋藏深度受地形起伏变化，潜水埋深一般在 1～30m之间。

埋深最浅的为 0.36m，最深为 13.24m，渗透系数为 0.16～17.86m/d，给水度为 0.058～

0.155，矿化度为 0.19～1.28g/L，水化学类型为 HCO3－Ca.Mg、HCO3.SO4－Ca.Mg 及

SO4－Na。其中冲积湖积砂层埋伏于湖积砂层之下，厚度小于 12.94m，埋深 5.15～

18.09m，是项目区内储水能力最强、导水性最好的潜水含水层。

②潜水水位变化特征



项目区潜水水位变化特征主要有三个特点：第一个特点为高水位出现在 4、9、

10 月份，低水位出现在 6、7 月份；第二个特点是水位变幅不大，水位变幅不超过

0.8m；第三个特点是地下水与地表水的动态变化一致。

③潜水的补给径流和排泄条件

项目区潜水含水层的补给来源主要是接受大气降水入渗补给、区外地下水的侧

向补给、凝结水的补给以及其下承压水的顶托补给；其径流方式为从水位高的地方

向水位低的地方流动；排泄方式主要是蒸发、渗漏补给下部承压水、侧向流出补给

地表水（苏贝淖）以及人工开采的方式排泄。

⑵承压水含水层

①含水层岩性及水化学特征

承压水含水层由白垩系下统志丹群第三四段下部砂岩构成。这是一套巨厚的河

湖相交相形成的碎屑岩层，具有多旋迴性，砂岩为主体，夹有多层泥岩、泥质粉砂

岩和钙质砂岩透镜体。因此，承压含水层是由交替出现的含水层、隔水层和弱透水

层构成的复杂含水体。承压含水层在论证区内普遍存在，并向外延伸。含水层厚度

为 188.12～286.87m，埋深为 10.96～333.52m；含水层水头随地形起伏而变化，水

头标高为1295～1325m，水头埋深为23.82m至高出地表9.07m，自流区面积113.25km2；

导水系数为 213.33～1963.5m2/d，给水度为 0.058～0.102；矿化度小于 1g/L，水化

学类型为 HCO3－Na.Mg、HCO3.SO4－Na、SO4.HCO3－Na及 SO4－Na型。

②承压水水头动态变化特征

承压水变化趋势与潜水水位变化趋势一致，并稍有滞后，且变化幅度较小，一

般在 0.5m 左右。

③承压水的补给径流和排泄条件

承压含水层地下水补给、径流和排泄条件，与潜水含水层相比较为简单，其补

给源主要为潜水含水层通过弱透水层的越流垂直补给或由区外西部上游承压水的侧

向径流补给；承压水总体流向为西北向东南，水力坡度一般为 0.0011～0.0021；承

压水排泄主要为向下游的侧向排出、人工开采以及局部区域通过越流作用向潜水的

顶托补给。

4.气候、气象



项目区属温带极端大陆性气候，降水少，干旱多风，蒸发强烈，日照充足，无

霜期偏短。年平均气温 6.5℃，年均极端最高、最低气温分别为 35.6℃和零下 28.1℃；

7月平均气温 22℃，1 月平均气温–9.4℃, 平均气温年较差为 21℃–23℃；年降水

量 346.2毫米，且多集中在 7、8、9三个月，约占全年降水量的 67%左右；年均蒸发

量约 1377.7 毫米，主要集中在 5、6、7三个月；多年平均风速为 3.4m/s，风向为西

北或东南；多年平均相对湿度为 50%；最大冻土深度 1.46m，无霜期约为 140天—150

天。

5.土壤与植被

项目区土壤类型主要为栗钙土、盐碱土或沼泽潜育土以及各类风沙土。项目区

属于典型草原带，其中以本氏针茅群落和冷蒿群落最具代表性。本氏针茅群落以本

氏针茅+白草+冷蒿+百里香+达乌里胡枝子为主要群落类型，该群落的建群种为本氏

针茅，主要伴生种有白草、冷蒿、百里香、达乌里胡枝子、阿尔泰狗娃花、丝叶苦

卖菜、山苦菜等，该类型植被的草群高度 8cm～20cm,盖度 15 %～35%；冷蒿群落以

冷蒿+百里香+达乌里胡枝子群落为主要的群落类型，其建群种为冷蒿，伴生植物有

百里香、达乌里胡枝子、糙隐子草、阿尔泰狗娃花、狭叶米口袋等，草群盖度为 10-25%。

草群高度 9cm～15cm。

6.自然保护区、风景名胜区等

管线两侧及水源地周围 2km范围内无自然保护区、风景名胜区、文物古迹。

3.2.2 社会环境概况

乌审旗位于鄂尔多斯草原西南部，内蒙古自治区最南端。东北和北面与伊金霍

洛旗、杭锦旗接壤，西连鄂托克旗、鄂托克前旗，南和东南同陕西省靖边、横山、

榆阳区毗邻。面积 11645km2，全旗辖 5镇 1个苏木。2010年末总人口为 107808人，

其中少数民族 31496人，占总人口的 29.2%。

地区生产总值达到 320亿元，增长 33.3%；全社会固定资产投资完成 300亿元，

增长 26.7%；财政收入达到 26 亿元，增长 22.1%，其中地方一般预算收入完成 13.3

亿元，增长 47.8%；政府性基金收入完成 14 亿元；城镇居民人均可支配收入和农牧

民人均纯收入突破 30000 元和 12000元，分别增长 15.6%和 19.4%以上。




农业和农村经济形势喜人。农林牧渔业实现增加值 7.84亿元，同比增长 2.8%。

2010 年全旗农作物总播种面积达 39444 公倾，与上年持平。其中，粮食作物播种面

积 18083 公倾，粮食总产量 11.5 万吨，增长 0.9%。其中小麦产量减少 9.4%，玉米

产量增长 17.0%。油料产量 1327 吨，蔬菜产量 2.4 万吨。牧业年度牲畜存栏 174.9

万头（只），与上年同期相比减少 4.6%；牧业年度良种及改良牲畜总头数 150.68 万

头（只），良种及改良牲畜比重达到 99%。城镇居民人均可支配收入达到 21116 元，

增长 14.6%；农牧民人均纯收入为 8754.6元，增长 10.2%。

3.3 项目区域生态环境现状

利用卫星遥感及地理信息系统技术并结合地面实际踏勘，对现有管道沿线两

侧（2km 范围）及水源地的景观构成、植被组成、土地利用及土壤侵蚀现状进行

了调查。

3.3.1景观现状

景观调查采用国家生态环境现状调查所用分类系统进行分类。现有管线沿线

两侧及水源地周边区域内的景观类型主要为自然景观，包括固定、半固定沙地景

观、暖温型典型草原景观、盐湿滩地、裸沙地景观及河流(湖泊)/时令干沟景观。

其次为人工景观，包括人工防风固沙林（乔灌草结合）景观、农田景观、工业用

地景观、城镇（居民地）景观及公路/铁路景观，管线沿线及水源地区域内景观类

型及分布面积见表 3-3-1、3-3-2。景观类型分布状况见图 3-1 及 3-2。

表 3-3-1 管线沿线区域景观类型单位：hm2

类型拼块数

（个）

拼块总面积

（hm2）

拼块密度

(个/ km2)

最小拼块面积

（hm2）

最大拼块

面积（hm2）

暖温型典型草原景观 93 11860.53 0.78 6.57 1499.33

固定、半固定沙地景观 19 25685.94 0.07 7.28 9161.51

裸沙地景观 1 73.33 1.36 73.33 73.33

盐湿滩地景观 13 211.98 6.13 4.48 67.64

人工防风固沙林

（乔灌草结合）景观 82 1036.91 7.91 0.98 75.70

农田景观 39 449.03 8.69 2.67 42.42

河流(湖泊)/时令干沟景观 6 341.87 1.76 3.09 227.02

城镇（居民地）景观 38 230.71 16.47 1.93 19.32

工业用地景观 10 710.15 1.41 3.01 223.80

公路/铁路景观 6 135.95 4.41 12.90 34.92



合计 307 40736.40 0.75 116.23 11425.00

备注：采用 TM 卫星 2010 年 8月份的数据，分辨率为 30 米。

表 3-3-2 水源地区域景观类型单位：hm2

类型拼块数

（个）

拼块总面积

（hm2）

拼块密度

(个/ km2)

最小拼块面积

（hm2）

最大拼块

面积（hm2）

暖温型典型草原景观 44 12390.97 0.36 8.83 1785.28

固定、半固定沙地景观 35 21810.25 0.16 8.09 5573.31

裸沙地景观 10 1639.13 0.61 27.63 783.66

盐湿滩地景观 13 1162.05 1.12 13.48 640.62

人工防风固沙林

（乔灌草结合）景观 86 1409.88 6.10 2.39 105.52

农田景观 13 290.68 4.47 4.87 55.00

河流(湖泊)/时令干沟景观 7 707.49 0.99 5.03 293.40

城镇（居民地）景观 32 180.59 17.72 1.60 21.42

公路/铁路景观 9 468.75 1.92 1.85 145.86

合计 249 40059.81 0.62

备注：采用 TM 卫星 2010 年 8月份的数据，分辨率为 30 米。

3.3.2植被类型及分布

项目所在区域植被类型较为缺乏，主要分布着固定、半固定沙地植被及暖温型

典型草原植被。另外，在项目区域内还零星分布有少量的盐湿滩地、人工防风固

沙林及农田植被等。

⑴固定、半固定沙地植被

固定、半固定沙地植被在排水管线前段、输水管线、成品油管线全线及水源地

区域内均有分布，固定沙地植被的代表群落类型为柠条锦鸡儿群落，该群落以拧条

锦鸡儿+沙棘+油蒿+沙生杂类草为主要群落类型，该群落类型的建群种为拧条锦鸡

儿，伴生种主要有沙棘、油蒿、沙生冰草、沙芦草、沙竹等。该群落群落结构相应

的比较复杂一些，通常由拧条锦鸡儿构成明显的灌木层，高可达 1m上下，油蒿居第

二层，密度较大。在群落组成上，以拧条锦鸡儿占绝对优势的情况较少，多数情况

下锦鸡儿分布稀疏，1m2种数为 3种/m2～10种/m2,草群高度 30cm～100cm,盖度 15%～

30%，平均地上生物量（干重）2000kg/hm2，可食产草量为 600kg/hm2；半固定沙地植

被的代表群落类型为油蒿群落，该群落以油蒿+沙柳+沙生杂类草为主要群落类型，

该群落类型的建群种为油蒿，伴生种主要有沙柳、沙米、沙蓬、沙竹、牛心朴子、

籽蒿等。该群落总盖度一般可达 10%～15%，种的饱和度 1m2种数约为 5 种/m2～15种

/m2,平均地上生物量（干重）1600kg/ha，可食产草量为 400kg/hm2。



⑵典型草原植被

典型草原植被主要分布在输水管线中后段、排水管线后段及水源地部分地区。

其中以本氏针茅群落和冷蒿群落最具代表性。

①本氏针茅群落

本氏针茅群落以本氏针茅+白草+冷蒿+百里香+达乌里胡枝子为主要群落类型，

该群落的建群种为本氏针茅，主要伴生种有白草、冷蒿、百里香、达乌里胡枝子、

阿尔泰狗娃花、丝叶苦卖菜、山苦菜等。该类型植被的草群高度 8cm～20cm,盖度

15 %～35%，种的饱和度为 6种/m2～13种/m2,平均地上生物量（干重）980kg/hm2。

②冷蒿群落

冷蒿群落以冷蒿+百里香+达乌里胡枝子群落为主要的群落类型，其建群种为冷

蒿，伴生植物有百里香、达乌里胡枝子、糙隐子草、阿尔泰狗娃花、狭叶米口袋等。

每平方米内仅有 4-10 种植物。草群盖度为 10-25%。草群高度 9cm～15cm。可食产草

量为 720kg/hm2。

⑶人工乔灌木固沙林

人工乔灌木固沙林零星分布于输水管线沿线及水源地区域，主要种类为杨树林、

柳灌丛、沙棘、锦鸡儿等。

⑷低湿地植被

低湿地植被零星分布于输水管线及水源地区域，主要群落类型为芨芨草+苔草+

中生杂类草+柳灌丛，可食产草量约为 950kg/hm2。

⑸农田植被

农田植被零星分布于排水管线、输水管线沿线及水源地区域，农业主要为旱作

农业，农作物主要有小麦、马铃薯、玉米、向日葵等。平均产量为 50kg/亩。旱作农

田土壤养分匮乏，农业产量低而不稳。整体农业生态系统脆弱。

管线沿线及水源地区域内植被类型及分布面积见表 3-3-3、3-3-4。植被类型

分布状况见图 3-3 及 3-4。



表 3-3-3 管线沿线区域植被类型单位：hm2

类型面积（hm2）占总面积比例（%）

典型草原植被

本氏针茅+白草+冷蒿+百里香+达乌里胡枝子 9017.67 22.14

冷蒿+百里香+达乌里胡枝子 2842.86 6.98

小计 11860.53 29.12

固定、半固定

沙地植被

拧条锦鸡儿+沙棘+油蒿+沙生杂类草

固定沙地植被 21274.85 52.23

油蒿+沙柳+沙生杂类草

半固定沙地植被 4411.09 10.83

小计 25685.94 63.05

低湿地植被芨芨草+苔草+中生杂类草+柳灌丛 211.98 0.52

人工植被

人工乔灌木固沙林 1036.91 2.55

农田植被 449.03 1.10

小计 1485.94 3.65

其他小计 1492.01 3.66

合计 40736.40 100.00

备注：采用 TM 卫星 2010 年 8月份的数据，分辨率为 30 米。其他包括裸沙地、城镇（居民）、河流（湖泊）

/时令干沟、工业用地、公路/铁路等。

表 3-3-4 水源地区域植被类型单位：hm2

类型面积（hm2）占总面积比例（%）

典型草原植被

本氏针茅+白草+冷蒿+百里香+达乌里胡枝子 10228.03 25.53

冷蒿+百里香+达乌里胡枝子 2162.94 5.40

小计 12390.97 30.93

固定、半固定

沙地植被

拧条锦鸡儿+沙棘+油蒿+沙生杂类草

固定沙地植被 15484.82 38.65

油蒿+沙柳+沙生杂类草

半固定沙地植被 6325.43 15.79

小计 21810.25 54.44

低湿地植被芨芨草+苔草+中生杂类草+柳灌丛 1162.05 2.90

人工植被

人工乔灌木固沙林 1409.88 3.52

农田植被 290.68 0.73

小计 1700.57 4.25

其他小计 2995.97 7.48

合计 40059.81 100.00

备注：采用 TM 卫星 2010 年 8月份的数据，分辨率为 30 米。其他包括裸沙地、城镇（居民）、河流（湖泊）

/时令干沟、公路/铁路等。



3.3.3 野生动物现状与评价

管道沿线所经地区及水源地区域在动物地理区划中属古北界的蒙新区。由于该

区人类活动的干扰和环境变迁，目前，该区的野生动物组成比较简单，动物种类相

对贫乏。据资料统计，哺乳动物有蒙古兔等；爬行动物有草原沙蜥等；鸟类有蒙古

百灵、长尾灰伯劳、凤头麦鸡、麻雀等，这些动物均为广布种，在整个项目区随处

可见。此外，项目区域内还有大量的昆虫以及家畜、家禽等动物。

3.3.4 土地利用现状

项目区内土地利用类型较为单一，主要包括天然放牧场、林地、耕地、盐湿滩

地、裸沙地、水域及水利设施用地、城镇村及工矿用地及交通用地等。

本项目卫星遥感调查结果见表 3-3-5、3-3-6。项目区土地利用状况见图 3-5 及

3-6。

表 3-3-5 管线沿线区域土地利用现状单位：hm2

序号土地类型面积（hm2）百分比(%)

1 天然放牧场 37546.47 92.17

2 林地 1036.91 2.55

3 耕地 449.03 1.10

4 盐湿滩地 211.98 0.52

5 裸沙地 73.33 0.18

6 水域及水利设施用地 341.87 0.84

7 交通运输用地 135.95 0.33

8 城镇村及工矿用地 940.85 2.31

总计 40736.40 100.00

备注：采用 TM 卫星 2010 年 8月份的数据，分辨率为 30 米

表 3-3-6 水源地区域土地利用现状单位：hm2

序号土地类型面积（hm2）百分比(%)

1 天然放牧场 34201.22 85.38

2 林地 1409.88 3.52

3 耕地 290.68 0.73

4 盐湿滩地 1162.05 2.90

5 裸沙地 1639.13 4.09

6 水域及水利设施用地 707.49 1.77

7 交通运输用地 468.75 1.17

8 城镇村及工矿用地 180.59 0.45

总计 40059.81 100.00




2.土地利用现状评价

根据卫星遥感调查可以看出：本项目区域内天然草地等处于天然状态的生态系统

占用土地面积较大，区域土地利用功能以自然状态为主。

3.3.5 土壤侵蚀

项目区地表植被稀疏，土壤表面多为沙质，常年干旱，风大而多。项目区域土

壤侵蚀类型包括风力侵蚀和水力侵蚀，以风力侵蚀为主。水力侵蚀多发生在沿线地

区丘陵地段、冲沟地带，主要发生在 7-9 月集中降雨期间。风力侵蚀多发生在春、

秋季大风季节。

经卫星遥感、GIS 系统和实地调查，管道沿线地区以风力侵蚀为主，其中以强度

侵蚀面积聚多，其次为中度、极强度侵蚀区。管道沿线两侧 2km 及水源地范围内土

壤侵蚀程度及土壤侵蚀面积见表 3-3-7 和 3-3-8。项目区土壤侵蚀状况见图 3-7 及

3-8。

表 3-3-7 管线沿线区域土壤侵蚀现状单位：hm2

序号类型面积(hm2) 占总面积的比例（%）

1 水力侵蚀极强度 211.98 0.52

2 水力侵蚀剧烈 341.87 0.84

3 风力侵蚀中度 9017.67 22.14

4 风力侵蚀强度 24117.71 59.20

5 风力侵蚀极强度 5897.04 14.48

6 风力侵蚀剧烈 73.33 0.18

7 工程侵蚀剧烈 1076.81 2.64

合计 40736.40 100.00


表 3-3-8 水源地区域土壤侵蚀现状单位：hm2

序号类型面积(hm2) 占总面积的比例（%）

1 水力侵蚀极强度 1162.05 2.90

2 水力侵蚀剧烈 707.49 1.77

3 风力侵蚀中度 10228.03 25.53

4 风力侵蚀强度 17647.76 44.05

5 风力侵蚀极强度 8025.99 20.04

6 风力侵蚀剧烈 1639.13 4.09

7 工程侵蚀剧烈 649.35 1.62

合计 40059.81 100.00




3.4 水源地取用地下水情况

《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查

报告》结果表明：水源地范围内农牧业地下水开采量从 1991 年的 0.55 万 m3/d 增加

到 2013 年的 2.42 万 m3/d，尤其 2009-2013 年用水量明显增加，主要因为该地区农

业（灌溉）面积增加。博源 2010 年-2013 年平均日取水量为 2.6 万 m3。神华煤制油

2010年-2013 年平均日取水量为 2.3万 m3。水源地各年的开采水量统计见表 3-4-1。

本项目水源井和其它项目水源井位置关系见图 3-9。

表 3-4-1 工作区各年开采水量统计表

年度（y） 1991 2003 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

农牧业开采量

（含生活用水

万 m3/d）

0.55 1.26 / / / 0.99 / / 2.14 2.42

工业开

采量（万

m3/d）

神华煤

制油 / / / 0.68 1.56 1.64 2.09 2.26 2.48 2.38

博源 0.03 0.03 / 0.16 0.52 0.36 3.22 3.38 3.06 0.73

小计 0.03 0.03 / 0.84 2.08 2.00 5.31 5.64 5.54 3.12

合计（m3/d） 0.58 1.29 / / / 2.99 / / 7.66 5.54



4 环评摘要及批复要求

《神华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响报告书》由中国五环化

学工程公司 2002 年 3 月编制完成，原内蒙古自治区环境保护区局以“内环办发

[2002]22 号”文对环评报告书进行了初步审查，原国家环境保护总局以“环审

[2002]128号”文对环评报告书予以批复。

2005 年 1 月，根据变更后的工艺，五环科技股份有限公司重新编制完成《神华

集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书》，原内蒙古自治区

环境保护局以“内环办发[2005]28 号”文对环评（补充）报告书进行了初步审查，

原国家环境保护总局以“环审[2005]264号”文对环评（补充）报告书予以批复。

本次验收工程为中国神化煤制油化工有限公司煤直接液化项目中的输水管线、

排水管线、输油管廊工程。以下是煤直接液化项目环评报告书及批复对该项目中输

水管线、排水管线、输油管廊工程的要求。

4.1 环境影响报告书主要结论

4.1.1 环境现状

1.生态环境

⑴土壤现状

风沙土是该区主要土壤类型，约占总面积的 70%。

⑵植被现状

由于干旱和风沙侵袭，地带性干草原植被呈现为稀疏灌丛干草原的景观。人工

植被主要树种有杨树、柳树、油松、樟子松等乔木。

⑶区域土地沙漠化现状

评价区总面积 7342.66hm2，其中土地沙化面积 7131.39hm2，占总土地面积的

97.1%。

⑷土地利用现状

评价区总面积7342.66hm2，其中荒草地面积2459.22hm2，占总土地面积的33.49%，

沙地面积 1078.21hm2，占总评价区面积 14.68%，坡耕地面积 791.9hm2 ，占总评价区

面积 10.78%。



⑸水土流失现状

项目区大部分地表被风积沙覆盖，沙丘广布，植被稀少，水土流失面积占总面

积的 100%。极强侵蚀占总面积 25.3%，强度侵蚀占总面积的 47.9%。

2.大气环境

从项目所在区域环境空气质量现状监测结果看，SO2日平均浓度均未超标，监测

值范围在 0.002－0.082mg/m3之间；NO2日平均值浓度除大柳塔污水厂测点和神东公

司安监局测点各有一次超标外，其余日均值未超标，其监测浓度在 0.007－0.144

mg/m3之间；NO2日均值偶有超标现象，这主要是因为矿区污染源和汽车尾气排放的

NO2所致。TSP浓度值范围在 0.04－0.9 mg/m3之间,在四个常规监测点均出现超标现

象,最大值出现在冬季大柳塔污水厂测点,最大超标倍数为 1.76；这主要是由于评价

区地处黄土高原、又濒临沙漠、自然扬尘大，煤的装卸运输及锅炉烟尘所致。此外，

环评中未做水源地管理站处大气现状监测。

3.水环境

区域内主要河流为乌兰木伦河，其为常年地表径流，自西北向东南流过。调查

河段支流有黑炭沟、活鸡兔沟。由于其常年径流量较小，沿途接纳了工矿企业排放

的生产废水及生活污水等，河水中部分因子已出现不同程度地超标。从乌兰木伦河

上全年监测情况来看，均在不同时期有超标现象，主要超标因子为氨氮、石油类、

BOD5、NO2-N等。水源地没进行地下水和地表水监测。

4.声环境

各测点的噪声等效声级均不超过《工业企业厂界噪声标准》的Ⅲ类标准，评价

区声学质量良好。水源地没进行噪声现状监测。

4.1.2 环境影响

1.生态环境

⑴供水管线

供水管线建设的开挖、回填等施工过程，破坏了原有的人工、天然林草地及与之

相应设施所组成的相对稳定的地形地貌景观，形成新的墟土坡面，使得雨洪径流的

天然流向发生改变。

供水工程管线开挖及堆土区，对地表扰动破坏较为严重，地表植被全部破坏，



造成剧烈沙化风蚀区面积 155.36hm2; 极强度风蚀区面积 386.23hm2。轻度风蚀强度

面积为 5306.37hm2。

输水管线及其它附属设施建设均属线形建设类型，对地表动植物的破坏也呈线

形状态，对其相应地区的物种多元化发展没有影响。

⑵水源地

水源地所在区域（浩勒报吉地区）的农业属旱作农业，农作物主要靠降水，也

就是靠降雨补给几十公分内的耕作层中的土壤水维系，一般不靠吸取地下水；草原

植被也主要靠降水，春季雨后，大地返青；开采地下水引起地下水位下降 2—3m，对

农业、林业、草原植被生态环境有一定影响。

水源地建设项目，由于抽取了大量的地下水资源，造成区内地下潜水位下降，

从而使天然蒸发量减少，盐碱化程度下降，可能会造成对喜盐植物生长的影响。但

由于地下隔水层的存在，其地下水位下降幅度不一，属于局部影响，因此，从植物

多元化发展的角度分析，其影响不大。对于水资源周围的湖淖由于承压水层水位下

降，可能会引起湖淖干枯，对湖淖水体内的生物将产生较大的影响。

2、成吉思汗陵园

根据《文物法》第十一条、第十二条之规定，“文物保护单位的保护范围内不得

进行其他建设工程”；“根据保护文物的实际需要，经省、自治区、直辖市人民政府

批准，可以在文物保护单位的周围划出一定的建设控制地带”。

成吉思汗陵园是“全国重点文物保护单位”，陵园周围已划有保护范围，供水

工程管线由距保护范围北边界 1km 的地方经过，管线深埋地下；因此除了施工期对

旅游交通有影响外，营运期对其影响甚微。

3.水资源

水源地目前处于封闭的自然循坏体系中，一旦投入大规模开发，原自然体系就

会遭到破坏，从而形成新的循环体。

大量采取承压含水层的承压水，造成承压水头下降，自流水范围变小，甚至消

失。外地侧向补给和当地部分地区潜水补给水量将会增加，使当地和补给区的潜水

水位下降，取用潜水的民井增大取水深度。

水源地相对隔水层的存在，区内大部分地区的潜水位下降幅度不大，最大不超过



2.0m。

根据浩勒报吉水源地详查报告得出的结论，当大量开采承压水时，潜水水位亦

会下降，其下降值平均不会超过 2m，如果考虑开采造成地下水位形成降落漏斗状，

则漏斗中心的下降幅度也不会太大。这是因为水头下降值大于 3m 时，潜水的蒸发消

耗将显著减少，接近于零，原来的蒸发消耗量转化成补给量，总补给量将会大于或

等于承压水的开采量。因此，漏斗中心的下降值不会大于 3m。

4.2 环境影响评价措施

1.措施

严禁施工队伍的“滥砍、滥伐、滥烧”现象，固定施工便道，对场地开挖、管

线建设等产生的弃土堆放等合理规划、合理利用，充分利用天然洼地铺放弃渣，种

树种草。

输油管廊、输水管线、排水管线等线型工程，根据可研拦洪的宽度，分析各项

工程建设破坏范围，合理确定各自的建设区，进而采取不同的措施加以防护。对浩

勒报吉输水管线直接影响区采用防风固沙林加以保护。对输水管线的占地进行采取

工程和生物措施进行植被恢复，并进行沟道清淤。对项目建设中的挖损面等影响区

实施生物措施，选择当地适宜栽植的树种和草种，通过人为控制，使受损的生态和

复垦的土地按自然演替规律，达到防护效果。

水源地要在开采的初期进行地下水开采动态监测，特别是对潜水水位进行监测，

当潜水水位下降到一定程度，即当喜水植物(如芨芨草、寸草)开始出现叶黄枯萎现象

时，采用人工种植(或播种)的方法，种植一批耐干旱、喜沙植物(如沙蒿)。对马兰草、

苇草及耐碱小草分布区，亦要逐渐更换新的植物品种，让新的良好的植被环境系统

取代旧的植被环境系统。

在布井区以外的地下水水位比较深，一般在 2.0m 以上，这种水位环境很适宜树

木(如杨树、柳树、榆树)生长。既使潜水水位有所下降，亦不会影响其生长的环境，

可能在开采抽水的同时，将井群以外的地区进行植树造林，建立防护林带，达到预

防风沙侵袭的目的。

滩地土壤层较厚，肥力充足，地下水水位下降后，盐碱化现象逐步得到改造，



有利于植被的生长发育，因此，在适宜地段开垦少量农田，用少量的地下水进行井

灌，发展农业，将有利于人民生活水平的提高。

2、水源地生态监测制度及实施计划

⑴拟对水源地 200km2区域分布的植物群落的面积、种类、生长情况等逐一丈量

登记，长期观测其变化情况。

⑵分别在苏贝淖四周和井点周边建立观测桩，定期观测不同取土深度的干土层

厚度和土壤含水量，并结合大气降雨情况进行横向、纵向比较。

⑶利用 1：10000 地形图或卫星航片制作 200km2 以外的周边土地利用现状，勾

绘图斑，观测其变化情况，从而分析因取水而对周边环境的影响。

⑷通过以上生态环境监测计划，监测系统及时报告监测结果，以便管理系统决

策，因地制宜布设防护措施。

4.3 环境影响报告书批复

4.3.1 工艺调整前的批复

2002 年 3 月，原内蒙古自治区环境保护局以“内环办发[2002]22 号”文对《神

华集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响报告书》进行了初步审查，对输

水管线、排水管线和输油管廊的有关要求如下：

1、项目所处区域的生态环境十分脆弱，本项目的生态防治措施要与矿区或地区

的规划相衔接；输水管线生态防护措施要具体，植物物种的选择要适合当地的生存

条件，使项目实施后，区域生态环境较项目实施前有所改善。

2、对项目区周围的生态环境及水环境要进行长期的动态监测。

2002 年 5 月，原国家环境保护总局以“环审[2002]128 号”文对《神华集团有限

责任公司神华煤直接液化项目环境影响报告书》进行了批复，对输水管线、排水管

线和输油管廊的有关要求如下：

1、项目所处区域的生态环境十分脆弱，本项目的生态防治措施要与矿区或地区

规划相衔接。99.79km 的输水管线途径丘陵区、盖沙区、沼泽区和砒砂岩区，地貌复

杂，水蚀、风蚀、重力侵蚀相互交错。应结合不同地貌类型和水土流失特点，合理

实施工程措施和水土保持生物措施，建立完善的管理制度，加强施工期的监督管理，



最大限度地减少对地表的扰动和破坏。要重点做好输水管线、输油管廊、排水管线

等工程施工期的生态防护和绿化，项目建成后，区域生态环境应有所改善。

2、对项目所在区域周围的生态环境及水环境要进行长期的动态监测。

4.2.2 工艺调整后的批复

2005 年 3 月，原内蒙古自治区环境保护局以“内环字[2005]28 号”文对《神华

集团有限责任公司神华煤直接液化项目环境影响（补充）报告书》进行了初步审查，

对输水管线、排水管线和输油管廊的有关要求如下：

1、建立建全环境保护管理机构，落实人员、落实环境监测手段。

2、落实施工中环境监理工作，落实“三同时”制度。

2005 年 3 月，原国家环境保护总局以“环审[2005]264 号”文对《神华集团有限

责任公司神华煤直接液化项目环境（补充）影响报告书》进行了批复，对输水管线、

排水管线和输油管廊的有关要求如下：

1、马家塔村位于油品装卸区与装置区之间，从突发事故的危害影响考虑，应对

其搬迁。



5 环保措施落实情况调查

环境影响报告书提出的煤液化项目输水管线、排水管线和输油管廊环保措施及落实

情况见表 5-1-1。原内蒙古自治区环境保护局和原国家环境保护总局的批复要求对输

水管线、排水管线和输油管廊工程落实的情况见表 5-1-2和表 5-1-3。

根据表 5-1-1 至表 5-1-3 可以看出，建设单位根据环境影响报告书提出的环境保

护措施及各级环保主管部门的要求，基本落实了各项目环境保护措施。建设单位采

取了对苏贝淖面积变化进行监测，对植被盖度进行遥感监测，对水源地现状取水量

进行调查，对水源地地下水位变化情况进行监测等环境保护措施，通过监测数据分

析基本能反映项目区取水对水源地周围生态环境的影响。

未完全按照环评要求落实的为：对水源地植物群落的面积、植被高度、生长情

况等进行监测，对不同取土深度的干土层厚度和土壤含水量，对进行土地利用现状

解译。

建设单位已委托内蒙古大学生命学院生态与环境科学系进行连续三年（2015、

2016 及 2017 年）对水源地 400km2 范围内植被进行动态监测，包括对植被盖度、植

物种类、高度、生物量、绘制土地利用图和植被图、测定干土层厚度和土壤水分等

监测项目。已委托内蒙古第二水文地质工程地质勘查有限责任公司编制 2015 年度《神

华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》（监

测内容包括现状开采量、地下水水位变化，要求编制报告）。具体见附件 23。建设单

位将按照水源地动态监测工作计划（附件 28）持续进行生态环境动态监测和地下水

位动态监测，并将该项监测工作持续到不在水源地取水为止。水源地动态监测工作

计划符合环评报告书提出动态监测要求。



表 5-1-1 环境影响报告书中环境保护措施落实情况表

要素环境影响报告书中提出的环境保护措施及要求实际采取的环境保护措施落实情况

施

工

期

1、严禁施工队伍的“滥砍、滥伐、滥烧”现象，固定施工便道，对场地开挖、管线建设等

产生的弃土堆放等合理规划、合理利用，充分利用天然洼地铺放弃渣，种树种草。

2、输油管廊、输水管线、排水管线等线型工程，对输水管线的占地进行采取工程和生物措

施进行植被恢复，并进行沟道清淤。项目建设中的挖损面等影响区实施生物措施，选择当

地适宜栽植的树种和草种，通过人为控制，使受损的生态和复垦的土地按自然演替规律，

达到防护效果。

1．施工队伍施工中未出现“滥砍、滥

伐、滥烧”现象，有固定施工便道，

管线建设时未产生施工弃土。

2、输油管廊、输水管线、排水

管线的临时占地均进行了植被恢复或

复垦。沟道也进行了清淤。

已落实

运

营

期

水源地要在开采的初期进行地下水开采动态监测，特别是对潜水水位进行监测，当潜水水

位下降到一定程度，即当喜水植物(如芨芨草、寸草)开始出现叶黄枯萎现象时，采用人工

种植(或播种)的方法，种植一批耐干旱、喜沙植物(如沙蒿)。对马兰草、苇草及耐碱小草

分布区，亦要逐渐更换新的植物品种，让新的良好的植被环境系统取代旧的植被环境系统。

1.已委托内蒙古第二水文地质工程地

质勘查有限责任公司进行地下水位进

行动态监测；并编制了《神华煤直接

液化项目浩勒报吉水源地地下水水位

动态监测及现状开采量调查报告》。

2. 已委托内蒙古大学生命科学院生

态与环境科学系进行水源地的植被盖

度遥感监测。

备注：截止 2012年底没进行地下水和

生态环境动态监测（上次审查前）

部分落实

（未对喜

水植物进

行监测）

2015 年后

将对水源

地植被进

行监测，满

足环评要

求。

监测

制度

及

实施

计划

1、拟对水源地 200km2区域分布的植物群落的面积、种类、生长情况等逐一丈量登记，长

期观测其变化情况。

2、分别在苏贝淖四周和井点周边建立观测桩，定期观测不同取土深度的干土层厚度和土壤

含水量，并结合大气降雨情况进行横向、纵向比较。

3、利用 1：10000 地形图或卫星航片制作 200km2以外的周边土地利用现状，勾绘图斑，

观测其变化情况，从而分析因取水而对周边环境的影响。

4、通过以上生态环境监测计划，监测系统及时报告监测结果，以便管理系统决策，因地制

宜布设防护措施。

1.已委托内蒙古第二水文地质工程地

质勘查有限责任公司对苏北淖面积变

化情况进行了动态监测；

2.已委托内蒙古大学生命科学院生态

与环境科学系进行水源地的植被盖度

遥感监测，从监测结果分析对周边环

境的影响。

3.制定了水源地动态监测工作计划。

备注：截止 2012年底没进行地下水和

生态环境动态监测（上次审查前）

2014

年前部分

落实，2015

年按照动

态监测工

作计划将

满足环评

报告书要

求。



表 5-1-2 工艺调整前批复的落实情况表

原内蒙古自治区环境保护局批

复要求原国家环境保护总局批复要求实际采取的环境保护措施落实情况

项目所处区域的生态环境十分脆弱，本项目的生态防治措施要与矿区或地区规划相衔接。

项目所处区域的生态环境十分脆弱，本项目的生态防治措施要与矿区或地区规划相衔接。应结合不同地貌类型和水土流失特点，合理实施工程措施和水土保持生物措施，建立完善的管理制度，加强施工期的监督管理，最大限度地减少对地表的扰动和破坏。要重点做好进厂公路、输水管线、输油管线、排污管线等工程施工期的生态防护和绿化，项目建成后，区域生态环境有所改善。

水土保持工程措施：水源地、输水管线区和排污管线完成浆砌石 139m

3，输油管线区浆砌石挡墙 685m3，并在

各管线区打沙障网格；

水土保持生物措施：在沙障中种植沙蒿、羊草、草木犀等草籽进行植被恢复，在穿越林场段栽植障子松；

施工期管理制度和监督管理：施工期间加强对施工队伍的管理，严格限制施工作业范围；

施工期的生态防护和绿化：在管线区打沙障和种植沙蒿、羊草、草木犀等草籽进行生态防护。在水源管理站和配水场栽植国槐、垂柳、爬山虎，撒播草籽等进行绿化，对水源管理站和配水厂周围的环境有所改善。

已落实

项目区周围的生态环境及水环

境要进行长期的动态监测。

项目所在区域周围的生态环境及水环境要进

行长期的动态监测。已委托单位对地下水环境进行动态监测，已委托单位进

行水源地范围内植被盖度变化监测。

备注：截止 2012 年底没进行地下水和生态环境动态监

测（上次审查前）

2014 年前部

分落实。

2015 年工作

计划满足环

评要求。

表 5-1-3 工艺调整后批复的落实情况表

原国家环境保护总局批复要求实际采取的环境保护措施

选用低噪声设备，对高噪声源采取有效的隔声、消声、绿化等降噪措施，确保厂界噪声符合《工业企业场界噪声标准》（GB12348-90）3类标准，防止噪声扰民。

加压泵设置于封闭的房间内，并半地下方式放置。

已落实

按照《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》的规定，对固体废物事实分类处理、处置。

生活垃圾统运至当地环卫部门指定地点集中处理，炉渣维护巡检修路。

已落实

制定事故防范应急预案，提高事故风险防范和污染控制能力。强化生产设备、物料输送系统的气密性控制，杜绝跑冒滴漏现象，减少污染物无组织排放。加强对生产装置和环境保护设施的运行管理，防止污染事故发生。

公司设有安全健康环保部，负责全厂范围内污染物排放的监督检查及污染治理、管理工作，并建有完善的环保管理制度，制定风险防范应急预案。

已落实



6 施工期环境影响调查

6.1 施工期占地影响调查

本工程为新建项目，水源地管理站、井房、配水厂及其输油管廊等设施的建设

将占用一定面积的土地，其占地类型为草地。这些占地是永久性的，其占地影响是

不可逆的。

通过现场调查、公众参与以及查阅水土保持设施竣工验收技术报告和水土保持

方案实施工作总结报告等相关资料可知，本项目在施工结束后对施工临时用地及影

响区域进行了土地平整和表土回填，并根据生态环境现状恢复了植被；对沙地标段

内的施工带及临时占地设置草方格等防沙固沙工程，并种植沙蒿等沙生植物。因此

本工程临时占地的环境影响较小。管线施工现场照片见图 6-1。

6.2 施工期其它环境影响调查

建设单位针对施工期的其它环境影响采取了如下防治措施：

1、施工期间选用节能环保型动力设备，减少施工期的环境影响；土建施工完工

后及时回填、平整场地，并恢复植被；

2、施工结束后及时清理施工场地，平整土地；生活垃圾集中收集；强化管理人

员和施工人员的环境意识和生态保护意识，注意保护地表植被。

6.3 调查结论

施工结束后根据不同地貌类型和水土流失特点及时清理平整临时占地，并进行

了植被恢复等措施，施工期环保措施落实良好。



7 生态环境影响调查与分析

7.1 项目区生态环境影响分析

7.1.1项目占地调查

根据调查统计数据，本项目实际总征占地面积为 244.77hm2，其中永久占地面积

为 24.29hm2，临时占地 220.48hm2。按照相关政策对永久占用土地进行了补偿，对临

时施工用地在施工结束后进行了平整和植被恢复。项目实际征占地面积与环评阶段

发生的变化情况见表 7-1-1。

表 7-1-1 供水工程、排水管线、输油管廊占地情况单位：hm2

工程名称占地类型环评数量实际数量备注

供水工程

永久

破坏面积142.48公顷

23.62

临时 214.98 环评中未涉及水源地临时占地

合计 240.6

排水管线

永久

--

0 排水管线前段约 1km 单独开挖

埋设，其余部分和供水管线同

沟埋设。临时 0.5

合计 0.5

输油管廊

永久

--

0.67

临时 5.00

合计 5.67

本工程永久占地为 24.29hm2。本项目水源地管理站、井房、配水厂及其输油管

廊等的建成，取代了原有以草地为主的生态系统，使原有土地使用功能和生态功能

丧失，有些已永远失去土地生产力，并减少了项目区可利用的草地面积，给当地牧

业带来一定影响。但是由于该项目永久占地面积相对较小，上述影响并不大。

7.1.2对自然生态环境的影响调查

7.1.2.1对自然资源的影响调查

1、管道建设对植被的影响

供水工程于 2005 年 6月 12日开工建设， 11月 5日全线贯通；排水管线于 2006

年 5 月开工建设，2007 年 8 月竣工并投入使用。在 2007 年 10 月 15 日～2008 年 8

月 20 日实施了供水工程和排水管线临时占地的植被恢复和永久占地厂区的绿化工

作。输油管廊于 2006 年 2月开工建设，2008 年 9月竣工并投入使用；2009年 3月 5



日～2009 年 5月 28日进行了植被恢复。

根据现场调查，目前供水工程、输水管线和输油管廊工程的临时占地经过人工

植被恢复和几年自然恢复，管线周围的植被基本恢复了原有植被盖度。水源地管理

站、配水厂内能绿化的地方进行了平整、绿化，目前绿化效果较好。具体见图7-1。

2、水源地取水对植被的影响

根据《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地植被盖度变化报告》评估结果表明，

地下水开采除低盖度（0%~10%）的植被面积与降水量呈负相关外，其余盖度的植被

面积均与降水量呈正相关，相关性均未达到显著相关。从总体来看，水源地区域内

低盖度的植被面积有缓慢增加的趋势，而中、高盖度的植被覆面积有缓慢减少的趋

势。说明水源地地下水抽取造成水源地区域内植被盖度的下降，对该地区的植物生

长有一定影响。水源地遥感解译植被盖度解译数据见表7-1-2和图7-2。具体见附件

22。

表7-1-2 水源地范围内近几年植被变化情况表

年份植被盖度（%）

0-10 10-20 20-35 35-55 >55 合计

2006年面积(hm2) 17958.6 13629.8 6138.4 2166.9 166.1 40059.8

占% 44.829 34.024 15.323 5.409 0.415 100

2007年面积(hm2) 16013.6 14089.1 7083.9 2577.2 296 40059.8

占% 39.974 35.170 17.683 6.433 0.739 100

2009年面积(hm2) 22711.4 12787.7 3406.7 1057.9 96 40059.8

占% 56.694 31.922 8.504 2.641 0.240 100

2010年面积(hm2) 15405 16972.7 5888.9 1677.8 115.4 40059.8

占% 38.455 42.368 14.700 4.188 0.288 100

2011年面积(hm2) 27024.9 9639.3 2825.4 558.5 11.8 40059.8

占% 67.461 24.062 7.053 1.394 0.029 100

2012年面积(hm2) 22000.7 12711.6 4484.3 862.4 0.8 40059.8

占% 54.920 31.732 11.194 2.153 0.002 100

2013年面积(hm2) 23355.6 11449.1 4110.6 812.4 2.1 40059.8

占% 58.302 28.580 10.261 2.028 0.005 100

备注：采用《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地植被盖度变化报告》（内蒙古大学生命

科学院生态与环境科学系，2015.6）中数据。



图7-2 不同盖度的植被面积的年度变化

7.1.2.2 对土地利用的影响调查

本项目水源地管理站、井房、配水厂及其输油管廊等的建设，占用了土地，使

原有的土地使用功能改变为生产用地或建筑用地，使原来的地表植物被清除，减少

了草地、耕地和人工林地等。但是目前工程永久占地仅占项目区总面积的 0.039%，

另外，管线修建占用土地绝大部分为临时占地，目前该项目临时占地恢复了原有土

地使用功能。因此，本项目的建设基本没有改变项目区土地利用的总体格局。

7.1.2.3 对自然景观的影响调查

根据现场调查，施工管线的开挖破坏了原有的自然生态景观，形成了部分裸露

地表，出现了水源地管理站、井房、配水厂及其输油管廊等新的景观格局。自然景

观变成了人工景观，造成项目区自然景观的减少。但随着项目日后生态恢复工程的

开展，项目区周围的自然景观将逐步恢复。



7.1.2.4 对动物资源的影响调查

本工程水源地管理站、井房、配水厂及其输油管廊等的建成，使原有的草地变

为工业用地，原有地表植被被清除，改变了野生动物的栖息环境，减少了原有的野

生动物栖息与活动的范围，造成野生动物的迁移。

工程占地范围内野生动物种类较少，多为一些常见的鸟类、啮齿类及昆虫，没

有大型野生哺乳动物。而且上述动物在受到人为影响时均可就近迁入周边地区继续

生存繁衍，经现场调查及走访，在工程建设期及试运营期，对区域内野生动物未产

生明显影响，且随着项目生态恢复的进行，植被覆盖度的提高和种类的增加，管道

沿线的生态环境会逐步得到恢复。

7.1.3水土流失影响调查与分析

本项目水土流失的影响因素主要包括自然因素和人为因素两个方面。自然因素

包括气象、地质、地貌、土壤、植被状况等，是造成工程建设土壤加速侵蚀的内在

因素；人为因素主要是工程建设中对自然因素中的地形地貌、土壤、植被产生较大

影响的人为活动，将破坏扰动区的生态平衡以及侵蚀力、抗侵蚀力之间的平衡，是

土壤加速侵蚀的外在因素。工程建设过程中的施工活动是造成水土流失的主要因素，

各种建设活动改变了建设区域的地形地貌，破坏了水土资源和植被。

建设单位对水土保持工作较为重视，按照环评和水土保持方案的要求，对扰动

区采取了切实可靠的防护措施，建立了较完善的水土流失防治措施体系，工程、植

物和管理相结合，较好地实施了植被恢复工作，减少了新增土壤流失的产生，使水

土流失的危害降低到了较低程度。根据《煤直接液化项目水土保持设施专项竣工验

收技术报告》评估结论，项目区平均扰动土地整治率达到 96.6%，水土流失总治理度

为 95.4%，植被恢复系数达到 95.3%，林草覆盖率达到 69.2%，拦渣率为 98.0%，水

土流失控制比 1.1，人为水土流失得到有效控制，保护和改善了项目区的生态环境。

7.2 植被恢复、绿化及水土保持措施调查

地处生态脆弱区的管线工程及水源地的生态恢复成为此次环境保护验收调查的

重点。本节主要从水源地及输水管线区绿化、管理站、配水厂绿化、输油管廊绿化



等方面调查本工程的生态恢复与水土流失防治措施执行情况。

1、工程措施

⑴水源地及输水管线区

该区工程防护措施主要是水源区管理站围墙外护坡及输水管线沿线的水工防

护，共完成措施土方开挖 235m3，填方 67m3，浆砌石 139m3；临时草袋防护土方量 346m3。

⑵产品油输送管廊区

实际完成管廊支柱下防冲浆砌石挡墙措施土方开挖 572m3，土方回填 102m3，浆

砌石 685m3。

2、绿化和植被恢复措施

⑴ 水源地及输水管线区：

①水源地绿化和植被恢复工程：主要包括联络管线区、集水管线区、施工便道

区，先进行 1.5×1.5 的网格沙障、杨柴、拧条的布设，再进行沙蒿、羊草等草籽的

撒播，完成沙障面积 3hm2，种植混交草灌面积 48.20hm2。

②输水管线植被恢复工程：输水管线区域设置杨柴、柠条、沙柳 1.5×1.5m 的

沙障网格，并在网格内播撒沙蒿、羊草、草木犀、坡碱草、沙打旺等草籽，完成草

灌植被面积 148.71hm2，沙障 5hm2；管线穿越林场恢复樟子松造林 5.5hm2。恢复农地

12.57hm2。

③排水管线（不和供水管线同一管沟段）植被恢复和绿化工程：设置杨柴、柠

条、沙柳 1×1m的沙障网格，并在网格内播撒沙蒿、羊草等草籽，完成沙障面积 0.5hm2，

种植混交草灌面积 0.5hm2。

⑵管理站、配水厂绿化工程：

经过更换土壤、平整场地，栽植国槐、垂柳、爬山虎，播撒紫花苜蓿草籽等恢

复植被，管理站、配水厂完成绿化面积 1.63hm2。

⑵ 输油管廊：

输油管廊完成沙障 2hm2，撒播种草 5.0hm2。

3、拟验收项目管线及站场、水源地区域植物及工程措施

具体见表 7-2-1及附图 1。



表 7-2-1 植物措施防治分区完成工程量表

防治

分区

实施

进度

完成

情况

面积（hm2）完成

投资

(万元) 人工

造林

人工

种草

恢复

农地合计

水源地

及输水

管线区

2007.10.15～

2008.08.20

管理站栽植国槐、垂柳、

爬山虎、播撒紫花苜蓿草

籽等恢复植被，平整管线

区域土地，撒播草籽，恢

复植被，农田进行复垦，

林地进行人工造林

7.13 196.91

种草和沙障 12.57 216.61 204.24

排水管

线

2007.10.15～

2008.08.20

管廊两侧设置沙障并撒播

草木樨、沙打旺草籽恢复

植被

0.5

种草和沙障 1.0

输油管

廊区

2009. 3.5～

2009.5.28

管廊两侧设置沙障并撒播

草木樨、沙打旺草籽恢复

植被

5.0 5.0 5.00

合计 7.13 204.41 12.57 221.61 210.24

7.3 建议

建议后续植物群落和植被恢复的动态监测应包括水源地典型植物群落盖度、物

种组成、高度及生物量、绘制土地利用图和植被图、测定干土层厚度和土壤水分等

内容，按水源地动态监测计划的内容（附件 28）持续开展动态监测。



8.社会环境影响调查与分析

8.1社会环境影响调查

本项目带来的主要社会环境影响为采水工程对周围居民饮水和农田灌溉的影

响。根据调查，中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目在浩勒报吉水源地打

井 22眼，从 2006年 10 月份开始从水源地取水，最近三年日取水量约为 2.3万立方

米。目前博源水务公司也在此水源地取水，该公司约从 2007年 1月份开始从水源地

取水，最近三年日取水量约 2.6万立方米。

浩勒报吉水源地 400km2实际控制范围内受影响的村镇有乌审旗乌审召镇的 15个

村和伊金霍洛旗红庆河镇的 1 个村，约 1694 户， 3782 人。其中控制范围（环评范

围）200km2范围内有乌审旗乌审召镇的 7 个村和伊金霍洛旗红庆河镇的 1 个村，约

1287户， 3588人。水源地居民已废弃水井和现用的水井见图 8-1。

目前乌审旗乌审召镇居民生活用水大部分采用打深井或利用以前较远的机井进

行取水，以前 5-10m的生活用水井从 2007-2009 年水量逐渐减少，到 2009 年底几乎

全部无水。以前 40-50m 的灌溉机井，由于打井深度不够或泵的功率不足，出现水量

不足的现象，生产生活用水不如以前方便，对当地的农业生产和生活造成了一定影

响。从现场走访调查得知，居民都拿到了政府给予的电费补偿，每户 100-200 元之

间，当地政府还给予了新打井居民适当的补偿。但是村民普遍反映补偿的费用太少，

不够重新打井或拉水的费用。

伊金霍洛旗红庆河镇巴音布拉格村居民目前生活用水统一由自来水供给，生活

用水比较方便。但当地农田灌溉机井由于打井深度不够或泵的功率不足，出现灌溉

水量不足，对当地的农业生产也造成了一定影响。根据调查，建设单位还没有给巴

音布拉格村居民补偿。

8.2社会环境影响减缓措施调查

根据神华鄂尔多斯市煤制油分公司与乌审召政府的约定，该公司从 2005 年开始

每年为浩勒报吉水源地乌审召镇的 5 个行政村（察汗庙村、浩勒报吉村、阿道亥村、

中乃村、巴彦淖村）的农牧民提供电费补贴 351909 元，用于解决取水工程建设给当



地农牧民带来的取水费用增加的补偿。截止目前已连续拨款 9 年，具体见电费发票

附件 9；

该公司还为当地群众提供了以下支持，一是投资 1140.5 万元，为当地建设了 110

千伏变电站一处， 2007 年已投入使用。二是录用当地适宜人员到水源管理站工作，

解决就业 24 名。三是投资 300 多万元在修筑水源井检修道路时兼顾了当地群众的出

行。将水源地取水井之间的沙石路工程建设维护全部交给当地群众，增加了农牧民

的收入。

8.3调查结论和建议

神华煤液化项目取水工程已对当地居民的生活和生产用水造成了一定的影响，

建设单位通过给乌审召镇农牧民提供电费补偿、给地方建变电站和吸收当地农牧民

到公司等措施给予了农民一定的经济补偿。建设单位还没有给伊金霍洛旗红庆河镇

巴音布拉格村居民进行补偿。

建议：

建设单位应按照水源替代实施计划逐步实施水源替代。



9 环境空气影响调查与分析

主要是通过对中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目输水管线、排水管

线和输油管廊实地调查，来说明该项目生产期对当地环境空气质量的影响。

9.1 废气污染源调查

根据现场调查，本项目大气污染物为水源地管理站的供暖燃煤锅炉和水源地巡

检道路的扬尘。

1、锅炉排烟调查

本项目在水源管理站建有一座锅炉房。锅炉房内建有一台 0.75t 的 CG 常压热水

双层炉排反烧式锅炉，冬季运行，夏季停用。锅炉燃煤选用神华大柳塔煤矿的煤，

煤质为：灰分 10.55%、硫分 0.37%、发热量 24.83MJ/kg。锅炉耗煤量采暖期 1.2t/d，

总的耗煤量为 220t/a。由于是安装的是常压锅炉，无法安装除尘装置，故未对锅炉大

气污染物进行监测。根据计算该锅炉每年排放 SO2 为 1.302t，NOX为 0.646t。水源地

锅炉及锅炉房情况见图 9-1。

图 9-1 水源地管理站锅炉及锅炉房

2、水源地巡检道路扬尘调查

水源地水源井巡检时，巡检砂石道路产生少量的扬尘。

9.2 锅炉大气污染物影响分析

1、锅炉大气污染物影响分析

本项目在水源管理站设置 1 台 0.75t 的 CG 常压热水锅炉用于供暖，烟囱高度为



20m，燃煤采用神华大柳塔煤矿的煤。根据类比调查，小锅炉若采用频加煤、少加煤

的方式，则烟尘一般可以达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）中的二

类区Ⅱ时段的限值。硫含量若小于 0.65%，则 SO2 排放可以达到《锅炉大气污染物排

放标准》（GB13271-2001）中的二类区Ⅱ时段的限值。

本项目锅炉所用的燃煤的硫分含量为 0.37%，所以 SO2 排放浓度能达到《锅炉

大气污染物排放标准》（GB13271-2001）二类区Ⅱ时段标准。根据现场调查，锅炉烟

气黑度从感官上基本可以达标。锅炉大气污染物对周围环境影响较小。

鉴于《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中规定 7MW 以下热水锅炉

将于 2016 年 7 月 1 日执行，该锅炉排放的污染物将不满足新的大气污染物排放标准，

因此，建议业主单位抓紧实施相关改造，确保 2016 年供暖期锅炉大气污染物排放达

到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）标准。

2、水源地巡检道路大气污染物影响分析

根据水源地水源井巡检规章，得知每天每个水源井检查 1 次，巡检砂石道路每

天通过 2-4 量巡检车辆，且运行时速为 40km/h，扬尘对巡检道路两侧的草场和居民

影响较小。



10固体废弃物环境影响调查与分析

10.1 固体废弃物污染源调查

本项目营运期所产生的固体废物主要为水源管理站的生活垃圾 5.48t/a 和锅炉

灰渣 22t/a，以及配水厂的生活垃圾 1.1t/a。

10.2 固体废弃物处置调查

水源管理站的生活垃圾置于固定垃圾堆放点，定期运至当地环卫部门指定地点

集中处理，水源管理站的锅炉灰渣定期用于巡检道路的维护，不会对周围环境造成

大的影响。水源地垃圾堆放点情况具体见图 10-1。

图 10-1 水源管理站生活垃圾堆放点情况

配水厂的生活垃圾定期由神东物业公司统一运送至神东煤炭公司马家塔露天矿

附近的生活垃圾填埋场进行了填埋处理。



11水环境影响调查与分析

本次水环境影响调查，主要对中国神华煤制油有限公司煤直接液化项目的配套

工程厂外供水工程、排水管线工程和输油管廊工程对水环境的影响进行调查。

11.1 水环境影响源调查

水环影响源包括水污染源和供水水源井。

验收调查项目水污染源主要为水源地管理站和配水站产生的生活污水。主要污

染物为 COD、BOD5、SS、NH3-N 等。水源地管理站污水产生量为 1.2 m3/d。配水站污

水产生量约为 0.2m3/d。

《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查

报告》地下水开采情况调查结果如下：

水源地内用水主要包括农牧业用水和工业用水，1991年工作区农牧业地下水开

采量调查统计为 5518.17m3/d，工业用水极少，仅为 32 m3/d。2003年工作区农牧业

地下水开采量调查统计为 12590.11 m3/d，工业用水仍很少。2009年 6 月结合生产用

水进行群孔开采性抽水试验时工作区地下水开采量调查统计约为 2.99 万 m3/d，其中

区内人畜及农业用水 0.99万 m3/d，博源水务公司开采量约 0.36万 m3/d，神华煤直

接液化项目厂外供水站约 1.64万 m3/d。2012年农牧业开采量根据定额计算为 2.12

万 m3/d（含生活用水），工业用开采量为 5.54 万 m3/d(2.3)，总开采量已达 7.66万

m3/d。2013 年农牧业开采量根据定额计算为 2.42 万 m3/d，工业用开采量为 3.12万

m3/d，总开采量为 5.54 万 m3/d。《内蒙古自治区乌审旗浩勒报吉水源地供水水文地质

勘探报告》地下水资源储量评审意见书提交的 B级地下水允许开采量为 8万 m3/d，

其中现状开采量为 1.5 万 m3/d，可增加开采量 6.5万 m3/d，该水源地的全部供水量

在 2012年度已基本达到了设计的供水量，今后已无增加的可能。

11.2 水污染防治措施及减缓措施调查

⑴生活污水处理措施及处理效果调查

水源管理站

水源管理站常住人员 15人。污水产生量为 1.2 m3/d。餐厅建有 1个 2m3隔油池、



1 个 2m3化粪池和 2 个 1m3清水池。水源管理站产生的生活污水经隔油池、化粪池处

理后，进入清水池沉淀后，排入管理站附近的低洼地，水源管理站污水处理情况见

图 11-1。

水站

配水站常住人员 2人，污水产生量约为 0.2 m3/d。由于水量很少，仅为日常洗

漱废水，难以收集，直接泼洒于地面，不会对环境产生大的影响。

⑵水源井取水对地下水影响的减缓措施调查

环评报告书及批复要求：对项目所在区域周围的生态环境及水环境要进行长期

的动态监测。鄂尔多斯市煤制油分公司已委托内蒙古第二水文地质工程地质勘查有

限责任公司编制 2014 年和 2015年《地下水位进行动态监测和现状开采量调查报告》

（监测内容包括地下水位变化、现状取水量、苏北淖面积变化），并委托内蒙古大学

生命科学院生态与环境科学系编制 2015-2017 年水源地植被监测报告（植被盖度、

植物种类、高度、生物量）。内蒙古自治区水利厅于 2015年 1月关闭了该项目的 5

眼水井（落实水资源论证后评价报告要求），目前项目单位正在实施水源替代计划，

拟利用周边煤矿矿井水逐步取代现有工业用水。

11.3 废水污染源监测、地下水环境和地表水现状调查分析

11.3.1 地下水变化调查分析

1.环评时地下水影响预测

根据浩勒报吉水源地详查报告得出的结论，当大量开采承压水时，潜水水位亦

会下降，其下降值平均不会超过 2m，如果考虑开采造成地下水位形成降落漏斗状，

则漏斗中心的下降幅度也不会太大。这是因为水头下降值大于 3m时，潜水的蒸发消

耗将显著减少，接近于零，原来的蒸发消耗量转化成补给量，总补给量将会大于或

等于承压水的开采量。因此，漏斗中心的下降值不会大于 3m。

2.水源地地下水位变化情况调查

根据《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量

调查报告》地下水位变化调查结果如下：

本次动态监测报告共设置了 21 个地下水水位监测点，监测结果表明自 2005 年

以后，开采型的监测点地下水位逐年下降，包括承压水监测点和潜水监测点，具体

见表 11-3-1。以承 1 和潜观 3 为例，承 1 及潜观 3 距离抽水井较远，能总体反应盆



地中心位置水位变动情况，承 1在 2004年、2005 年水位上升了，累积上升 2.98m，

从 2006 年开始，水位持续下降，至 2013 年累积下降了 12.80m，但年下降幅度正慢

慢减小，2006 年水位下降幅度为 3.8m，至 2013 年时水位下降幅度为 0.92m，见表

11-3-2。潜观 3 水位也持续下降，年下降幅度一般小于 10cm，与承 1 呈同一变化趋

势，说明潜水和承压水之间存在水力联系。水源地水位监测布点见图 11-2。

表 11-3-1 2003 年-2013年年平均水位变化统计表

2003 年平均

水位标高(m)

年平均地下水位变化值(m)

钻孔 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2013 年

XK6 承

XK6 潜

XK11 承 1322.70 0.23 0.48 -12.85

XK14 承 1323.11 0.21 0.20 0.06 -0.20 -0.30 -0.46 -1.82

XK14 潜 1338.30 0.06 0.02 -0.23 -0.35 -0.02 -0.32 -1.95

承 1 1308.46 1.60 2.98 -0.82 -2.52 -4.22 -9.13 -12.80

潜观 3 1297.87 0.04 0.24 -0.29 -0.26 -0.34 -0.40 -0.53

YK7 承 1305.38 -0.83 -0.86 -2.04 -5.56 -17.07 -11.72 -17.58

YK14 承 1315.53 0.07 -0.18 0.76 -0.47 -0.88 -8.67 -12.17

XK4 潜 1318.81 0.21 0.23 0.14 0.14 0.65 0.29 -1.38

YK18 潜

（潜观 7） 1296.06 0.05 -0.04 0.08 0.28 0.17 -0.21 -0.45

YK18 西承 1309.68 1.16 0.90 -1.17 -3.62 -5.16 -14.02 -16.03

YK23 承 1310.19 -0.39 -0.68 -1.08 -1.23 -0.79 -3.03 -3.85

YK23 潜

（潜观 11） 1320.36 -0.17 -0.57 -1.01 -1.15 -1.01 -1.43 -2.99

YK24 承 1337.11 0.33 0.30 0.53 0.94 1.31 2.99 3.55

YK24 潜

（潜观 12） 1348.63 0.03 0.13 -0.09 -0.07 0.01 -1.14 -4.59

YK25 承 1351.09 0.68 1.39 1.84 2.13 2.66 2.76 2.03

YK25 潜

（潜观 13） 1372.04 0.43 0.71 0.71 -0.38 -1.07 -1.25 -2.14

W625 潜 1291.36 -0.08 -0.28 -0.43 -0.04 0.16 -0.04 -1.24

W113 潜 1379.05 0.12 0.10 0.13 0.15 0.15 0.28 0.38

W673 潜 1327.52 -0.04 -0.33 -0.69 -0.64 -0.19 -0.36 -1.03

备注：由于水源地持续开采中，且交替抽水，农业用水的季节性开采，水位变动幅度较大，

因此计算各个监测点年平均水位，以 2003 年为基准年，2004 年至 2013 年的各年平均水位与 2003

年的年平均水位对比，计算其差值，负值表示水位下降，正值表示水位上升。



表 11-3-2 承 1和潜观 3地下水位年变化值统计表

监测点地下水位年变化值(m/a)

2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2013 年

承 1 0 1.60 1.38 -3.80 -1.69 -1.70 -4.91 -0.92

潜观 3 0 0.04 0.20 -0.54 0.03 -0.08 -0.06 -0.03

备注：以年平均水位为基础，计算各年相对于上一年水位变动情况，2013 年计算值为

2010 年至 2013 年 4 年间平均变化值。负值表示水位下降，正值表示水位上升。

⑴承压水地下水水位变化情况

通过在水源地布置 10个承压水观测点，水源地内承压水水位变化呈明显的规律

性，盆地中心位置 YK18 承水位降幅 16.03m，YK7 承水位降深为 17.58m，为该区域最

大降深。由盆地中心向外围，水位下降幅度逐渐减小，而在边界区水位甚至上升，

如 YK24承、YK25承水位上升，从而形成降落漏斗，见图 11-3和图 11-4。从整体看，

降落漏斗在逐年扩大，水位继续下降，但漏斗面积增长率已减缓，水位下降幅度也

在变缓，漏斗范围仍然在勘探报告中预测的范围之内。在水源地的边界上的监测点，

包括 YK24 承、YK25承两个监测点，水位基本不受开采影响，甚至水位上升，说明其

也不受大气降水影响，属于径流型。

图 11-3 Ⅰ-Ⅰ’剖面承压水水头下降演变剖面图



图 11-4 Ⅱ-Ⅱ’剖面承压水水头下降演变剖面图

⑵潜水地下水位变化情况

通过在水源地布置的 11个潜水观测点，水源地内潜水水位变化呈明显的规律性，

在盆地中心位置，水位降幅较小，一般小于 1m，向东、北、西三个方向，潜水位降

幅逐渐增大，如至北部边界附近的 YK24 潜降幅达到 4.43m，主要原因是盆地中心位

置接受四周水流汇集，潜水补给条件好，而且部分地段能接受承压水的越流补给，

因此降幅较小，而地势较高区域的潜水补给源主要为大气降水，补给条件差，易受

影响，在盆地中心区水源地开采的同时，地势较高的区域也加大农业用水的开采，

其水位下降明显，如北部区的巴音布拉格村，有大量的农业耕地，采用潜水和承压

水混合成井进行抽水灌溉，开采导致潜水位下降，同时该区域地势较高，潜水位多

高于承压水位，在井内潜水补给承压水，导致潜水位进一步下降，因此北部区的水

位降幅较大。同样在工作区西南部的 YK23 潜，由于在监测点附近有 1900 亩的农业

基地，机井 200 眼左右，深度 50～300m，因此水位降幅达到 3.02m。而在其他地势

较高的地区，农业水浇地较少，农业用水开采量较小时，水位降幅较小。如南部的

W625 潜和西部 YK25 潜，水位降幅较小，分别为 1.32m 和 2.11m，而东部的 W113 潜



降幅仅 0.03m，基本不受水源区开采影响，主要受大气降水影响，属于气候型。总体

来说，潜水位降幅较小。

总之，水源地内承压水地下水动态成因类型属于开采型，承压水已形成降落漏

斗，而在水源地的边界区尚未受到开采的影响，观测井承 1 的降深表明盆地中心承

压水降深为 12.8m，大于环评时预测值，原因为本项目和博源水务公司以及当地农牧

业的地下水开采量总和大于当时预测时的开采量，导致水源地水位下降明显。水源

地内潜水水位变化呈明显的规律性，在盆地中心位置，水位降幅较小，一般小于 1m，

向东、北、西三个方向，潜水位降幅逐渐增大，如至北部边界附近的 YK24 潜降幅达

到 4.43m。总体来说，潜水位降幅较小。

4、居民饮用水井和灌溉水井调查

根据走访水源地居民调查可知，在中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项

目在此水源地取水前，水源地水源井范围内农牧民的部分水井可以实现自流，生产

生活很方便，成本也较低。以后随着取水强度的增加地下水位逐渐下降， 2009年底

以前在自家院里打的 5-10m 潜水井几乎全部无水或水量较少，由于地形的不同水源

地水位下降有所不同，根据建设地下水动态监测报告得知，该水源地地潜下降

1-4.43m，该水源地方圆 400km2 的村庄的饮水井、灌溉机井和目前饮水情况详见表

11-3-3。本项目水源井和其它项目水源水源井与保护目标的位置关系见图 3-9。

5、地下水调查与环评时地下水预测影响不一致的分析

原环评预测当大量开采承压水时，潜水水位亦会下降，其下降值平均不会超过

2m，漏斗中心的下降值不会大于 3m。但实际潜水水位降深约为 1～4.43m；观测井

承 1 的降深表明盆地中心承压水降深为 12.8m。

一是由于水源地范围内存在混采井；二是根据当地水资源规划和内蒙古自治区

人民政府（内政字【2003】403 号）文精神，水源地范围内不再增加其他工业用水户，

论证时只是本工程的取水量，不考虑其他工业用水户的取水量，而现在还有其他企

业在该水源地取水；三是内蒙古第二水文地质工程地质勘查有限责任公司编制的《神

华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》显

示，水源地内浇地用的深机井（300m 左右）由 2009 年的 200 余眼增加至 2012 年的

600 余眼，增加了 200%，耕地灌溉面积由 2009 年的 9060 亩增加至 2013 年的 24440

亩，增加了 169%；四是本项目和博源水务公司日均取水量达到 4.9万 m3（本项目取



水 2.3），超过了环评时的 4 万 m3/d。从而导致了实际调查和环评时水位有所变化。

内蒙古自治区人民政府（内政字【2003】403号）文见附件 18。

由于该水源地区域内存在其他方的工业取水现象，违背内政字【2003】403号文

件规定，为此神华鄂尔多斯煤制油分公司于 2011 年 7月 6日，以《关于神华煤直接

液化项目水源地有关情况的说明》（中油化鄂函【2011】23号）报告了鄂尔多斯市政

府，请求政府采取措施，制止其他企业取地下水，见附件 19。



表 11-3-3 水源地方圆 400km2的村庄与浩勒报吉水源地各取水井位置关系

序号村庄名称

距神华水源井最近距离、相对位置

关系（18眼井）

距博源水源井最近距离、相对位置关系（24眼井）

水源地开采前

村民房院内饮

用水井水深

现用院内饮用

水井深

现用浇灌

用水井深备注

1 巴音布拉格正南 2.2km 西南 12.8km 7-10m 自来水 60-80 距本项目水源井较近

2 杨家圪堵正南 0.5km 西南 12.7km 4-6m 10-18m 50-60 距本项目水源井较近

3 浩勒报吉四队东南 2.5km 西南 7.5km 4-6m 10-16m 50-60 距本项目水源井较近

4 浩勒报吉正南 0.5km 西南 8.8km 5-7m 自来水 50-60 位于本项目水源井中

5 缸房湾正东 5.0km 西南 2.1km 6-8m 10-15m 60-80 距博源水源井较近

6 南柳湾东南 2.5km 正南 1.2km 6-8m 10-15m 60-80 距博源水源井较近

7 中乃一组东南 7.0km 正南 3.5km 8-8m 11-16m 60-80 距博源水源井较近

8 中乃东南 8.0km 正南 1.8km 8-10m 11-16m 60-80 距博源水源井较近

9 中乃四队正东 8.2km 正南 500m 8-10m 11-16m 60-80 位于博源水源井中

10 塔比庙东北 6.0km 正北 200m 7-10m 10-15m 70-90 位于博源水源井中

11 察汗淖东北 8.0km 正北 600m 6-8m 10-15m 70-90 距博源水源井较近

12 胡同察汗淖东北 8.5km 正北 2.5km 8-12m 10-15m 70-90 距博源水源井较近

13 德清记正北 5.0km 西北 5.5km 7-10m 10-16m 70-90 距三个项目水源井都比较远

14 阿刀亥四队东南 3.2km 西南 10km 4-7m 10-14m 70-90 距本项目水源井较近

15 可口特拉西北 1.5km 西南 8.0km 5-10m 15-18m 70-90 距本项目水源井较近

16 阿刀亥西南 5.5km 西南 13.5km 6-10m 15-18m 70-90 距三个项目水源井都比较远

备注：方位为敏感点相对于水源井的，2009年底以前院内打的井几乎全部无水。



浩勒报吉水源地方圆 400km2范围内有村庄 16 处，各村庄与 2 家公司水源井位

置关系见表 11-3-3，及调查期间各村饮用水井已无水情况可知：水源地地下水的大

量开采，对当地居民饮用水井取水产生影响。

调查期间，浩勒报吉水源地方圆 400km2的 16个村庄抽查以前饮用水水井（4-10m

深）大部分无水，有水的井水量也较少，目前 16个村庄采用新打井（10-20m深）和

自来水的方式来解决饮用水问题。表明水源地地下水的大量开采对浩勒报吉水源地

方圆 400km2的 16个村庄居民饮用和农田灌溉取水产生影响。

11.3.2 地表水变化调查分析

1、浩勒报吉水源地降水量调查

水源地区内降水的主要形式以降雨为主，雪、冰雹、霜的降水形式少，为全年

降水量的 3%左右。受季风影响，不同年份的降水量差异大，多年降水量在 150.2～

432.3mm，最少年份为 2000年的 150.2mm，最多年份为 1985年的 432.3mm，多年平

均降水量为 324.30mm（见表 11-3-4）。不同月份的降水量差异也很大，降水多集中

于六、七、八三个月份，约占全年总降水量的 63.6%（见表 11-3-5）。

表 11-3-4 乌审召气象站 1985～2013 年年降水量统计表

年份 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

降水量

(mm) 432.3 269.2 281.1 291.3 306.3 413.4 332.2 374.3 196.7 316.4 388.0 350.2

年份 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

降水量

(mm) 274.4 368.3 254.8 150.2 302.0 429.2 379.7 356.0 161.9 350.0 427.8 377.8

年份 2009 2010 2011 2012 2013

降水量

(mm) 262.6 302.6 277.6 380.8 403.6

表 11-3-5 乌审召气象站多年月平均降水量统计表

月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

多年平均

降水量(mm) 2.0 3.4 11.3 16.0 32.8 41.6 80.8 83.9 32.3 13.1 5.0 2.1

2、苏北淖面积变化情况

根据《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量

调查报告》的苏贝淖面积变化情况。苏贝淖尔分布在区内中心低洼地带，其周围是

湖滨滩地。湖水矿化度很高，为内陆碱化湖。其水位年际间变化很大,湖水深一般 1～

3m。湖淖的补给主要有降雨形成的地表漫流的汇集及地下潜水的侧向流入和微承压



水的垂向顶托补给，由于该地区气候干旱蒸发强烈，使湖水大量消耗，但由于其补

给和消耗相对处于平衡状态，致使它能保持常年有水。

苏贝淖尔湖面面积随季节和年份变化较大。一般在枯水年份干旱季节水位下

降，湖面缩小；而在丰水年份雨季湖水上涨，湖面增大。其面积的变化情况见表

11-3-5。苏贝淖春季情况见图 11-5。

表 11-3-5 苏贝淖面积变化情况表

资料类型时间（年.月.日）比例尺面积（km2）备注

TM 卫片 1986.8.2 1/20 万 7.20

数据引用于：

《神华煤直接

液化项目浩勒

报吉水源地地

下水水位动态

监测及现状开

采量调查报

告》

水文地质测绘 1988.6 1/10 万 3.10

水文地质测绘 1991.7 1/5 万 3.00

详查时实地调查 1992.8.30 / 6.20

乌审旗水利局调查 2001.10.28 / 3.40

勘探时实地调查 2003.6 / 6.00

水资源论证调查 2005.11 / 2.90

TM 卫片 2007.8 / 7.03

HJ1B 卫片 2009.8 / 4.73

HJ1B 卫片 2010.8 / 4.13

HJ1B 卫片 2011.8 / 3.64

TM 卫片 2012.8 / 5.47

实测(动态监测报告) 2013.8 / 5.67

图 11-5 苏贝淖春季情况

2、地表水环境调查结果

根据表 11-3-5 和表 11-3-4，绘制了苏贝淖尔湖面面积变化与各年降雨量关系



曲线图（见图 11-6）。从曲线图分析，苏贝淖尔湖面的涨缩与降雨量呈对应关系，

即当年降雨量大，湖面积也相应扩张；降雨量减少，湖面积也相应收缩。这说明大

气降水是控制淖尔面积变化的主要因素（2010 年由于其降雨量多集中在 8月份后，

而淖尔拍摄日期为 8月份，故淖尔面积小，与降雨量对应）。



图 11-6 苏贝淖尔湖面面积变化与各年降雨量关系图



11.3.3 水处理达标情况监测

本次调查对水源管理站生活污水处理设施的的处理效果进行了监测。生活污水

处理设施的监测时间为 2012年 2月 11日至 2月 12日。

1、监测点位设置

对水源地管理站的生活污水处理设施出口水质进行监测。

2、监测项目及频次

监测项目：水温、pH、SS、NH3-N、CODcr、BOD5、动植物油和石油类。

监测频次：每天 2 次，连续 2 天。

3、测定方法

本次监测分析方法采用 GB8978-96《污水综合排放标准》中规定的监测分析方

法。

4、生活污水处理达标情况及分析

水源管理站生活污水处理设施达标情况分析见表 11-3-6。

表 11-3-6 生活污水处理达标情况分析

监测

点位监测时间水温 pH

SS

（mg/L）

CODcr

（mg/L）

氨氮

（mg/L）

BOD5

（mg/L）

石油类

（mg/L）

动植物油

（mg/L）

水源管理站生活污水处理设施出口

2012

年2月

11 日

上

午 17℃ 7.78 3 30 0.35 9 2.2 0.9

下

午 17℃ 7.73 3 32 0.35 11 1.9 1.1

2012

年2月

12 日

上

午 17℃ 7.74 7 20.4 0.37 7 2.3 1.2

下

午 17℃ 7.76 10 18 0.47 6 2.1 1.1

《污水综合排放标准》（GB8978

－1996）一级标准 6～9 70 100 15 20 5 10

达标率(%) 100 100 100 100 100 100 100

《农田灌溉水质标准》

GB5084-2005 旱作

5.5～

8.5 100 200 - 100 10 -

达标率(%) 100 100 100 - 100 100 -

由表 11-3-6 可知，水源管理站生活污水经处理后，pH、SS、NH3-N、CODcr、

BOD5、动植物油和石油类均的监测值均小于《污水综合排放标准》（GB8978－1996）

一级标准中的相应限值。各项监测值均小于《农田灌溉水质标准》GB5084-2005 旱

作标准中相应限值。



11.4 废水排放环境影响分析

本项目水源管理站生活污水经处理后直接排于附近的低洼地，由监测结果可

见，生活污水经处理后各污染物浓度均达到了《污水综合排放标准》（GB8978-1996）

一级排放标准和《农田灌溉水质标准》GB5084-2005 的旱作标准；且因其污水排放

量较小，其对环境的影响相对较小。

本项目配水站产生的生活污水直接散排，但因其产生量较小（约为 0.2m3/d），

其对环境影响相对较小。

11.5 排水管线沿线地下水环境质量状况调查

为了调查排水管线沿线地下水环境质量状况，本次调查对排水管线沿线的地下

水进行了监测，共布置了 5个监测点。

11.5.1 地下水监测

1.监测布点

在排水管线沿线布设了 5个监测点，分别为厂区三号门外、项目组焊厂房区、

苏家梁、李家村、项目灰渣场内。监测点的位置详见图 11-7。

2.监测频率

监测时间为 2012 年 11月 17-18日，每天采样 1次。

3.监测项目

监测项目：pH、色度、氨氮、总硬度、溶解性总固体、铁、锰、铜、锌、硫酸

盐、氯化物、高锰酸盐指数、氟化物、氰化物、砷、汞、镉、六价铬、铅、硝酸盐、

亚硝酸盐、钴、钼、挥发性酚类、镍、钨、细菌总数、总大肠菌群。同时测量井深、

水位和水温。

4.监测方法

按照原国家环保总局颁发的《水和废水监测分析方法》(第四版)及《地下水环

境质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ 类标准执行。

11.5.2 监测结果

排水管线沿线地下水水质监测结果见表 11-5-1。



表 11-5-1 地下水水质监测结果及分析统计表单位:mg/L

序号分析项目（GB/T14848-9

3）Ⅲ

监测结果

起点段

（煤制油 3 号门外）组焊厂房苏家梁李家村

终点段

（渣场）

17 号 18 号 17 号 18 号 17 号 18 号 17 号 18 号 17 号 18 号

1 井深（m） 65 65 70 70 68 68 50 50 105 105

2 水位（m） 62 62 59 59 64 64 48 48 58 58

3 水温（0C） 1.5 2 1.5 1 1 1.8 2 1.7 1 1.5

4 总大肠菌群（CFU/100mL） 3 未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出

5 菌落总数（CFU/mL） 100 20 55 38 65 48 80 50 25 35 65

6 砷(mg/L) 0.05 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L

7 汞（mg/L） 0.001 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L

8 氟化物（mg/L） 1 0.40 0.34 0.29 0.31 0.23 0.23 0.36 0.36 0.40 0.22

9 硝酸盐氮（mg/L） 20 2.23 2.21 1.50 1.40 1.87 1.86 1.53 1.52 2.07 1.85

10 色度(铂钴色度单位) 15 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

11 PH 值 6.5-8.5 8.07 8.08 8.09 8.09 8.17 8.17 8.13 8.13 8.12 8.12

12 铁（mg/L） 0.3 0.145 0.150 0.061 0.093 0.101 0.079 0.212 0.087 0.153 0.119

13 锰（mg/L） 0.1 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L

14 铜（mg/L） 1.0 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L



15 锌（mg/L） 1.0 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L 0.05L

16 氯化物（mg/L） 250 20 18 24 25 19 19 24 24 19 19

17 硫酸盐（mg/L） 250 94 93 139 147 94 95 146 148 106 94

18 总硬度（以 CaCO3计，mg/L） 450 198 164 162 180 216 188 188 200 196 178

19 溶解性总固体（mg/L） 1000 378 359 416 436 433 376 406 463 361 352

20 挥发酚类

（以苯酚计，mg/L） 0.05 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L 0.002L

21 钼(mg/L) 0.1 0.009 0.004 0.004 0.005 0.005 0.004 0.011 0.012 0.003 0.004

22 镍（mg/L） 0.05 0.009 0.008 0.011 0.017 0.012 0.010 0.011 0.026 0.015 0.012

23 氨氮（mg/L） 0.2 0.026 0.026 0.047 0.047 0.047 0.047 0.052 0.058 0.058 0.052

24 铅(mg/L) 0.05 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L 0.01L

25 镉(mg/L) 0.01 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L 0.001L

26 钴(mg/L) 0.01 0.008 0.007 0.006 0.007 0.005 0.006 0.003 0.005 0.005 0.007

27 六价铬(mg/L) 0.05 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L 0.004L

28 氰化物(mg/L) 0.05 0.001L 0.001L 0.003 0.002 0.002 0.002 0.002 0.002 0.003 0.002

29 钨(mg/L) / 未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出

30 亚硝酸盐氮(mg/L) 0.01 0.004 0.004 0.004 0.004 0.005 0.004 0.007 0.008 0.009 0.007

31 高锰酸盐指数(mg/L) 3 1.0 0.9 0.9 1.0 0.9 0.8 0.8 0.7 0.8 0.9

备注：经现场调查厂区三号门外距离排水管线较远（约 700m），此观测井对管线的泄漏不具有代表性；项目组焊厂房区和灰渣场内的监测井均位

于项目正式用地范围内、苏家梁、李家村内两口监测井位于煤矿开采村庄保护区内。



11.5.3 地下水环境质量状况监测评价

1、评价方法：

对地下水环境状况监测的结果进行统计整理，计算出各评价因子的标准指数，

采用标准指数法对各评价因子单项水质参数评价，计算方法如下：

Sij=Cij/Csi

式中：Sij－污染物 i 在 j 点的指标指数；

Cij－污染物 i 在 j 点的浓度（mg/L）；

Csi－污染物 i 的地表水水质标准（mg/L）。

pH 的指标指数：

SpH，j=(7.0-pHj)/(7.0-pHsd) pHj≤7.0

SpH，j=(pHj-7.0)/(pHsu-7.0) pHj>7.0

式中：SpH，j－pH 在第 j 点的指标指数；

pHj－j 的 pH 值；

pHsd－地表水水质标准中规定的 pH 值下限；

pHsu－地表水水质标准中规定的 pH 值上限。

水质参数的标准指数大于 1，表明该水质参数超过了规定的水质标准限值，水

质参数的标准指数越大，说明该水质参数超标越严重。

2、评价结果及分析：

水质现状监测结果评价根据《地下水环境质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ 类标

准执行，采用单因子指数方法进行，现状评价结果见表 11-5-1。

根据排水管线周围 5 处地下水监测点的监测结果表明，其所监测 pH、色度、氨

氮、总硬度、溶解性总固体、铁、硫酸盐、氯化物、高锰酸盐指数、氟化物、氰化

物、硝酸盐、亚硝酸盐、钴、钼、镍、钨、细菌总数、总大肠菌群等 18 项水质指标

均能够满足《地下水环境质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ 类标准；锰、铜、锌、砷、

汞、镉、六价铬、铅、钨、挥发性酚类等其它 10项水质指标均为未检出。总之，排

水管线沿线地区地下水水质较好。



表 11-5-1 地下水水质监测结果及分析统计表单位:mg/L

序号分析项目（GB/T14848-93）

Ⅲ

监测结果

起点段

（煤制油 3 号门）阻焊厂房苏家梁李家村

终点段

（渣场）

标准

指数

达标情

况

标准

指数

达标情

况

标准

指数

达标情

况

标准

指数

达标情

况

标准

指数

达标情

况

1 总大肠菌群（CFU/100mL） 3 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

2 菌落总数（CFU/mL） 100 0.475 达标 0.515 达标 0.64 达标 0.375 达标 0.5 达标

3 砷(mg/L) 0.05 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

4 汞（mg/L） 0.001 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

5 氟化物（mg/L） 1 0.37 达标 0.3 达标 0.23 达标 0.36 达标 0.31 达标

6 硝酸盐氮（mg/L） 20 0.111 达标 0.073 达标 0.093 达标 0.076 达标 0.098 达标

7 色度(铂钴色度单位) 15 0.2 达标 0.2 达标 0.2 达标 0.2 达标 0.2 达标

8 PH 值 6.5-8.5 0.716 达标 0.727 达标 0.780 达标 0.753 达标 0.747 达标

9 铁（mg/L） 0.3 0.492 达标 0.257 达标 0.300 达标 0.498 达标 0.453 达标

10 锰（mg/L） 0.1 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

11 铜（mg/L） 1.0 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

12 锌（mg/L） 1.0 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

13 氯化物（mg/L） 250 0.076 达标 0.098 达标 0.076 达标 0.096 达标 0.076 达标



14 硫酸盐（mg/L） 250 0.374 达标 0.572 达标 0.378 达标 0.588 达标 0.4 达标

15 总硬度（以 CaCO3计，mg/L） 450 0.402 达标 0.38 达标 0.449 达标 0.431 达标 0.416 达标

16 溶解性总固体（mg/L） 1000 0.369 达标 0.426 达标 0.405 达标 0.435 达标 0.357 达标

17 挥发酚类

（以苯酚计，mg/L） 0.05 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

18 钼(mg/L) 0.1 0.065 达标 0.045 达标 0.045 达标 0.115 达标 0.035 达标

19 镍（mg/L） 0.05 0.17 达标 0.28 达标 0.22 达标 0.37 达标 0.27 达标

20 氨氮（mg/L） 0.2 0.13 达标 0.235 达标 0.235 达标 0.275 达标 0.275 达标

21 铅(mg/L) 0.05 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

22 镉(mg/L) 0.01 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

23 钴(mg/L) 0.01 0.75 达标 0.65 达标 0.55 达标 0.4 达标 0.6 达标

24 六价铬(mg/L) 0.05 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标 \ 达标

25 氰化物(mg/L) 0.05 / 达标 0.05 达标 0.04 达标 0.04 达标 0.05 达标

26 钨(mg/L) / / 达标 / 达标 / 达标 / 达标 / 达标

27 亚硝酸盐氮(mg/L) 0.01 0.4 达标 0.4 达标 0.45 达标 0.75 达标 0.8 达标

28 高锰酸盐指数(mg/L) 3 0.317 达标 0.317 达标 0.283 达标 0.25 达标 0.283 达标



11.6 调查结论及建议

本项目对水环境的影响主要来源于：一是配水站及水源地管理站产生的生活污

水对地表水及地下水环境的影响，二是供水水源井取水对地下水资源的影响。

配水站产生的生活污水未经处理直接散排，因其产生量较小，其对环境的影响

相对较小。水源地管理站生活污水经污水处理设施处理后排至附近的低洼地，由监

测结果可知，水源地管理站经处理后的污水的 COD、BOD5、NH3-N、石油类等各污染物

的浓度均满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准和《农田灌溉水质标

准》GB5084-2005的旱作标准；加之其污水排放量较小，所以，水源地管理站经处理

后的污水排至附近的低洼地，对其所在区域的水环境影响相对较小。

根据排水管线周围 5处地下水监测点的监测结果表明沿线地下水水质良好。

水源地 2012 年农牧业开采量（含生活用水）根据定额计算为 2.12 万 m3/d，工

业用开采量为 5.54 万 m3/d，总开采量已达 7.66 万 m3/d。2013 年农牧业开采量（含

生活用水）根据定额计算为 2.42 万 m3/d，工业用开采量为 3.12 万 m3/d，总开采量

为 5.54万 m3/d。根据《内蒙古自治区乌审旗浩勒报吉水源地供水水文地质勘探报告》

地下水资源储量评审意见书。提交的 B 级地下水允许开采量为 8 万 m3/d，其中现状

开采量为 1.5万 m3/d，可增加开采量 6.5万 m3/d。本项目批复取水量为每年 1309万

m3，应占水源地可开采量的 44.8%，现状实际仅占 32.4%，由此可见，本工程开采地

下水对水源地范围内地下水资源的变化有一定的贡献率，但不是主要方面。为进一

步减少本项目取水对水源地的各种不利影响，项目建设单位拟利用周边矿井水逐步

替代水源地的地下水源，并将于 2015年 8月建成和投用相关设施。

替代水源位于厂区东北方向约 10km的乌兰矿，该矿区为一座废弃的露天矿坑，

矿坑现有储水量约 5000 万 m3，最大可供水量 2210.2 万 m3/a。业主已与替代水源所

有者--鄂尔多斯泰华水务公司签订了供水协议（见附件 24），该协议中明确由供水

方建设供水管线至业主净水厂，管线建设与净水厂同步，供水水源水质指标见表

11-6-1。替代水源经高效沉淀、V型过滤池、超滤、反渗透处理工艺处理后满足工业

生产用水需求进入生产水管网。



表11-6-1 替代水源水质数据表项目单位限定基准值允许最大偏离值

关键指标

氯离子 mg/L ≤16 25

CODMn mg/L ≤10 15

TOC mg/L ≤3 3.6

TDS mg/L ≤260 280

总硬度（以CaCO3计） mg/L ≤180 200

关注指标 PH mg/L 8～8.5 8.8

悬浮物 mg/L ≤3 5

浊度 NTU ≤2 3

硫化物 mg/L 未检出未检出

总铁 mg/L ≤0.05 ≤0.06

钙硬度（以CaCO3计） mg/L ≤100 120

酚酞碱度 mg/L 无无

总碱度 mg/L ≤160 170

氨氮 mg/L ≤0.05 ≤0.06

总磷 mg/L ≤0.05 ≤0.06

硫酸根 mg/L ≤120 150

水中油 mg/L ≤1 1.5

上述替代方案以获得内蒙自治区水利厅批复同意（见附件25）。

在乌兰矿周边尚有其他正在开采的煤矿，供水方将收集矿坑排水作为供水水源。

因此，在一定时限内能够满足本项目先期工程（第一条生产线）的用水需求。鉴于

业主目前正在开展煤直接液化项目二、三条线相关前期工作的变更（计划 2015—2016

年完成），因此，长远来看，需要结合正在开展的煤直接液化项目二、三条线水资

源论证变更统筹考虑水源及其可靠性。具体替代实施计划见附件 21。

水源地内承压水地下水动态成因类型属于开采型，承压水已形成降落漏斗，而

在水源地的边界区尚未受到开采的影响，观测井承 1 的降深表明盆地中心承压水降

深为 12.8m。水源地内潜水水位变化呈明显的规律性，在盆地中心位置，水位降幅较

小，一般小于 1m，向东、北、西三个方向，潜水位降幅逐渐增大，如至北部边界附

近的 YK24 潜降幅达到 4.43m。总体来说，潜水位降幅较小。

建议：

⑴加强管理，保证水源地管理站处理后的生活污水用于站场周围绿化或道路洒

水抑尘，做到污废水全部利用。

⑵业主单位应结合《水资源论证后评估报告书》的结论和建议，切实按照水资

源管理要求，配合当地政府及有关部门加强对地下水的监测，防止本项目取、退水



等对区域水环境和其它用水户造成不利影响。

⑶根据鄂尔多斯市水资源严重缺乏以及国家水利产业政策和严格水资源管理制

度的要求，地下水资源是属于国家严格保护的资源，一般情况是不允许作为工业生

产用水水源的。鉴于该项目立项的特殊性，建议神华煤直接液化项目业主单位，在

加大节水技术改造，提高水资源利用效率的同时，结合区域内生活、农牧业和工业

生产用水需求的变化，在煤直接液化项目二、三条线建设时，通过水权转换的方式，

寻找替代水源，逐步将现在用于工业生产的优质地下水置换出来，实现水资源的节

约使用、优质优用、高效利用和优化配置。

⑷替代水源净水厂正式投用前应完善相关环保审批手续，按照水源替代实施计

划逐步实现水源替代。

⑸建议结合煤直接液化项目二、三条线建设，增补排水管线起点处的监测井，

同时将组焊厂房区、灰渣场内、苏家梁、李家村的监测井作为长期有效的排水管线

泄漏观测井。

⑹按照水源地动态监测计划内容持续开展地下水动态监测，目前已与内蒙古第

二水文地质工程地质勘查有限责任公司签订编制 2014年和 2015年《神华煤直接液

化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》，具体见附件

23。并将该监测工作持续到不在水源地取水为止（附件 28）。



12声环境影响调查分析

12.1 声污染源调查


管线工程和输油管廊工程噪声源为水源管理站的加压泵和水源地巡检道路的车辆噪

声。

12.2 噪声现状监测与分析

经现场调查可知，水源管理站西侧约 40m 处有 1户居民，其它方向 300m内无敏

感点。

1、监测点布设

⑴场界噪声

水源管理站四周厂界外 1m各布设 1点。

⑶ 境噪声：

水源管理站西侧 40m 处的 1 户敏感点窗前 1m 处各布设 1 点。具体位置详见图

12-1。

图 12-1 噪声监测布点示意图



2、监测项目及频次

监测项目：等效声级 Leq（A），连续监测 2 天。

监测频率：连续监测 2 天，昼夜各监测 1 次。

3、测定要求和方法

监测时各设施运行正常。监测方法按照相关标准和技术规范中的规定进行。

4、监测结果与分析

监测时各设备运行正常，噪声监测结果见表 12-2-1。监测报告见附件 7。

表 12-2-1 噪声监测结果单位：dB(A)

日期

测点

2012年2月11日 2012年2月12日

昼间夜间昼间夜间

水源管理站

边界

东 48.2 43.6 48.3 43.9

南 48.1 43.3 47.7 42.8

西 50.2 44.9 52.3 45.5

北 47.3 43.1 47.5 43.7

标准 65 55 65 55

零散户水源管理站西

40m处 50.8 45.5 51.5 45.7

标准 60 50 60 50

本次验收调查，运营期厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-1990）

Ⅲ类标准，同时按《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3 类标准进

行校核。其它区域执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096-1993）3 类标准，同时

采用《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 3 类标准进行校核，敏感附近按《声环

境质量标准》（GB3096-2008）中 2 类标准进行评价。

根据监测结果，水源地管理站厂界噪声昼间在 47.3-52.3 dB(A)之间，夜间在

42.8-45.5dB(A)之间，各测点昼夜噪声均达到了《工业企业厂界噪声标准》

（GB12348-1990）中 3 类标准，同时达到了《工业企业厂界环境噪声排放标准》

（GB12348-2008）中的 3类标准。

距离水源地管理站西 40m处 1户敏感点，昼间和夜间均满足《声环境质量标准》

（GB3096-2008）中 2 类标准。

12.3 巡检道路噪声影响分析

根据水源地水源井巡检规章，得知每天每个水源井检查一次，每条巡检砂石道

路每天通过 2-4 量巡检车辆，且运行时速约为 40km/h，噪声对巡检道路两侧的居民



影响较小。



13文物古迹影响调查

成吉思汗陵座落在伊金霍洛旗的伊金霍洛镇甘德利草原上，规划控制用地为 80

平方公里。成吉思汗陵文物保护单位具有融草原之爽、地灵之奇、高原风貌之神、

集民族风情于一体的显著特点。成吉思汗陵于 1982年被国务院确定为全国重点文物

保护单位后，国家和地方多次拨款进行修缮，使这里成为著名的文物保护单位。正

因为如此，才使成吉思汗祭奠入选中国第一批非物质文化遗产。在这一基础上，将

成吉思汗祭祀文化申报为世界文化遗产。

成吉思汗陵文物保护单位分为重点文物保护区和一般文物保护区，以成吉思汗

陵为中心 2km 范围内为重点文物保护区，以成吉思汗陵为中心 8km 范围内为一般文

物保护区，具体位置见附图 1。

经调查供水管线在 K60-K70 段距离成吉思汗陵园一般文物保护区南界最近处约

为 2.2km。该段管线深埋地下，目前地表植被恢复的和原有植被一样，对成吉思汗陵

园文物保护区无影响。



14 环境管理及风险应急措施调查

14.1 建设项目“三同时”执行情况以及配套环保设施的建设情况

本项目根据《中华人民共和国环境保护法》和《建设项目环境保护管理办法》

的规定进行了环境影响评价，履行了建设项目环境影响审批手续，落实了环评报告

书以及批复提出的有关生态保护及污染防治措施，执行了环保设施与主体工程同时

设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”制度。

14.2 环境管理情况

为加强环保管理，中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司设置了

安全健康环保部（以下简称“安健环部”），并配备专职的环保管理人员，负责全

厂范围内污染物排放的监督检查及污染治理、管理工作，并建有完善的环保管理制

度对企业环保工作进行监督管理。

14.2.1 日常环境管理


管线工程和输油管廊工程的日常环境管理由公司安健环部负责实施。神华煤制油化

工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司于 2008 年 10 月制定了《环境保护管理程序》，

明确了环境管理工作的范围和权限，对项目环保工作的范围和职责规定如下：

1、安全健康环境保护部是煤直接液化项目环境保护、监督检查和实施管理的主管部

门，项目区范围内环境优化、绿化、水土保持、文明施工、废物倾倒、卫生保洁等

一切环保业务均为管理范围，环保主管部门有权对违反环境保护相关法规，影响和

破坏项目区环境的行为进行监督处罚。

2、负责监督环保“三同时”的执行情况。负责委托并监督施工管理承包商管理建设

项目的现场，杜绝或减少施工期间的排污。

3、在日常运行与维修过程中，环保管理工作主要是对废水、废气、固体废物、噪声

等污染物排放方面的重要环境因素进行管理和控制，保证本公司所有外排污染物符

合国家和地方的排放标准，各生产装置分级控制口排污达到公司内部控制指标要求。



同时，为保证各类环境管理的有效实施，安健环部还相应制定了各类管理程序及管

理规定，包括《环境因素识别与评价程序》、《放射性管理程序》、《事故管理程

序》、《废气排放管理规定》、《污水排放管理规定》、《噪声污染管理规定》、

《固体废物管理规定》、《环境监测管理规定》、《建设项目“三同时”管理规定》、

《事故责任人处理规定》、《文件控制管理程序》、《记录控制控制管理程序》等。

14.2.2 环境风险防范及应急措施调查

本工程风险事故主要为输油管廊泄漏引发的火灾、爆炸和排水管线污水泄漏对

地下水的污染。输油管廊和排水管线在设计和施工中，尽量避开不良地质地段和居

民区，根据现场调查排水管线不穿越公路、季节性河流（干沟）和居民区。输油管

道最低点位于项目油品装卸区，经现场核查，油品装卸区东侧乌兰木伦河堤防坝顶

与油品装卸区相对高差不小于 2m（坝顶高于装卸区），管道突发事故油品泄漏最大

量约 207m3。因此，该泄露量无进入乌兰木伦河河道的可能性。

建设单位针对不同类别的环境风险事故分别制定了《突发环境事件应急预案》、

《环保储运生产污水排二渣场蒸发塘管线泄漏现场处置方案》、《环保储运生产中

心罐区至山下火车装卸区输油管道泄漏现场处置方案》。环境污染事件专项预案中

设置了组织机构及职责、信息报告程序、预防预警、应急处置及应急物资与装备保

障等。并根据生产环节不同制定了污水管线和输油管廊的现场处置方案。处置方案

中制定了事故处理步骤、应急物资的数量及存放地点及注意事项等。同时，建设单

位还制定了详细的应急演练计划，并定期进行了演练。应急预案分别见附件 14、15、

16。

自工程试运行以来，未发生过漏油、火灾或爆炸等风险事故。

14.3 环境监测情况调查

为了使公司的环境监测得到有效控制，确保环境监测分析质量，为企业污染治

理提供可靠依据，公司制定了《环境监测管理规定》，并按照管理规定进行实施。

根据公司制定的《环境监测管理规定》，安健环部负责制定公司环境监测计划；

负责环境监测技术指导和监督；负责与当地环境监测部门的工作联系。安健环部和



生产管理部负责安排临时性环境监测任务。

按照环境监测管理计划，日常的环境监测主要由分公司下设的环境监测站组织

实施，并负责完成分公司环境监测计划任务；负责完成临时性环境监测任务；负责

环境监测质量控制；负责环保监测数据的统计和报出；负责环境监测人员的上岗资

格和日常技术培训。

14.4 档案管理情况

项目各种有关立项、批复等基建档案、技术档案以及环境保护方面的文件、批

复等资料统一由神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司质量技术部档案管

理室管理，有 5名工程师专职负责管理档案工作。

14.5 风险保护目标措施

中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司截止 2012年 9月已对马家

塔村进行了搬迁，管道两侧无村庄。

14.6 调查结论与建议

通过研阅相关资料和现场调查发现，中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化

项目的配套工程厂外供水工程、排水管线工程和输油管廊工程的建设、运营阶段都

对环境保护工作比较重视，管理机构已建立，环境管理职责明确。



15公众意见调查

15.1 调查目的

公众意见调查是建设项目竣工环境保护验收调查工作的重要内容之一，也是进

行调查工作的重要方法和手段。

为了更客观地反映工程建设不同时期对矿区范围及周边的自然环境和社会环境

产生的影响，特别是施工前期和施工期曾经存在的各方面的环境影响问题，了解受

影响区域公众的意见和要求，并明确工程设计、建设过程中遗留的环境问题及目前

可能的遗留问题，弥补项目设计、建设过程中的不足，以便提出解决对策建议，进

一步改进和完善该工程的环境保护工作，本次验收调查在输水管线、排水管线和输

油管廊沿线和水源地范围内可能受到工程影响的居民进行公众意见调查工作，并向

当地环境保护机关了解工程的环境保护情况和公众投诉情况，充分考虑公众的意见

和看法，起到公众监督的作用。

15.2 调查对象、方式及内容

本次调查对象包括输水管线、排水管线和输油管廊沿线和水源地范围内直接受

工程影响的居民个人，如征地牧民、受噪声、大气影响人群以及拆迁农牧民等以及

地方政府、土地、环保、水利等有关主管部门等。调查方式采用随机询问、现场记

录和发放表格方式进行。

在 2015 年 5 月 10 日至 5 月 20 日，建设单位及评价单位就项目所在的村庄以问

卷的形式进行了调查，发放问卷 100 份，共收回问卷 100 份，回收率 100%，其中有

效问卷 100 份。

本次调查的公众对象主要针对水源地及输水管线、输油管廊周围的农牧民，调

查人数共 100人。其中输水管线中间段居民 12 人，占总调查人数的 12%；输油管廊、

排水管线、输水管线终点段居民 27 人，占总调查人数的 27%；输水水源地及输水管

线起点段居民 61人，占总调查人数的 61%。具体调查内容见表 15-2-2。

本次调查公众对象特征为：男性 79人，占总调查人数的 79%；女性 21人，占总

调查人数的 21%。调查对象的年龄段主要集中在 31-50 岁，共 79 人，占总调查人数



的 79%。

神华集团有限公司煤直接液化项目

表 15-2-1 厂外供水、污水管线和输油管廊工程公众意见调查表

您好！神华集团有限公司煤直接液化项目厂外供水、污水管线及输油管廊工程即将进行竣工环境

保护验收。针对该工程建设期间和运行期对周围环境造成的影响征求您的意见。

该工程包括厂外供水工程、污水管线工程、输油管廊工程及水源地取水工程。其中，输水管线起

始于乌审旗浩勒报吉乡的水源地管理站，终点接入煤液化厂接水点，途经伊金霍洛旗的纳林希里乡、

红庆河乡、伊金霍洛苏木、布连乡，总体走向呈东～西向，管线全长 99.79km；污水管线从液化厂区

至蒸发塘，长度为 9km；输油管廊从液化厂成品油罐区至铁路装卸厂区，长度为 1.35km。

供水工程于 2005年 6月 12日开工建设，2005年 11月 5日全线贯通；污水管线于 2006年 5月开

工建设，2007年 8月竣工并投入使用；输油管线于 2006年 2月开工建设，2008年 9月竣工并投入使

用。

被调

查者

姓名性别年龄

民族文化程度联系电话

工作单位或住址

调查内容

1.您对输油管道危险性是否了解？有危险无危险不清楚

2.您对管道建设征地、拆迁及补偿政策是否满

意？满意基本满意不满意不清楚 — —

3.您对本工程生态恢复措施是否满意？满意基本满意不满意无所谓 — —

4.您认为本工程施工期对农牧业生产的影响？较大较小无影响 — — —

5.本工程施工期对您影响最大的是？噪声扬尘废水生态破坏 — —

6.供水工程对您饮水的影响程度如何？严重一般轻微不清楚 — —

7.本工程运营期您最关心的问题？管道安全环境污染其他 — — —

8.您对该工程环境保护工作的总体评价？满意基本满意不满意 — — —

9.您觉得工程建设期间和建成后对您的生产生活还有哪些影响？

10.您对该工程的的环境保护工作有何建议？

注：在表中您所选的项目( )内打√，谢谢合作。填写部分可附纸说明。

调查日期：年月日



表 15-2-3 调查对象特征结果统计

调查内容人数（个）占总人数比例（%）

性别男 79 79

女 21 21

年龄

20～30 8 8

31～40 47 47

41～50 32 32

50以上 13 13

民族汉族 82 82

其他名族 18 18

文化水平

小学 22 22

初中 31 31

中专及高中 32 32

大专及大专以上 15 15

本次公众参与对象从年龄结构、文化程度、性别、民族和居住地等方面均比较

客观地反映了当地群众的实际情况，具有一定的代表性和广泛性，说明本次调查结

果可以客观、充分地反映当地群众对本项目的态度和意见。

表 15-2-4 公众参数调查统计结果

序号调查内容内容人数比例%

1 您对输油管道危险性是否了解

有危险 20 20

无危险 27 27

不清楚 53 53

2 您对管道建设征地、拆迁及补偿政策是否

满意

满意 48 48

基本满意 49 49

不满意 0 0

不清楚 3 3

3 您对本工程生态恢复措施是否满意

满意 52 52

基本满意 43 43

不满意 0 0

无所谓 5 5

4 您认为本工程施工期对农业生产的影响

较大 1 1

较小 52 52

无影响 47 47

5 本工程施工期对您影响最大的是

噪声 32 32

扬尘 44 44

废水 6 6

生态破坏 18 18

6 供水工程对您饮水的影响程度如何严重 0 0



一般 44 44

轻微 36 36

不清楚 20 20

7 本工程运营期您最关心的问题

管道安全 26 26

环境污染 37 37

其他 37 37

8 您对该工程环境保护工作的总体评价

满意 65 65

基本满意 35 35

不满意 0 0

您觉得工程建设期间和建成后对您的生产生活还有那些影响？

您对工程的环境保护工作有何建议？

被调查者认为本工程施工期影响最大的是噪声和扬尘占 76%、废水占 6%、生态

破坏占 18%；被调查者认为本工程施工期对农业生产的影响较小的占 52%、较大的占

1%、无影响占 47%；被调查者最关心的问题是管道安全占 26%、环境污染 37%、其他

占 37%；被调查者对管道建设征地、拆迁及补偿政策满意和基本满意的分别占 48%和

49%、不清楚占 3%；被调查者认为输油管道有危险占 20%、无危险占 27%、不清楚占

53%；被调查者对本工程生态恢复措施表示满意和基本满意分别占 52%和 43%、无所

谓占 5%；被调查者认为供水工程对饮水有轻微影响的占 44%，影响一般的占 36%、不

清楚者占 20%；100%的被调查者对该工程环境保护工作表示满意和基本满意，无不满

意者。

15.3.2 走访地方政府部门调查结果

调查报告编制期间，走访和书面咨询项目所在地地方政府、环保等有关主管部

门等。主要议题是取水工程对当地居民生活用水的影响，以及相应的减缓措施。走

访结果如下：

（1）取水工程对当地居民的生活用水产生了一定影响。

（2）咨询伊金霍洛旗、乌审旗政府和伊金霍洛旗环境保护局，咨询结果是验收



调查期间没有收到反对意见。

（3）工程对受影响的居民给予一定的电费补偿，还给当地牧民提供就业机会和

修变电站等。

15.4 调查结论与建议

(1)调查结论

本项目公众意见调查采取了问卷抽样调查和走访咨询调查相结合的方法，调查

内容各有侧重。

通过公众意见调查可知，中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目输水管

线、污水管线和输油管廊在施工期间加强了环境管理，对周围环境影响较小。30.9%

的被调查者认为取水工程对周围居民饮水有影响。

建设单位为了解决取水对当地居民生活用水和生产用水带来的不利影响，建设

单位截止目前已连续拨款 9 年给当地供电部门，用于给受影响居民补偿。建设单位

还为当地群众提供了以下支持，一是投资 1140.5 万元，为当地建设了 110千伏变电

站一处， 2007年已投入使用。二是录用当地适宜人员到水源管理站工作，解决就业

24 名。三是投资 300 多万元在修筑水源井检修道路时兼顾了当地群众的出行。将水

源地取水井之间的沙石路工程建设维护全部交给当地群众，增加了农牧民的收入。

(2)建议

建议建设单位对水源地受影响居民的用水给予重视，采取更有效补救措施，保

证水源地居民的正常用水需要。按照水源替代实施计划逐步完成水源替代。



16环保补救措施及建议

针对环境影响分析、环保措施调查和有效性分析，对于目前存在较大环境影响

问题，提出了相应的环境保护整改措施与建议，以进一步避免或减轻中国神华煤制

油化工有限公司煤直接液化项目输水管线、排水管线和输油管廊的建设对周围环境

的影响。

16.1 目前存在的环保问题

根据环境影响和环境保护措施调查与分析，该项目目前遗留的主要环境影响以

及问题为：一是取水工程已对水源地居民的生活和生产用水造成了一定的影响，采

取了一定补偿措施。二是《水源地植被盖度变化报告》说明水源地植被受到取水的

影响；三是未对水源地植物群落的面积、种类、生长情况等进行动态监测。四是水

源地地下水开采量总和大于当时环评预测时的开采量，导致水源地水位下降明显，

超出环评预测范围。

16.2 大气污染防治措施建议

建议水源管理站的锅炉运行时燃煤要采用高发热量、低灰分、低硫的精煤。另

外，要采用频加煤、少加煤的燃烧方式，保证烟尘和 SO2稳定达标排放。

鉴于《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中规定 7MW 以下热水锅炉

将于 2016 年 7 月 1 日执行，该锅炉排放的污染物将不满足新的大气污染物排放标准，

因此，建议业主单位抓紧实施相关改造，确保 2016 年供暖期锅炉大气污染物排放达

到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）标准。

16.3 水环境影响减缓措施建议

⑴加强管理，保证水源地管理站处理后的生活污水用于站场周围绿化或道路洒


⑵业主单位应结合《水资源论证后评估报告书》的结论和建议，切实按照水资





⑶根据鄂尔多斯市水资源严重缺乏以及国家水利产业政策和严格水资源管理制







⑷替代水源净水厂正式投用前应完善相关环保审批手续，按照水源替代实施计


⑸建议结合煤直接液化项目二、三条线建设，增补排水管线起点处的监测井，

同时将组焊厂房区、灰渣场内、苏家梁、李家村的监测井作为长期有效的排水管线

泄漏观测井。

⑹持续按照水源地动态监测工作计划内容开展地下水动态监测，目前已与内蒙

古第二水文地质工程地质勘查有限责任公司签订编制 2014年和 2015年《神华煤直

接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》。2015年后

业主将按照水源地动态监测计划内容（附件 28）持续进行地下水位动态监测，并将

该项监测工作持续到不在水源地取水为止。

16.4 声环境措施建议

建议加强对加压泵的维护和加压泵房窗户的修缮，确保水源管理站厂界噪声长

期稳定达标排放。

16.5 固体废弃物补救措施与建议

水源管理站的生活垃圾要及时运至当地环卫部门指定地点集中处理，避免长时

间堆放于固定垃圾堆放点。



16.6 生态环境补救措施与建议

建议后续植物群落和植被恢复的动态监测应包括水源地典型植物群落盖度、物

种组成、高度及生物量变化等内容，持续按照水源地动态监测工作计划内容开展动

态监测，并将该项监测工作持续到不在水源地取水为止。

16.7 社会环境补救措施与建议

建议采取更有效措施妥善解决取水给当地居民生产和生活用水带来的不利影

响。

16.8 环境管理与监测计划

日常监测工作的开展一方面可及时有效地检测各污染处理设施的有效性，对设

备及时维护，保证其正常运行。另一方面可预防水源地因取水导致生态环境的恶化

和水位下降引起对当地居民生产和生活用水的影响，为建设单位日常的环境管理提

供技术依据。

1、本项目基本按要求进行了地下水动态监测和生态环境动态监测，要求按环评

进一步开展对水源地植物群落的面积、种类、生长情况等进行动态监测。

2、为保证各污染设施的正常运行和水源地水位下降对当地居民的生产和生活用

水影响及时采取有效措施。本次调查建议建设单位按以下计划委托当地有资质单位

进行如下监测。具体建议见表 16-8-1。

表 16-8-1 运营期环境监测计划

监测内容监测项目监测点设置监测频率

生活污水 pH、石油类、氨氮、COD、BOD5 生活污水处理设施的出口每年 2次

声环境连续等效 A声级水源管理站和水源管理站西 40m处的

敏感点每年 2次

地下水水位变化 400km2内持续开展地下水位动态监测每月 1次

生态环境植被盖度、水源地典型植物群落盖

度、物种组成、高度及生物量 400km

2内持续开展生态环境动态监测

每年 8月

监测 1次

排水管线

色度、pH、COD、氨氮、总硬度、

溶解性总固体、硫酸盐、氯化物、

硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类。

排水管线沿线监测井每季度 1

次



17调查结论与建议

17.1 项目完善调查说明

17.1.1 重新委托情况说明

2011 年 10月调查单位（内蒙古自治区环境科学研究院）受业主委托编制《中国

神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目供水管线、排水管线、输油管廊工程竣工

环境保护验收调查报告》， 2012年 9月编制完成了调查报告，并上报环境保护部。

环境保护部环境工程评估中心于 2012年 9月 5 日在北京市召开了《中国神华煤制油

化工有限公司煤直接液化项目供水管线、排水管线、输油管廊工程竣工环境保护验

收调查报告》技术审查会。会后调查单位根据专家意见对验收调查报告内容进行修

改完善。环境工程评估中心出具了审查意见，审查意见主要内容：由于该项目未按

环评批复要求，对浩勒报吉水源地生态环境和水环境进行动态监测，导致项目及区

域无序取用地下水引发的生态和水环境问题没有得到及时发现，目前造成的环境和

生态影响程度大大超出环评预测结果。建设单位应立即开展回顾性评价，尽快采取

针对性的补救措施和实施方案，并结合区域生活、生产用水需求，重新论证区域水

资源配置的环境可行性。

项目单位在取得审查意见后，后续做了如下工作：

⑴项目单位先后采取了一系列节水措施，确保净化水回用率达到 98%以上，2014

年底建成部分净水设备，实现替代地下水 300m3/h,并于 2015年 1月封闭了 5眼井，

目前正在实施水源替代计划，预计 2015 年 8 月建成 1050 m3/h 规模的净水厂，将逐

步取代生产用水，具体见附件 21。

⑵编制了《中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目水资源论证后评估报

告书》（内蒙古农业大学，2013.12），并取得了内蒙古自治区水利厅《关于印发神华

煤直接液化项目水资源论证后评估报告审查意见的函》。

⑶2015 年 6 月编制完成了《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地植被盖度变化

报告》（内蒙古大学生命科学院生态与环境科学系，2015.6），其中数据截至 2013年，

具体见附件 22；目前该单位正在编制 2014年度水源地植被盖度变化报告（遥感解译

数据见附件 26）；项目单位于 2015 年 4 月委托该单位编制 2015-2017 年水源地植被

监测报告（监测内容包括植被盖度、植物种类、高度、生物量、绘制土地利用图和



植被图、测定干土层厚度和土壤水分，并要求编制年度报告）。业主将按照水源地动

态监测计划内容（附件 28）持续进行生态环境动态监测，并将该项监测工作持续到

不在水源地取水为止，并依据《中华人民共和国草原法》的相关要求，公司也将及

时向政府草原管理部门上报水源地植被监测报告，以便采取有效的控制和保护措施，

持续保护水源范围内的生态环境。

⑷编制了《神华煤直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开

采量调查报告》（内蒙古第二水文地质工程地质勘查有限责任公司，2013.12），其中

数据截止到 2013年底；项目单位于 2015年 4 月委托该单位编制 2014 年度《神华煤

直接液化项目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》，由于数

据量大、分析时间长，目前还未完成 2014年度报告（本报告附上了监测数据，具体

见附件 26）；项目单位于 2015年 4月委托该单位编制 2015年度《神华煤直接液化项

目浩勒报吉水源地地下水水位动态监测及现状开采量调查报告》（监测内容包括现状

开采量、地下水水位变化，要求编制报告，具体见附件 23）。业主将按照水源地动态

监测计划（附件 28）持续进行地下水位动态监测，并将该项监测工作持续到不在水

源地取水为止，并将编制报告向政府相关部门进行汇报。

2015年 1月根据业主重新委托，本报告根据动态监测报告和水资源论证后评估报告

的相关内容对验收调查报告的内容进行补充完善。本次提交的调查报告主要针对水

源地水环境影响、生态环境影响和公众参与内容进行了补充完善。

17.1.2 影响调查结果说明

本次调查主要对水源地水环境和生态环境影响调查分析进行了补充完善，其他

影响调查分析内容基本没进行修改，只对文字和数据进行了修改完善。

上次调查：

水源地范围内本项目和博源水务公司 2 家企业抽用地下水已对水源地区域内的

生态环境造成了一定的影响；神华煤液化项目和内蒙古博源水务公司的取水工程对

水源地地表水体及地下水资源均产生了一定的影响。

本次调查：

本项目、博源水务公司和当地农牧业大量取水对水源地的生态环境造成了一定

的影响；水源地地下水开采量总和大于当时环评预测时的开采量，导致水源地水位



下降明显，超出环评预测范围；大气降水是控制淖尔面积变化的主要因素，苏贝淖

尔湖面的涨缩与降雨量呈对应关系，即当年降雨量大，湖面积也相应扩张，降雨量

减少，湖面积也相应收缩。

17.1.3 补救措施和建议说明

上次调查：

⑴尽快开展地下水位观测，随时观测取水对该地区地下水的影响，保证水源地

取水不对当地居民生产和生活用水造成大影响，并将观测范围扩大到实际控制范围

400km2内，建议建设单位与内蒙古博源水务公司联合开展动态监测。

⑵建议建设单位和内蒙古博源水务公司与当地政府（乌审旗乌审召政府和伊金

霍洛旗红庆河政府）尽快协商，妥善解决取水给当地居民生产和生活用水带来的不

利影响。

⑶建议水源地管理站处理后的生活污水用于站场周围绿化或道路洒水抑尘，做

到污废水全部利用。

本次调查：

⑴持续按照水源地动态监测工作计划开展地下水位观测，将该项监测工作持续

到不在水源地取水为止。保证水源地取水不对当地居民生产和生活用水造成大影响。

⑵加强管理，保证水源地管理站处理后的生活污水用于站场周围绿化或道路洒


⑶对水源地植物群落的面积、种类、生物量、绘制土地利用图和植被图、测定

干土层厚度和土壤水分等进行动态监测，业主按照水源地动态监测计划（附件 28）

持续进行生态环境动态监测，并将该项监测工作持续到不在水源地取水为止。

⑷业主单位应结合《水资源论证后评估报告书》的结论和建议，切实按照水资



⑸根据鄂尔多斯市水资源严重缺乏以及国家水利产业政策和严格水资源管理制









⑹替代水源净水厂正式投用前应完善相关环保审批手续，按照水源替代实施计


⑺结合煤直接液化项目二、三条线建设，增补排水管线起点处的监测井，同时

将组焊厂房区、灰渣场内、苏家梁、李家村的监测井作为长期有效的排水管线泄漏

观测井。

17.1.3 公众参与说明

本次调查和上次调查结果基本一致，调查份数增加了 6份。

17.2建设项目基本情况

该项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市境内，行政区划隶属鄂尔多斯市伊金霍洛

旗和乌审旗。污水管线工程起于厂区的污水处理厂，终于蒸发塘，全长为 9.0km。输

油管廊工程起于油品储运罐区，终于铁路装卸站，全长 1.65km。厂外供水工程主要

由水源地及水源地管理站、输水管线、配水厂组成。输水管线起点为鄂尔多斯市乌

审旗浩勒报吉水源地，终点为鄂尔多斯市伊金霍洛旗乌兰木伦镇煤液化厂址，管线

全长 99.79km。

供水工程于 2005 年 6 月 12 日开工建设，2005 年 10 月 18 日工程竣工，11 月 5

日全线贯通；输油管廊于 2006年 2月开工建设，2008年 9月竣工并投入使用；污水

管线于 2006 年 5月开工建设，2007年 8月竣工并投入使用。验收调查期间，供水工

程供水量为 2.3万 m3/d、污水管线排水水量为 300m3/d，输油量为 20 万 t/a。各条管

线工程均能够正常运行。

本次验收调查的工程环评文件经批准后，工程性质、选址、建设规模、主要经

济技术指标均未发生重大变化。主要调整的工程内容有：

⑴ 水源井总数环评阶段 23眼，现在为 22 眼。

⑵环评阶段未提及供水工程巡检道路。而实际建设中，建有水源地联络管、泵



房及输水管线巡检道路。水源地巡检道路长度为 39.7km，路面结构为砂石路面。

⑶环评中供水管线长 97km，而实际长度为 99.79km，管线的线路走向无发生变

化。

⑷环评涉及 2个加压泵站，实际只设置一个水源地管理站（加压泵站）。

17.3环境影响调查与分析结果

17.3.1 施工期环境影响调查

工程在施工期间加强了对施工单位的环境管理，采取了有效的降尘、降噪措施，

生活垃圾和建筑垃圾排放到指定地点，施工结束后根据不同地貌类型和水土流失特

点及时清理平整临时占地，并进行了植被恢复等措施，施工期环保措施落实良好。

17.3.2 生态环境影响调查

为有效保护当地生态环境，减少水土流失，减轻项目建设对当地生态环境的不

利影响，建设单位对水源地、输水管线区、产品油输送管廊区采取了相应的工程措

施；对水源地联络管线区、集水管线区、施工便道区，布设了网格沙障，并进行了

沙蒿、羊草等草籽的撒播；输水管线区域布设了网格沙障，并撒播了沙蒿、羊草、

草木栖、坡碱草、沙打旺等草籽的；对管理站、配水厂更换了土壤、平整场地，栽

植国槐、垂柳，并撒播了爬山虎，紫花苜蓿等草籽；对成品油输油管廊布置了沙帐

并撒播了草籽。经过绿化及综合治理，本工程各工程单元绿化及水土流失防治效果

较显著，不仅美化了环境，同时能够保护裸露地表，提高地表植被覆盖度，有效地

控制了水土流失，满足环评要求。

对于永久占用的土地，按照相关政策、文件标准，建设单位已交了占地土地补

偿费。对临时占地进行植被恢复等措施，减轻了对植被的影响。水源地范围大量开

采地下水已对水源地区域内的生态环境造成了一定的影响。另外，由于本项目永久

占地面积相对较小。因此，工程占地对项目区植被及土地利用格局的影响不大。项

目的建设破坏了原有的自然生态景观形成裸露地表及新的人工景观，但随着项目日

后生态恢复工程的开展，项目区周围的自然景观将逐步恢复。本项目的建设，对征

地范围外的植被基本上没有造成影响。也没有使整个调查区植物群落的种类组成发

生明显变化，没有造成某一植物物种的消失。对项目区动物的影响也不大。



17.3.3 社会环境影响调查

根据调查本项目、博源水务公司和农牧业大量抽取地下水，目前水源地的地下

水位下降已对水源地居民的生活和生产用水造成了一定的影响，本项目建设单位通

过给乌审召镇农牧民提供电费补偿、给地方建变电站和吸收当地农牧民到公司等措

施给予了农民一定的经济补偿。建设单位还没有给伊金霍洛旗红庆河镇巴音布拉格

村居民进行补偿。

17.3.4 环境空气影响调查

本项目水源管理站供暖锅炉烟气排放对周围环境影响较小。巡检道路扬尘对草

场和居民影响也较小。

17.3.5 水环境影响调查

配水站产生的生活污水未经处理直接散排，因其产生量较小，其对环境的影响

相对较小。水源地管理站生活污水经污水处理设施处理后排至附近的低洼地，由监

测结果可知，水源地管理站经处理后的污水的 COD、BOD5、NH3-N、石油类等各污染物

的浓度均满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准和《农田灌溉水质标

准》GB5084-2005的旱作标准；加之其污水排放量较小，所以，水源地管理站经处理

后的污水排至附近的低洼地，对其所在区域的水环境影响相对较小。

本项目和博源水务公司以及当地农牧业的地下水开采量总和大于当时预测时的

开采量，导致水源地水位下降明显，超出环评预测范围。

17.3.6 声环境影响调查

水源地管理站厂界噪声昼间在 47.3-52.3 dB(A)之间，夜间在 42.8-45.5dB(A)

之间，各测点昼夜噪声均达到了《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-1990）中 3类

标准，同时达到了《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的 3类标

准。

距离水源地管理站西 40m处 1户敏感点，昼间和夜间均满足《声环境质量标准》

（GB3096-2008）中 2 类标准。

水源地每条巡检砂石道路每天通过 2-4 量巡检车辆，且运行时速约为 40km/h，

噪声对巡检道路两侧的居民影响较小。



17.3.7 文物古迹影响调查

成吉思汗陵属于全国重点文物保护单位，该文物保护单位分为重点文物保护区

和一般文物保护区，以成吉思汗陵为中心 2km 范围内为重点文物保护区，以成吉思

汗陵为中心 8km范围内为一般文物保护区。

经调查供水管线在 K60-K70 段距离成吉思汗陵园一般文物保护区南界最近处约

为 2.2km。该段管线深埋地下，目前地表植被恢复的和原有植被一样，对成吉思汗陵

园文物保护区无影响。

17.3.8 固体废物影响调查

水源管理站的生活垃圾置于固定垃圾堆放点，定期运至当地环卫部门指定地点

集中处理，水源管理站的锅炉灰渣用于巡检道路的维护。配水厂的生活垃圾定期由

神东物业公司统一运送至神东煤炭公司马家塔露天矿附近的生活垃圾填埋场进行填

埋处理。

17.3.9 环境管理与风险急措施调查

目前中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司已对马家塔村进行的

搬迁，输油管廊两侧防护距离内无村庄。

通过研阅相关资料和现场调查发现，该项目在建设、试运营阶段对环境保护工

作比较重视，成立了设置了安全健康环保部，并制定了有关环境保护管理制度和主

要环保设施日常管理制度和办法，明确环保工作的职责，施工中加强施工人员的环

保意识，有较完善和规范的档案管理体制，并严格执行，符合环境管理要求。

针对项目运营期间可能出现的环境突发事件，建设单位制定了《事故管理程序》，

对可能发生重大污染事故的生产装置进行有效监控。

17.3.10 公众意见调查

被调查者认为本工程施工期影响最大的是噪声和扬尘占 78.8%、废水占 4.2%、

生态破坏占 17%；被调查者认为本工程施工期对农业生产的影响较小的占 58.5%、较

大的占 3.2%、无影响占 38.3%；被调查者最关心的问题是管道安全占 29.8%、环境污

染 23.4%、其他占 46.8%；被调查者对管道建设征地、拆迁及补偿政策满意和基本满



意的分别占 42.6%和 55.3%、不清楚占 2.1%；被调查者认为输油管道有危险占 36.2%、

无危险占 31.2%、不清楚占 31.2%；被调查者对本工程生态恢复措施表示满意和基本

满意分别占 12.8%和 83.0%、无所谓占 4.2%；被调查者认为供水工程对饮水有轻微影

响的占 44.7%，影响一般的占 31.2%、不清楚者占 24.1%；100%的被调查者对该工程

环境保护工作表示满意和基本满意，无不满意者。

咨询伊金霍洛旗、乌审旗政府和伊金霍洛旗环境保护局，咨询结果是验收调查

期间没有收到反对意见。

17.3.11 存在的环保问题

根据环境影响和环境保护措施调查与分析，该项目目前遗留的主要环境影响以

及问题为：一是取水工程已对水源地居民的生活和生产用水造成了一定的影响，采

取了一定补偿措施。二是《水源地植被盖度变化报告》说明水源地植被受到取水的

影响；三是未对水源地植物群落的面积、种类、生长情况等进行动态监测。四是水

源地地下水开采量总和大于当时环评预测时的开采量，导致水源地水位下降明显，

超出环评预测范围。

17.3.12 环保补救措施及建议

⑴持续按照水源地动态监测工作计划开展地下水位观测，将该项监测工作持续

到不在水源地取水为止。保证水源地取水不对当地居民生产和生活用水造成大影响。

⑵加强管理，保证水源地管理站处理后的生活污水用于站场周围绿化或道路洒


⑶对水源地植物群落的面积、种类、生长情况等进行动态监测，业主按照水源

地动态监测计划（附件 28）持续进行生态环境动态监测，并将该项监测工作持续到

不在水源地取水为止。

⑷业主单位应结合《水资源论证后评估报告书》的结论和建议，切实按照水资



⑸根据鄂尔多斯市水资源严重缺乏以及国家水利产业政策和严格水资源管理制









⑹替代水源净水厂正式投用前应完善相关环保审批手续，按照水源替代实施计


⑺结合煤直接液化项目二、三条线建设，增补排水管线起点处的监测井，同时

将组焊厂房区、灰渣场内、苏家梁、李家村的监测井作为长期有效的排水管线泄漏

观测井。

17.4竣工验收结论

综上所述，中国神华煤制油化工有限公司煤直接液化项目输水管线、排水管线

和输油管廊工程在施工、试生产过程中，采取了有效的污染防治措施，环境影响报

告书和批复中要求的生态保护措施和污染防治措施也基本得到落实，大气和水的污

染物达标排放。

替代水源的水量可以满足一期工程（先期工程）一定时限内的用水需求，地下

水和生态环境动态监测基本符合要求。建议通过环保验收。

神华集团有限责任公司神华煤直接液化 项目一期先期工程竣工环境...

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