新导则下天然气输气管道项目大气环境影响评价

2022-03-10郝清源廖燕珍梁林佐李昌林

油气田环境保护 2022年1期

郝清源廖燕珍梁林佐李昌林吴瑞裴蕾

(1.中国石油集团安全环保技术研究院有限公司；2.南方石油勘探开发有限责任公司)

0 引言

HJ 2.2—2018《环境影响评价技术导则大气环境》自2018年12月1日起实施，对建设项目大气环境影响评价工作的要求进行了调整与改进。

天然气输气管道项目是《产业结构调整指导目录(2019年本)》中的鼓励类项目，输送的天然气属于清洁能源，可为沿线区域减排做贡献。天然气管道在未来仍会迅猛发展，将逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络[1]。此类项目属于清洁环保型项目，污染物产生较少，但运行期沿线工艺站场会产生并排放少量大气污染物，需要按照HJ 2.2—2018进行大气环境影响评价。

新导则实施以来，天然气管道项目的大气环境影响评价工作存在对导则把握不准确、污染源调查不充分、污染物核算工作不到位等情况。因此，对天然气管道项目大气环境影响评价工作的步骤及关注重点进行梳理与规范尤为必要，能对沿线地区的污染物排放量核算工作起到辅助作用。

简而言之，新导则下天然气管道项目大气环境影响评价首先需要估算项目排放的主要污染物的最大浓度占标率，并据此判定评价等级，然后按照不同等级要求进行大气环境影响评价工作。本文以某天然气输气管道为实例，按照新导则要求对其大气环境影响评价工作进行实例研究。

1 项目概况

某天然气输气管道途经宁夏、甘肃、陕西、河南、湖北等省(自治区)，管径1 219 mm，长1 250 km，设计压力12 MPa，设计输气能力300×108m3/a，沿线设置13座输气站场和54座线路截断阀室。建设项目性质为新建，站场线路等全部为新建。

管道工程施工工序包括施工现场清理、管沟开挖、拉运材料和设备等。运行期管道全线采用密闭输送工艺，除位于湖北省境内的3座站场外，其他省份的10座站场均设置了燃气采暖锅炉。

施工期的大气环境影响因素主要为施工扬尘以及施工机械、车辆排放的废气。管道工程分段施工，各路段施工过程均较短，施工期对大气环境的影响是短期且轻微的。

运行期的大气污染物主要产生于站场。部分站场设置了燃气采暖锅炉，锅炉会产生并排放烟气。此外，站场在清管作业、分离器检修及超压放空等非正常工况下有少量天然气放空。

2 大气环境影响评价等级确定

天然气管道项目的大气污染物主要来自运行期，可根据项目正常排放情况下沿线主要集中式排放源(站场)排放的污染物计算评价等级[2]。

选择排放量最大的E压气站作为评价对象。站内设置700 kW燃气采暖锅炉，废气出口温度180℃，供暖时间按120 d(11月15日—次年3月15日)考虑。排气筒高15 m，内径0.30 m，耗气量80 m3/h，废气产生量1 088 m3/h，SO2、NOX产生量及排放量分别为0.003 2，0.149 7 kg/h[3-4]。

采用AERSCREEN模式进行估算，燃气采暖锅炉排放的废气污染物最大浓度出现在距源22 m处，SO2小时浓度最大占标率为0.04%，NOX小时浓度最大占标率为4.29%，则该项目Pmax=4.29%。

根据环境空气评价等级划分原则及Pmax值，确定该项目大气评价等级为二级，评价范围为边长5 km的矩形范围。

3 大气环境影响评价

新导则下大气环境影响评价工作等级为二级时，首先要调查环境空气质量现状并做出评价，然后进行污染源调查，在此基础上核算污染物排放量(二级评价项目不需要进一步预测与评价，只对污染物排放量进行核算)。

3.1 环境空气质量现状调查与评价

二级评价要对项目所在区域大气环境质量进行达标判定，还要对沿线区域基本污染物和项目特征污染物的环境质量现状进行调查与评价。输气管道项目线路较长，达标判断以及污染物环境质量现状调查均需涵盖沿线所有区域，同时考虑各区域环境质量标准的适应性。本次评价选择2019年作为评价基准年，因此达标判定数据、基本污染物现状数据均选择2019年的数据。

3.1.1 项目所在区域达标判定

国家环境保护环境影响评价数值模拟重点实验室建立了“环境空气质量模型技术支持服务系统”，该系统具有强大的数据功能，目前可提供全国2 167个站点的地面观测站数据、27 km×27 km分辨率的模拟气象数据、1 467个点位的环境空气质量监测数据，可满足除特征污染物现状数据外的环境空气质量现状调查工作需要的其他数据[5]。

利用“环境空气质量模型技术支持服务系统”的数据支持进行达标区判定，判定结果为：宁夏段、甘肃段所在区域各基本污染物[2]平均浓度均优于GB 3095—2012《环境空气质量标准》二级标准；陕西段、河南段及湖北段所在区域部分基本污染物平均浓度超过GB 3095—2012二级标准。综合判定，项目所在区域为不达标区。

3.1.2 基本污染物环境空气质量现状调查与评价

天然气管道项目运行期主要是站场排放大气污染物，基本污染物和项目特征污染物环境质量现状调查即以站场区域为调查点。利用“环境空气质量模型技术支持服务系统”收集了管道沿线部分站场最近环境监测站点在评价基准年2019年连续一年的基本污染物监测数据。数据显示：位于宁夏和甘肃的站场环境空气质量满足GB 3095—2012二级标准，其余站场区域范围内环境空气质量均不能满足GB 3095—2012二级标准，主要是PM2.5与O3超标较严重。

3.1.3 项目特征污染物补充监测

天然气项目的特征污染物为NMHC及总烃。故在各站场布置监测点，对特征污染物进行补充监测。采样7 d，4次/d，分别测其小时值，留作本底。分析方法执行HJ 604—2017《环境空气总烃、甲烷和非甲烷总烃的测定直接进样-气相色谱法》。

补充监测结果显示：管道沿线站场所在区域环境空气中NMHC浓度整体较低，最大浓度不超过0.60 mg/m3；总烃浓度在1.58～2.50 mg/m3。

鉴于目前还没有总烃与NMHC的环境质量标准国标数值，因此暂且无法对其进行对标，了解现状情况便于与项目运行期的数值进行对比。

3.2 污染源调查

污染源调查需了解项目正常排放和非正常排放的情况。

正常排放即为正常工况下排放的大气污染物，主要为各站场燃气采暖锅炉排放的废气，主要污染物为SO2和NOX，排放参数见表1。非正常排放为非正常工况下排放的大气污染物，主要考虑各站场清管作业、分离器检修、超压放空的情况，主要污染物为NMHC，排放参数见表2。

表1 燃气采暖锅炉(点源)排放参数

表2 非正常工况排放参数

3.3 污染物排放量核算

项目为新建项目，污染物排放量核算时只需考虑新增污染源正常工况与非正常工况下的排放情况。核算表格式与内容在HJ 2.2—2018附录C中均有具体要求。

3.3.1 正常工况下大气污染物排放量核算

正常工况下大气污染物为各站场采暖锅炉有组织排放的废气，主要为SO2和NOX。燃气采暖锅炉属于公用工程，最大功率700 kW(1 t/h)，属于一般排污口[6]。

各站场大气污染物有组织排放量核算结果见表3，项目大气污染物排放量核算结果见表4。

表3 大气污染物有组织排放量核算结果

表4 大气污染物排放量核算结果 t/a

3.3.2 非正常工况下大气污染物排放量核算

非正常工况下排放的大气污染物主要考虑清管作业、分离器检修、超压放空的情况，主要污染物为NMHC，核算结果见表5。

表5 污染源非正常排放量核算结果

4 环境监测计划

按照导则要求，二级评价项目需按照HJ 819—2017《排污单位自行监测技术指南总则》要求，提出项目运行阶段的污染源监测计划。

项目运行期的污染源为各站场燃气采暖锅炉，最大功率700 kW，不属于HJ 819—2017中的主要污染源，也不属于主要排放口[7]。HJ 819—2017未对此类不属于主要污染源和主要排放口的情况作出监测规定，但从项目运行期管理角度考虑，为掌握站场达标排放情况，各站场应在运行期对燃气采暖锅炉排放的废气进行定期监测，监测项目应包括SO2和NOX，频率一年一次，废气污染物执行GB 13271—2014《锅炉大气污染物排放标准》新建燃气锅炉排放浓度限值。