1000万吨炼油项目投资建设环境评估报告书简本-学位论文

《1000万吨炼油项目投资建设环境评估报告书简本-学位论文》由会员分享，可在线阅读，更多相关《1000万吨炼油项目投资建设环境评估报告书简本-学位论文（44页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、中国石油四川石化1000万吨/年炼油项目环境影响报告书简本公示公告中国石油四川石化1000万吨/年炼油项目环境影响报告书简本公示公告根据国家环境保护总局2006年3月18日发布实施的环境影响评价公众参与暂行办法，建设项目在完成环境影响报告书后，需对其简本进行公示。我公司“1000万吨/年炼油项目”环境影响报告书现己完成，现将中国石油四川1000万吨/年炼油项目环境影响报告书简本在彭州公众信息网网站公示区进行公示。若您对项目环评有什么意见和建议，请于公示之日起反馈建设单位或环境影响评价单位，来电、传真、来函、电子邮件均可。网址：。建设单位：中国石油四川石化有限责任公司联系人：石长中联系电话：02

2、8-8732237213683471577Shicz传真：028-87322372评价单位：中国石油集团工程设计有限责任公司东北分公司联系人：张振林联系电话：0432-3985105Zhangzhenglin0432-3985058公告单位：中国石油四川石化有限责任公司2007年10月19日中国石油四川1000万吨/年炼油项目环境影响报告书简本建设单位：中国石油四川石化有限责任公司评价单位：中国石油集团工程设计有限责任公司国环评证 甲字第1044号2007年10月目录1、建设项目概况51.1 项目组成与生产规模、产品方案51.2 原、燃料及来源71.3 水源71.4 公用工程及辅助设施81.5

3、 储运工程91.6 “三废”产生及排放102、环境质量现状及主要环境问题122.1 环境质量现状122.2 环境保护目标172.3 主要环境环境问题203、拟采取的环境保护措施213.1 工艺上采取的环保措施213.2 废气环境保护措施213.3 废水环境保护措施233.4 噪声环境保护措施243.5 工业固体废物环境保护措施253.6 地下水环境保护措施253.7 环境风险防范措施264、项目建设的环境可行性304.1 国家产业政策和行业发展规划的相符性304.2 城市总体规划的相容性304.3 四川石化基地规划环境可行性304.4 炼油项目厂址选择综合评价304.5 清洁生产及循环经济32

4、4.6 达标排放334.7 环境容量与总量控制344.8 环境影响评价与预测345、环境风险评价396、环境经济损益分析417、公众参与42、综合评价结论431、建设项目概况中国石油四川1000万吨/年炼油项目拟建于四川省彭州市隆丰镇的四川石化基地内。四川石化基地内由中国石油天然气股份有限公司（国有控股企业）和四川省成都石油化工有限公司共同出资建设，按照股份制企业模式进行管理和经营，合作年限为50年；基地规划建设二期工程，分别为80万吨/年乙烯工程和1000万吨/年炼油工程。炼油项目总占地面积为1.6407km2，土地性质为规划的工业用地，目前为河滩荒地。本项目总投资合计169.2605亿元人

5、民币；中国石油天然气股份有限公司占75%，四川省成都石油化工有限公司占25%。其中建设投资158.4665亿元，环境保护方面投资约需31.7724亿元，环保投资比例约为20.05%。项目建设期为3年，预期2010年投产。炼油装置及公用工程、辅助工程年操作时数8400h，化工装置年操作时数8000h。生产装置均按四班三倒制，每天连续生产24h，生产管理人员和辅助人员每天8h工作制；炼油项目总定员500人。1.1 项目组成与生产规模、产品方案炼油项目由主体工程、公用工程、辅助工程、储运工程和环保工程组成。主体工程含12套装置，包括：8套炼油装置：1000104 t/a常减压蒸馏装置，300104t

6、/a渣油加氢脱硫装置，220104t/a蜡油加氢裂化装置，350104t/a柴油加氢精制装置，250104t/a重油催化裂化装置，60104t/a气体分馏，17104t/a MTBE装置，200104t/a连续重整及60104t/a PX联合装置。2套化工装置：6.5104t/a丁烯-1和30104t/a聚丙烯装置。2套制氢装置：7104m3/h制氢装置和6104 m3/h PSA装置。公用工程含水、电、汽等设施；辅助工程包括电信、消防、办公系统、维修等；环保工程包括两部分，一部分为炼油项目环保设施包括6.0104t/a硫磺回收装置（含酸性水汽提、溶剂再生）、4个厂内含油污水预处理站、700

7、m3/h全厂污水处理场和火炬等；另一部分为炼化一体化设施，包括120m3/h高浓度含盐污水处理装置、1400 m3/h全厂污水回用处理站、1300 m3/h低浓含盐污水回用处理站、2500 m3/h 雨水回用处理站、65000 m3全厂事故污水贮池、65000 m3全厂消防污水贮池、100000 m3全厂后期雨水收集水池、环境保护监测站、绿化等。全厂总原油加工能力为1000104t/a，总体产品方案详见表21.1-1。表1.1-1 炼油项目总体产品方案表序号名 称规 格产 量（104t/a）生产装置或来源一、产品1苯37.07芳烃联合和乙烯区。2对二甲苯60.22芳烃联合。3聚丙烯27.31聚

8、丙烯。4丁烯16.52丁烯1。6柴油欧358.53柴油加氢精制。7汽油欧 9741.55蜡油加氢裂化：轻石脑油14.64；重油催化裂化：汽油105.97；连续重整预处理：汽油0.36；PX联合：重芳烃10.82；连续重整：高辛烷值汽油52.0；MTBE：17.18。欧 9382.59欧 9738.72欧 9338.11小计200.978航空煤油（190210）51.66常减压蒸馏：34.04；蜡油加氢裂化：17.62。9硫磺5.22硫磺回收。小计747.50占产品总量的69.2。二、乙烯裂解原料1丙烷5.64气体分馏。2饱和液化气20.24常减压蒸馏、蜡油加氢、连续重整。3C424.3气体分馏

9、、丁烯1。4加氢石脑油21.29蜡油加氢裂化、渣油加氢和柴油加氢。4直馏石脑油65.4常减压蒸馏。6重整抽余油31.41连续重整PX联合。7加氢裂化尾油81.67蜡油加氢裂化。小计249.95占产品总量的23.2。三、燃料1催化油浆7.26重油催化裂化。2催化焦炭19.37重油催化裂化。3制氢尾气11.56制氢。4燃料干气37.87各装置小计76.06占产品总量的7.6。合 计1073.51本项目总物料投入量为1102.0225104t/a，得到产品量为1097.9008104t/a，占总进料量的99.63，总损失量为3.1217104t/a，占总进料量的0.37。1.2 原、燃料及来源本项目

10、主要加工原料为原油、甲醇和天然气。本工程原油加工规模1000万吨/年，其中以库姆科尔油为代表的哈萨克斯坦原油600万吨/年、南疆油200万吨/年、北疆油200万吨/年。本工程所用甲醇从市场购买，其用量6.51万吨/年。本项目天然气的用量31.12万吨/年，其中16.76万吨/年用作制氢原料，14.36万吨/年用作燃料。天然气从市场购买，由中国石油西南油田分公司负责供应。本项目所用燃料为自产的脱硫干气，不足部分由中国石油西南油田分公司提供的商品天然气补充。预计燃料消耗总量约为53.28万吨/年，其中自产脱硫干气38.93万吨/年，外供天燃气14.36万吨/年。本项目总进硫量为53061.4t/a

11、，回收硫磺51230t/a，占总进硫量的96.55；进入其他产品的总硫量为1057.8t/a，占总进硫量的1.99；以“三废”形式损失硫量为773.6t/a，占总进硫量的1.46。1.3 水源本项目生产、生活用水由厂区现有管网接入，由石化公司动力厂供给。本项目新鲜水用量为264.6m3/h（7982.64万t/a）。本项目的生产用水来自四川石化基地给水工程。四川石化基地给水工程的生产用水水源为湔江地表水与都江堰人民渠。规划的四川石化基地给水工程拟定的取水流量为2.08m3/s,年净取水量为6574104m3。净水厂总设计规模44104m3/d。本项目生产给水正常用水量为1101m3/h，最大用

12、水量为1321 m3/h，主要为全厂动力系统用水、循环水补充水、消防系统补水以及生产用水等。其中新鲜水用量985m3/h（含炼油用水854 m3/h，化工用水131 m3/h），由石化基地净水厂供给，其他生产用水为回用水。本项目的生活用水直接来自彭州市第二自来水厂，该厂取自西河水库,其补充水源为湔江河。自来水厂距离本项目厂址约5.2 km。自来水供水能力910104 m3/d，现城区最高日用水量3104 m3 /d，余67104 m3/d，本项目生活用水正常用水量为19.5 m3/h，最大用水量约为50 m3/h，可满足要求。1.4 公用工程及辅助设施公用工程全厂化学水统一制备和供给，设置化学

13、水处理站，包括除氧水、除盐水、回用凝结水。全厂设四座循环水站，建设规模为42000m3/h，采用敞开式工业循环水冷却设施的工艺，浓缩倍数为5，供应全厂各装置的循环冷却水，正常生产时全厂循环冷却水用量为41444.7 m3/h。本项目总用水量为36318.37104m3/a。其中一次水量为876.64104 m3/a，包括16.38104 m3/a的自来水、717.54104 m3/a 的过滤水，原料、蒸汽带入水量142.72104 m3/a；重复用水量为35441.73104 m3/a，包括循环冷却水34813.55104 m3/a、蒸汽凝水回用298.92104 m3/a，污水回用 239.

14、80104 m3/a，净化酸性水回用89.46104 m3/a；水循环利用率和重复利用率分别为95.86%和97.59%。本项目生产污水实施清污分流、污污分流、分质处理和废水回用，使其排放废水指标达到国内先进水平。在设计上采用厂内污水管线地上化、地下水防渗等措施，并设置生产装置含油污水预处理设施，污染雨水收集提升设施。厂区非污染区的清净雨水有组织进入雨水收集池的清净雨水区，经自动监测合格后，重力流入人工湖就近排入小石河。来自动力站锅炉、装置区内蒸汽发生器汽包的低浓度含盐废水送至乙烯区污水回用水处理设施，进行深度处理后，50返回乙烯区循环水站作为补充水，其余由石化基地排水线排入沱江。生产污水及污

15、染雨水，经过厂区内的污水预处理站除油后排至污水处理场。含硫污水经过酸性水汽提预处理后，一部分作为常减压电脱盐和加氢装置注水，一部分进入含油污水系统进行处理。来自常减压装置的电脱盐污水送高浓度含盐污水处理装置处理达标后由总排水管线排入沱江。装置区的含油污水送污水处理场进行处理。生产装置（除围堰）区、油罐区地面雨水，通过管道或管沟汇集，有组织进入雨水收集池的污染雨水区，送至污水处理场。生活污水经化粪池处理后，进入污水处理场生物处理段统一进行处理。全厂污水处理场出水水质达到污水综合排放标准（GB89781996）中一级标准，送至污水回用处理站深度处理后作循环水补充水回用。污水处理场界区内设回用水处理

16、站，深度处理后的出水水质指标符合污水再生利用工程设计规范(GB50335-2002)的循环水的补充水水质要求，约73回用于循环水场作补充水使用，约23由石化基地总排水管线排入沱江。为防止发生事故时的消防水污染水体，避免水污染事件的重大突发环境事件发生，本项目设置全厂事故污水贮池和消防污水贮池，其容积为6.5104m3。鉴于该地区地下水环境敏感，为了防止事故时物料和污染消防水随雨水排入地表水或地下水，设置全厂雨水收集池，容积为10104m3，分格设置，分为污染雨水区和清净雨水区，将全厂的雨水分污染雨水和清洁雨水分别收集，经自动监测确保合格后排放，否则送至污水处理场。 雨水收集池排出水进入四川基地

17、人工湖进一步收集，人工湖容积为16104m3，其中5104m3具有防渗设施，可储存不合格的污水，人工湖出口设置在线监测设施，经自动监测合格后方可排入小石河，否则送至石化基地污水处理场。炼油项目最大用电负荷（开工负荷）为106051kW，由乙烯项目全厂总变电所供应。全厂蒸汽由装置自产蒸汽和动力站补充供给，本项目动力站依托乙烯区热电站，新增一台420t/h的蒸汽锅炉。炼化一体化后，石化基地热电站建设规模由原来的4420锅炉、250MW+225MW发电机组调整为5420锅炉（四开一备）、450MW发电机组。全厂设置压缩空气站一座，设计能力为600m3/min。本项目不设氮气站，所需氮气由乙烯区空分装

18、置提供。为满足全厂办公区空调负荷的需要，设置制冷机房1座。辅助工程全厂设立维修站（包括机修、电修及仪修），为全厂各装置中的机械设备、电气系统和仪表提供必要的维修能力。消防站主要依托乙烯区的消防站，本厂区内配制必要的消防设施，包括消防给水系统、泡沫系统以及蒸汽灭火、灭火器、火灾报警系统等。设置全厂中心化验室，负责日常生产过程的化验分析。1.5 储运工程本项目的储运工程主要承担原油、中间原料油、组分油及成品油的储存及原料、产品运输任务。主要包括以下5个系统：油品储存系统，含原料罐区、中间原料罐区（含乙烯原料罐区）、成品油罐区、污油罐区;化学品药剂设施，配制和储存为各装置提供的碱液，设液碱储罐;燃料

19、气回收及火炬系统，包括全厂燃料气管网收集的燃料气储柜，各装置非正常排放可燃气体的处理设施火炬系统；油气回收系统，汽车装卸车、火车装卸车均设置油气回收系统;全厂液体物料（原料、产品）的运输。1.6 “三废”产生及排放本项目废气排放量为1170547m3/h。主要废气污染物排放量分别为：SO2：1707.5t/a；NOX：2357.5t/a；烟尘：271.3t/a；粉尘：248.7t/a；NMCH：8536.9t/a；苯：125.6t/a；甲苯：27.5t/a；二甲苯：131.5t/a；甲醇：22.5t/a；H2S：33.6t/a；NH3：327.6t/a。各废气污染源均满足达标排放要求。本项目废

20、水总产生量约为677.6m3/h。其中含硫废水为163.3 m3/h，送酸性水汽提装置处理，处理后净化水106.5 m3/h返回常减压装置回用，56.8 m3/h送污水处理场；常减压装置电脱盐产生的含盐污水约为60 m3/h，送含盐污水处理装置处理达标后排放；含油污水、生活污水与剩余酸性水净化水约为268.2m3/h，送污水处理场处理达到污水综合排放标准（GB89781996）中一级标准后，送至污水回用水处理设施进行深度处理后，约73%返回循环水冷却水场作补充水，27%经石化基地排污管线排放；装置蒸汽发生器和废热锅炉产生的排污水等为低浓度含盐废水，排放量为242.9m3/h，送乙烯区处理达标后

21、73%回用，27%经石化基地排污管线排放。本项目最终排入沱江的废水量为197.74m3/h（166.23104t/a），排放污染物分别为COD99.66t/a，石油类8.3t/a，氨氮16.65t/a，硫化物16.6t/a，挥发酚1.11t/a，氰化物0.55t/a。项目产生的各类废水均能够满足相应处理设施的进水水质指标，其出水均可满足污水综合排放标准（GB89780-1996）中一级标准或达到中水回用控制指标，可做到达标排放。本项目工业固体废物总产生量为8799.72t/a，其中一般工业固体废物为1209.99t/a，危险废物为7589.73t/a。综合利用2880.77t/a，送焚烧炉焚烧

22、量3400t/a（污水处理站污泥），送成都危废中心1374.1t/a，送石化基地渣场1144.85t/a。2、环境质量现状及主要环境问题2.1 环境质量现状环境空气根据评价区域2004年7月、11月环境空气现状监测和2007年2月补充结果，各监测点的SO2 1小时平均浓度最大为0.161mg/m3，相当于标准限值的32.2；NO2 1小时平均浓度最大为0.060mg/m3，相当于标准限值的25；各监测点的SO2日平均浓度最大为0.011mg/m3，相当于标准限值的7.33；NO2日平均浓度最大为0.002mg/m3，相当于二级标准限值的1.67； PM10日平均浓度最大为0.118mg/m3，

23、相当于标准限值的78.7。评价区域内的SO2、 NO2和PM10的1小时平均浓度和日平均浓度均满足环境空气质量标准（GB3095-1996）中二级排放标准要求。各监测点NMCH 1小时平均浓度最大为2.6mg/m3，相当于标准限值的52；H2S1小时平均浓度最大为0.007mg/m3，相当于标准限值的70；NH31小时平均浓度最大为0.104mg/m3，相当于标准限值的52；VOC1小时平均浓度最大为5.9410-3mg/m3；O3 1小时平均浓度最大为0.009mg/m3，相当于标准限值的5；均满足工业企业设计卫生标准（TJ36-79）表1居住区大气中有害物质的最高允许浓度要求。根据厂界监测

24、结果，厂区周界外NMHC无组织排放监控浓度最大为0.37mg/m3，苯无组织排放监控浓度值最大为0.006mg/m3，甲苯无组织排放监控浓度值最大为0.01mg/m3，二甲苯无组织排放监控浓度未检出，H2S无组织排放监控浓度值最大为0.001mg/m3，NH3无组织排放监控浓度值最大为0.368mg/m3，均满足大气污染物综合排放标准（GB16298-1996）中无组织排放监控浓度限值要求。地表水地表水环境质量现状调查范围为小石河鸭子河沱江，全长240.5km。共调查15个监测断面，包括小石河2个，鸭子河3个，北河1个，沱江干流8个，西河水库取水点断面1个。根据2004年和2005年地表水环境

25、质量现状监测数据评价结果：沱江上游支流小石河、鸭子河和西河水库水质良好，参与评价的各项水质参数均满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）中类水域标准要求；北河断面枯水期COD和氨氮超标，丰水期石油类超标。沱江干流枯水期：在沱江干流起始断面至下游5km三皇庙断面挥发酚和氨氮超标；五凤断面（省控断面）氨氮超标；宏缘断面（省控断面）BOD5和氨氮超标；脚仙村断面（省控断面）石油类、CODMn和BOD5超标；沱江一桥断面（国控断面）石油类和CODMn超标。平水期：在沱江干流起始断面氨氮超标；五凤断面CODMn超标；宏缘断面BOD5和石油类超标；顺和场断面CODMn超标；脚仙村断面石油类和DO超

26、标；大磨子断面和沱江一桥断面石油类超标。丰水期：在沱江干流起始断面至下游5km三皇庙断面石油类和CODMn超标；五凤断面石油类超标；顺和场断面和脚仙村断面石油类和CODMn超标；沱江一桥断面石油类超标。可见，沱江上游支流小石河、鸭子河和西河水库水质良好，从北河至沱江干流各断面参与评价的水质参数分别有超标现象，说明沱江水质已受到一定的污染。实施沱江流域削减规划后，沱江流域水质将得到一定的改善。通过沱江污染趋势分析可知，沱江干流2002年之前污染较重，2003、2004年四川省针对此状况采取了一系列流域污染治理工作，取得了显著效果，2005年较之相比水质得到了明显改善，2006年基本保持了2005

27、年取得的治理成果，除石油类大部分断面仍超标外，高锰酸盐指数和氨氮的污染状况已得到有效的控制，在此基础上，四川省加大污染治理力度，在继续削减现有污染负荷的基础上，保证本项目和炼化一体化工程的实施不加重沱江干流的污染程度，不增加排入沱江干流的污染负荷。声环境根据2004年7月12日的监测数据，厂址环境噪声昼间最高49.0 dB（A），最低36.0 dB（A）；夜间最高41.0 dB（A），最低32.2 dB（A）。与城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中3类标准对比，均符合城市区域环境3类标准的要求。地下水地下水评价与勘探与评价范围炼油项目地下水重点调查评价范围以中油四川石化基地规划区为核心

28、，模拟边界北起小石河，南至青白江，西起山前台地，东至蒙阳镇。重点调查范围面积100km2，一般性调查评价范围410余平方公里。水文地质条件综述中油四川石化基地地处成都冲洪积平原湔江洪积扇的中上端，构造部位处于新华夏系第三沉降带四川盆地西侧。小石河、青白江分别位于工程建设场地北500m、南12500m，自西向东流经本区，评价区为夹持于小石河与青白江之间的河间地块。区内地形西北高而东南低，从湔江出山口后呈扇形状向东南缓慢递降，地面标高由720m递减至500 m，相对高差220m，平均坡降6.8。地势平坦而开阔。地貌形态单元包括单斜低山、河湖相及冰水堆积台地、冰水堆积扇状平原、湔江冲洪积扇、一级阶地

29、及漫滩等五种类型。评价区除西北部出露三叠、侏罗和白垩系的泥岩、砂砾岩外，广布第四系不同成因的松散堆积物，厚度从20m至300m不等，但有一定的分布规律。自龙门山山前湔江冲洪积扇扇顶沿南东方向，至致和九尺三界马井一线，厚度由20m缓增至100120m，其中不乏有小的起伏，在两条北东向隐伏断裂之间，厚度急剧增加，在致和以南的清流、蒙阳镇北东最厚可达280330余米，构成本区的沉降中心，在隐伏断裂南东方向，厚度减薄至16080m。评价区地下水按其含水介质及赋存条件可分为松散岩类孔隙水和红层基岩裂隙水两种类型，前者在评价区内大面积分布，后者仅在平原西北部低山丘陵区零星出露。评价区第四系松散堆积物自下而

30、上，依次沉积了下更新统、中更新统、上更新统至全新统，垂向上形成了较为稳定的上部含水层、下部含水层及其间的相对隔水层。从平面分布看，上部含水岩组是厚度稳定在1030m的上更新统冰水流水堆积的含泥质砂卵石含水层。富水性总体分布规律是河道带（及附近）大于河间地块，河间地块大于山前洪积扇掩盖区，洪积扇前缘大于洪积扇顶。下部含水岩组埋藏于相对隔水层（Q22）以下，含水层物质结构自西向东亦有变化。西部近龙门山前带，卵石粒径较为粗大，但其结构较为致密，透水含水性能相对较差；中部本层岩性多为含泥砂砾石和砂质泥砾卵石，含水性较西部好；东部该层发生相变，多为含泥粉细砂砾卵石层或夹多层砂层透镜体，含水性较好，但厚度

31、变薄。总之，下部含水岩组多为弱含水中等含水。总体上看，上部含水岩组从扇顶向南及南东，富水性逐渐增强，以青白江与小石河河谷区富水性最好，单井出水量一般3000m3/d；冲洪积扇前缘及河间地块区，即彭州城区以南，军东镇以东地区富水性较好，单井出水量10003000 m3/d；冲洪积扇中前部（地下水溢出带）军乐镇利安丽春镇带，及部分二级阶地分布区和河道带地区，富水性中等，单井出水量5001000 m3/d；山前丹景山镇隆丰镇利家场扇顶及中部富水性较差，单井出水量100500 m3/d。评价区内降水丰沛，渠系密布，稻田分布面积广，这些既是区内地下水补给的重要条件，也是影响地下水动态变化的主要因素。综合

32、分析区内地下水的补给条件，上部含水层地下水补给来源主要有大气降水、沟渠水、农灌水补给和地下水侧向径流补给。因平原区具有双层含水层结构，二者之间还存在有越流补给。区内地下水径流受地形条件控制，上部含水层潜水等水位线呈现出与地形线一致的特征，局部受开采影响而发生偏转（彭州市西郊）。地下水由山前向东南方向径流，总体方向为南5060东。地下水水力坡度在丹景山镇至隆丰镇冲洪积扇扇顶区较大，什邡市马井镇至彭州市蒙阳镇一带冲洪积扇的前缘区较小，一般扇顶区为10.010.5，扇中为5.56.4，前缘3.64.6，表明地下水径流从扇顶至平原区由强减弱，符合冲洪积扇水文地质单元地下水赋存规律。本次评价收集了位于评

33、价区内的成都平原地下水动态长期观测点4个，监测序列长达18年，本次利用1995年2006年观测资料。从长观资料可知，上、下部含水层中地下水位变化与降雨量均具有同步性，最高水位出现在69月，以8月份最高，最低水位出现在12月至翌年4月，以3月份最低。上部含水层水位平均变幅1.062.93m，同一位置的下部含水层水位变幅略小于上部含水层。如71孔观测资料，上部含水层水位高于下部含水层，平均水位差在1.32m，上部含水层年内平均水位变幅2.93m，下部含水层年内平均水位变幅2.57m。统计资料表明，水位年内变幅大小由扇顶向扇前缘减小，二级阶地比一级阶地大。地下水开发利用现状综述评价区地下水主要为农户

34、分散型浅井开采，开采层以Q4冲洪积层为主，次为Q3冰水-流水堆积层；厂矿企业用水次之，开采层为Q4冲洪积层及Q3冰水-流水堆积层，少量为Q2冰水-流水堆积层（扇顶区）；城镇集中供水取水较少，农灌用水则为临时性开采地下水。据统计，评价区内分散农户开采浅井139840口，日开采量44538.80m3/d，占调查统计总量的60.91%；厂矿企业生产管井20口，日开采量24662.50m3/d，占调查统计总量的33.72%；集中开采水源地供水机井29口，日开采量3928m3/d，占调查统计总量的5.37%。全区（两河所挟地块）地下水日开采量总计73129.30m3/d，开采强度为151.231 m3/

35、dKm2，说明地下水现状开采强度较小。地下水现状调查与评价据实地调查结果，中油四川石化基地下游及污水管线沿线，现有集中供水水源地11处，开采井共23眼，分布在彭州、军乐、九尺、蒙阳、隆丰等乡（镇）。其中，城镇供水水源地5处，分别位于天彭镇中学、致和双龙村、军乐镇、九尺镇和蒙阳镇等地，以开采浅层地下水为主。据彭州市人民政府彭府办发200648号文，九尺、蒙阳、致和镇的3个地下水水源地，批准建立水源保护区。地下水水质监测由四川省环境监测中心站分别于2007年4、8月完成，监测评价因子21项，共布设采样点14个，上部含水层9个，下部含水层5个,于枯、丰期分别采样，共采集水样26个。监测评价结果为：评

36、价区上部第四系孔隙潜水和下部孔隙承压水，除细菌总数外，各项指标均满足地下水质量标准（GB/T14848-95）类及生活饮用水卫生标准（GB5749-2006）要求，下部含水层因受原生地层环境和地下水迳流条件影响，地下水中铁、锰含量较上部含水层高，但地下水总体质量是好的，所测细菌总数超标，为井桶污染，是井水中微生物引起的，呈点状污染。地下水水文地质试验及参数与边界条件确定本次勘查工作共实施水文地质钻探孔5个，弥散试验观测取样孔3个，钻探深度分别揭穿上、下含水岩组。为确保上下含水层隔离止水效果，对每个钻孔采用分层施工成井。共施工上部含水层试验孔5个，下部含水层试验孔5个，上、下部观测孔各3个，共计

37、16个孔。钻孔位置均位于项目建设区附近。所有钻孔全部进行了稳定流抽水试验，项目建设区东侧的弥散试验孔因同时施工了观测孔，又增加了一组非稳定流抽水试验。本次地下水资源均衡计算出于对评价区水文地质单元完整性考虑，均衡区范围确定为：西起彭州市丹景山镇、隆丰镇、丽春镇之西部台地，北、南以小石河、青白江为界，东至濛阳镇、三界镇、什邡马井镇而止于图幅边界，均衡区总面积483.56Km2。地下水的均衡要素为垂向补、耗量及潜水径流流入、流出量。本次地下水资源均衡计算为上部含水层（Q4、Q3）地下水，由于地下水的周期变化主要表现为年变化，故以年为均衡期进行计算。根据地下水均衡要素和水文地质边界确定均衡计算区及断

38、面。小石河和青白江是评价区的两个自然水文地质边界，河床常年有水。根据评价区的地下水、地表水水位统测和河流断面测量，反映出小石河对评价区具补给作用，是评价区的补给边界；青白江为排泄边界，青白江在接受区内地下水补给同时，局部向南侧平原区补给地下水。评价区西侧是台地与基岩山区，因地下水贫乏，为隔水边界。东侧以工作区边界为界，为人为边界，地下水由北西向南东径流至东侧工作边界出境，是评价区地下径流边界。垂向上，由于具有双层含水层结构，上部含水层（Q4+3）与下部含水层（Q21+Q1）间，存在有分布稳定、厚度较大的相对隔水层，上部含水层地下水位高于下部含水层，这种相对隔水层又具有弱透水性，上部含水层地下水

39、通过相对隔水层向下渗透补给下部含水层，所以中间隔水层成为上部含水层的垂向排泄边界。由此看出区内地下水既有水平运动，又有垂向运动与交替。 土壤根据彭州市环境监测站于2005年1月和2005年7月份对石化基地及附近基本农田保护区的土壤监测结果，区域内各评价因子均满足土壤环境质量标准（GB15618-1995）中的二级标准要求。生态厂区生态类型为典型的河滩地和农田，生态环境脆弱。由于厂区占地属湔江古河道，基本无自然植被，仅有少量农家种植林木，无成片林地和草甸，区域内无各类珍稀物种和大型野生动物，仅有少量家畜、家禽。因表土层较薄，农耕条件较差，种植作物为玉米、水稻及少量蔬菜，年产量低于4500kg/h

40、m2。2.2 环境保护目标炼油项目环境保护目标见表2.2-12.2-5。评价区域内主要取水用途为生活饮用水、生产用水和农业灌溉用水，主要水源为地表水和地下水，地表水取水水源主要有人民渠、西河水库、牌坊沟水库。表2.2-1 炼油项目环境空气保护目标一览表项目关心点与炼油区相对位置人 口功能区划环境保护达到的要求方位最近边界距离（km）数量(万人)密度人/km2环境空气彭州市SSE8.01210126二类GB3095-1996中的二级。军乐镇EES7.02.76857.7二类隆丰镇SW2.24.59905.2二类楠场镇EN3.72.19614.0二类成都市SW364645600二类表2.2-2 炼

41、油项目地表水保护目标一览表项目关心点与炼油区相对位置功能区划环境保护达到的要求方位最近边界距离（km）地表水小石河E1.0类GB3838-2002中“类”。鸭子河EN15类沱江E68类表2.2-3 地下水保护目标与敏感点一览表敏感点序号乡镇名称代号取水位置开采量（m3/d）保护区批准机关及文号保护目标1彭州市九尺镇B1-8林杨村五组1036彭府办发200648号2彭州市致和镇B1-6太平社区4.53彭州市濛阳镇B1-10东塔社区九组200敏感点1彭州市丹景山镇B1-1丹景山镇石牛村、东方村村委会2302彭州市隆丰镇B1-2隆丰镇自来水厂、双堰村、双鹤村676.53彭州市丽春镇B1-3B1-4丽

42、春镇中学、自来水厂、丽春镇白果村敬老院2104彭州市天彭镇B1-5天彭镇中学8005彭州市军乐镇B1-7军乐镇政府、职中、小学6306彭州市三界镇B1-9三界镇政府、医院、中学、小学141表2.2-4 本项目厂界外5km社会关注区敏感目标分布表编号敏感目标与炼油项目厂界位置人员分布方位距离，km人数，人床数/教师/学生1楠场卫生院东北31015张2隆丰卫生院西南2.512153军乐卫生院东4.523204楠场中心小学东北3113人/2100人5军乐职业中学东3117人/4000人6军乐中心小学东3.584人/1500人7天彭利安中学南4.558人/820人8天彭檀林中心小学南520人/580人

43、9天彭利安白合小学南4.510人/80人10隆丰中学西南3.095人/2000人11隆丰小学西南3.045人/520人表2.2-5 本项目厂界外5km集中居住区人口分布一览表方位*01km12km23km34km45kmN主要居住区永定、张家巷子、马槽埝石洞埝、杨家湾、石庙子将军、石板滩、四道埝观音岩、谭家湾人口密度，人/km202164711178824人数，人0550400600300NE主要居住区八角庙、白家滩、钟家棋黄家院子、白庙子、乔家湾李家大院子、杨家巷新庙子、李家埝、翻山埝人口密度，人/km204717858241060人数，人0400400300300E主要居住区白音寺、楠场镇

44、、郭家湾、弥陀院、铁门坎中家巷子、王家、豆芽坊、胡家巷子人口密度，人/km2000216648人数，人000550550SE主要居住区双水泉、毛家大院玉皇观、任家巷子、王家巷子、廖家湾人口密度，人/km2000216765人数，人000550650S主要居住区五道龙门、利安场、陈家湾陈家院子、向家院、雷大庙、陈家大院子人口密度，人/km2000216765人数，人000550650SW主要居住区段家湾、隆丰镇、高黄庙隆丰镇、么店子、王家埝、杨家院子、向家寨、张家院子、徐家巷子、张家巷子赵家埝、八角庙、龙窝子、彭家巷子人口密度，人/km2021694215701648人数，人0550800800

45、600W主要居住区木牌坊、集贤庵、李家磨赵家巷子、龚家碾、万家埝、马家埝、提灯桥九龙镇、金堂、水泥余家埝、香树沟、马槽沟、石桥沟、人口密度，人/km2021676517661648人数，人0550650900600NW主要居住区曹家村、和尚碾、牛王庙伍家店子、木瓜碾蔡家沱、牛心山瓦店子、尹家场、江家山人口密度，人/km2021676512761648人数，人0550650650600*注：N方位指NNW-NNE，NE方位指NNE-ENE，其余类推。2.3 主要环境环境问题沱江流域水质已不能满足地表水环境质量标准要求。根据沱江水污染防治规划，成都市拟对工业污染源和城市生活污染源进行治理，同时，增

46、设污水处理厂，以减少排放的污染物总量。沱江成都段COD削减量达88358t/a、氨氮削减量达8873t/a。3、拟采取的环境保护措施3.1 工艺上采取的环保措施贯彻“清洁生产”理念，采取先进的炼油生产技术和工艺流程整个炼油过程采用全加氢的环保型总工艺流程，炼油加工采用先进的清洁生产技术，减少污染物的产生量。炼油的二次加工以渣油加氢脱硫、重油催化裂化、蜡油加氢裂化工艺为主，同时，采用了干气和液化气脱硫、汽油加氢精制、柴油加氢精制、硫磺回收等先进的净化工艺技术，大幅度地提高了油品质量，削减了传统碱洗精制工艺产生的大量废碱渣，再加上采取了所有加热炉全部燃用脱硫燃料气等措施，最大程度地减少了污染。提高

47、产品质量，减少产品中的污染物含量干气和液化气脱硫设施蜡油加氢裂化装置和重油催化裂化装置均设置干气脱硫和液化气脱硫设施，采用醇胺法脱硫工艺，将渣油加氢、蜡油加氢、柴油加氢、重油催化裂化装置产生的含有H2S的燃料气和液化气进行脱硫处理，减少干气和液化气硫含量，净化燃料气，使全厂燃料气符合标准要求，满足清洁燃料的环保要求。采取环保型脱硫醇处理技术重油催化裂化装置设置液化气、汽油脱硫醇设施，采用固定床无碱脱臭技术，使用金属活性脱硫剂消除传统脱臭废碱液的产生，贵重金属催化剂可由厂家回收，脱硫醇的液化气和汽油可满足产品质量要求，减少使用时含硫污染物的排放和污染。脱除硫化氢的液化气，进入硫醇转化反应器下部，

48、在JX-2A脱硫剂作用下，利用溶解在液化气中的溶解氧将液化气中低分子硫醇转化为二硫化物，达到脱臭的目的。3.2 废气环境保护措施废气高空集中排放 炼油项目产生的烟气和有组织工艺废气均由管道收集后，统一由高架排气筒高空排放，排气筒高度在100m140 m之间。采用低硫清洁燃料 原油炼制过程中加热炉、重沸炉和催化剂再生等使用的燃料均以本厂经过脱硫净化处理后的干气（总硫量在180mg/m3以下）作燃料，不足部分采用脱硫后的商品天然气（总硫量在200mg/m3以下）补充，H2S含量均在20mg/m3以下，为清洁燃料，可从源头减少烟气中SO2的产生。烟气除尘设施重油催化裂化装置催化剂再生烧焦过程中产生的

49、烟气中夹带一定量的催化剂粉尘，采用三级旋风分离器进行回收催化剂粉尘，大幅度降低烟气中粉尘含量，保证排放烟气中粉尘含量满足标准要求，同时回收催化剂节约资源。加热炉烟气NOx控制措施采用脱氮处理的燃料气所有加热炉全部燃用脱硫后的清洁燃料气，其氮氧化物含量很低，从源头上控制烟气中NOx的产生量，可有效控制燃料带入氮燃烧产生NOx，从源头控制烟气中NOx的产生量。采用低氮燃烧器各工艺加热炉均采用从国外进口的低NOx型高能量燃烧器，三次风燃烧，使燃烧充分完全，减少送风量，从源头上控制随风进入炉内的氮量；炉温一般控制在700以下，由于采用了低NOx型喷嘴，可有效控制燃烧过程中温度型氮氧化物的生成，减少NO

50、x的排放量。无组织烃类气体排放控制措施炼油项目通过采取目前炼油行业先进的无组织烃类气体控制技术和设施，最大限度地降低了原油加工、储存过程中的烃类气体挥发损失，在降低无组织含烃废气污染的同时，回收有用的烃类物质，提高产品收率，节约资源，使炼油项目的资源利用达到较高水平。拟采取的无组织烃类气体排放控制措施如下：装置无组织烃类气体排放控制措施a、低压燃料气回收设施；b、火炬。储运过程无组织烃类气体排放控制措施a、轻油储罐采用浮顶罐；b、密闭液下浸没式装车；c、油气回收设施（活性碳吸附）（原油、芳香烃类储罐的呼吸管和火车、汽车装卸车过程中均设置油气回收设施）；d、先进的自动化控制系统。3.3 废水环境

51、保护措施本着节约水资源，降低水污染、保护水环境的原则，鉴于炼油项目所处厂址的地下水和地表水环境较敏感，为了防止项目的建设对水环境造成污染，炼油项目在废水污染防治方面投入较大资金，采取先进、可靠的凝结水、含油污水、含盐废水处理技术和设施，将全厂凝结水和含油废水分别进行深度处理，使其达到净化水和中水回用标准后回用，污水回用率为65.48，同时，为了防止污水渗入地下水中，从整个生产全过程均采取了相应的防渗措施。 污水管线地上化措施在设计上，采取了生产污水管线、污染雨水管线、清净下水管线、中水回用管线地上敷设的方案；对于确需地下敷设的管线，设计上采取了采用强度高、腐蚀裕度大的管道材料和高等级防腐材料，

52、做好管沟、阀井的防渗、防漏处理，并设置排水系统等措施，将渗漏污染降低到最小程度。酸性水回收处理措施为了降低原油加工过程中含硫酸性水中的硫化物排放量，回收硫磺资源，本项目设置硫磺回收装置，将全厂含硫酸性水经管网收集后送至硫磺回收装置内的酸性水汽提工序，采用单塔低压全吹出汽提工艺处理，吹出H2S气体，采用部分燃烧法、外掺合、两级转化Claus制硫工艺回收硫磺资源，使酸性水得到净化，部分返回常减压装置除盐水器回用，剩余部分送至污水处理场。酸性水回收处理设施的工艺流程详见硫磺回收装置的工艺部分。装置区含油废水预处理设施 生产装置区围堰内的污染雨水、设备检修排放的含油污水及地坪冲洗等含油污水，由于含油量

53、较高，需要进行预处理，设置集中预处理设施，集中汇集至污水集水池，通过高效油水分离器回收污油后送至污水处理场进行处理。全厂共设4个污水预处理站，常减压蒸馏-重整-抽提联合装置区、加氢联合装置区、催化裂化联合装置区、油品储罐区。全厂污水处理场全厂设置污水集中处理的污水处理场，各装置所排出的正常含油污水量为408.2m3/h，生活污水量为19.5m3/h，四个10104m3外浮顶原油储罐浮舱积水量（30mm）约为603m3。考虑装置围堰内、储罐防火堤内的含油雨水，以及其他非正常情况时的含油污水的排入，污水处理场总设计规模为800 m3/h，分别处理合格后，作为回用水处理站的水源。污水处理场拟采用两级

54、处理，一级物化处理采用均质-除油-LPC物化处理工艺；二级生物化学段采用A/O2工艺流程，结合活性污泥法和生物膜分离技术处理工艺，提高生化降解含油污水的处理效率，出水达到污水综合排放标准（GB8978-1996）中一级标准，作为中水回用的水源。含盐污水处理设施含盐污水处理装置包括炼油项目含盐污水及在建乙烯项目的废碱液和苯酚丙酮含盐污水，含盐污水处理装置的设计能力为120m3/h。采用固定膜好氧ICBTM系统的处理工艺。回用水处理设施炼油项目回用水处理设施4座：污水回用处理装置、低浓含盐污水回用处理装置、雨水回用处理装置和凝结水回用处理装置。污水回用处理装置设计规模为1400m3/h，采用污水处

55、理厂处理合格的污水作为水源，再经深度处理，达到回用水标准后，用于循环冷却水补充水。低浓含盐污水回用处理装置设计规模为1300m3/h，采用全区低浓含盐污水作为水源，再经深度处理，达到回用水标准后，用于循环冷却水补充水。雨水回用处理装置设计规模为2500m3/h，采用全区污染区后期雨水作为水源，再经深度处理，达到回用水标准后，用于循环冷却水补充水。蒸汽凝结水回用处理设施本着经济、合理的原则，各装置充分回收和利用全厂蒸汽冷凝水，减少补充水量，从而降低全厂新鲜水单耗，其中汽机凝结水按100%回收，工艺冷凝水回收率达到80%。另外，在回收凝结水的同时，可回收凝结水的低温热，用来加热除盐水。3.4 噪声

56、环境保护措施在同类设备中选用低噪声设备，对噪声源进行消声、隔声、吸声及综合治理，可将设备噪声控制在85dB(A)以下，可使厂界的噪声水平满足工业企业厂界噪声标准(GB1234890)类标准的要求。3.5 工业固体废物环境保护措施炼油项目产生的废物为废催化剂、废瓷球、废保护剂、废干燥剂和污水处理场的污泥，分别采取以下措施处理/处置：综合利用含有贵重金属的废催化剂由生产厂家回收利用，废油回收作燃料，聚丙烯废料作等外品出售。安全填埋无法回收利用的废催化剂、废保护剂、废干燥剂等，本身含有或因使用时表面吸附有国家危险废物名录中列入的成分，确定为危险废物，送至成都市危险废物处理中心填埋。确定为一般废物的，

57、送石化基地填埋场填埋。焚烧污水处理场的泥中含有石油类、氰化物、硫化物、挥发酚等有毒物质，送至乙烯区污水处理厂焚烧炉焚烧后，灰渣送至成都市危险废物处理中心填埋。3.6 地下水环境保护措施鉴于四川石化基地彭州厂址地下水环境容易受到污染的特点，本项目按规划环评的要求，必须采取严格的、钢性和柔性相结合的防渗措施。四川石化基地彭州厂址地下水防渗参照执行下列标准：危险废物污染防治技术政策（环发2001199号）；危险废物填埋污染控制标准（GB18598-2001）；危险废物填埋处置工程建设技术要求。地下水污染防治措施总原则为“地上污染地上治，地下污染地下防”；坚持源头控制、末端防治、污染监控、应急响应相结

58、合的原则。源头各种控制措施主要包括在工艺、管道、设备、污水储存及处理构筑物采取相应措施，将污染物泄漏、渗漏污染地下水的环境风险降到最低程度；末端控制措施主要包括的厂区防渗措施和和泄漏、渗漏污染物收集措施，防止洒落地面的污染物渗入地下、同时对渗入地下的污染物及时收集，从而防止污染地下水；地下水污染监控措施包括建立完善的监测制度、配备先进的检测仪器和设备、科学并合理设置地下水污染监控井；依据响应措施包括，及时发现地下水污染事故、启动应急预案、采取应急措施控制地下水污染，并使污染得到治理。末端控制坚持分区管理和控制原则。炼油工程厂区分为污染区和非污染区，污染区包括生产、贮运装置及污染处理设施区；其它区域为非污染区。根据污染区通过各种途径可能进入地下水环境的各种有毒有害原辅材料、中间物料、产品的泄漏量及其他各类污染物的性质、产生和排放量，将污染区进一步分为一般污染防治区、重点污染防治区和特殊污染防治区。一般污染防治区是指毒性小的生产装置区、装置区外管廊区和厂外污水管道（67.8km）；重点污染防治区是指危害性大、毒性较大的生产装置区、物料储罐区、化学品库、铁路及汽车液体产品装卸区及固体废物暂存区等；特殊污染防治区主要包括各种污水收集池、储存池、循环冷