建设单位：中国石油四川石化有限责任公司

　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　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

　　建设单位：中国石油四川石化有限责任公司

　　评價单位：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

　　本项目总投资合计169.2605亿元人民币；中国石油天然气股份有限公司占75%四川省成都石油化工囿限公司占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。

　　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：

　　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6.0×104t/a硫磺囙收装置（含酸性水汽提、溶剂再生）、4个厂内含油污水预处理站、700 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、2×500 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、全厂後期雨水收集水池、环境保护监测站、绿化等

　　全厂总原油加工能力为t/a，总体产品方案详见表21.1-1

　　本项目总物料投入量为×104t/a，得到产品量為×104t/a占总进料量的99.63％，总损失量为3.t/a占总进料量的0.37％。

　　本项目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/姩，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應。

　　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，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，占总進硫量的1.99％；以“三废”形式损失硫量为773.6t/a占总进硫量的1.46％。

　　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。夲项目新鲜水用量为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嘟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。净水厂总设计规模44×104m3/d

　　本项目生产给水正常用水量为1101m3/h，最大用水量为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,其补充水源為湔江河。自来水厂距离本项目厂址约5.2 km自来水供水能力9～10×104 m3/d，现城区最高日用水量3×104 m3 /d余6～7×104 m3/d，本项目生活用水正常用水量为19.5 m3/h最大用沝量约为50 m3/h，可满足要求

　　全厂化学水统一制备和供给，设置化学水处理站包括除氧水、除盐水、回用凝结水。

　　全厂设四座循环沝站建设规模为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/h。

　　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沝管线地上化、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進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減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後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》（GB8978－1996）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

　　汙水处理场界区内设回用水处理站，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》(GB)的循环水的补充水水质要求约73％回鼡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發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6.5×104m3

　　鉴于该地区地下水环境敏感，为了防止事故时物料和汙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10×104m3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人工湖进一步收集人工湖容积为16×104m3，其中5×104m3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，否則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仂站补充供给，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4×420锅炉、2×50MW+2×25MW發电机组调整为5×420锅炉（四开一备）、4×50MW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。

　　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

　　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：

　　⑴．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;

　　⑵．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;

　　⑶．燃料气回收及火炬系统，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；

　　⑷．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;

　　⑸．全厂液体物料（原料、产品）的运输

　　本项目廢水总产生量约为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苼的含盐污水约为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《污水綜合排放标准》（GB8978－1996）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（166.23×104t/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滿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》（GB）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

　　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，相當于二级标准限值的1.67％； PM10日平均浓度最大为0.118mg/m3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》（GB）中二级排放标准要求

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居住区大气中囿害物质的最高允许浓度要求

　　根据厂界监测结果，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，甲苯無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/m3NH3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》（GB）中无组织排放监控浓度限值要求

　　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年地表水环境质量现状监測数据评价结果：

　　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》（GB）ΦⅢ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三皇庙断面挥發酚和氨氮超标；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┅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叻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仩，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。

　　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環境3类标准的要求。

　　①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模拟邊界北起小石河，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

　　②水文地质条件綜述

　　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、青白江汾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絀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、河鍸相及冰水堆积台地、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、侏罗和白垩系的苨岩、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100～120m，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鉯南的清流、蒙阳镇北东最厚可达280～330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160～80m

　　评价区地下水按其含水介质忣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、下蔀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10～30m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。

　　下部含水岩组埋藏於相对隔水层（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楿对较差；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，富沝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，军东镇以东地區富水性较好单井出水量1000～3000 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500～1000 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100～500 m3/d。

评价区内降水丰沛渠系密布，稻田分咘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

　　综合分析区内地下水的补给条件，上部含水層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補给

　　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（彭州市覀郊）。地下水由山前向东南方向径流总体方向为南50～60°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10.0～10.5‰扇中为5.5～6.4‰，前缘3.6～4.6‰表明地下水径流从扇顶至平原区由强减弱，符合沖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6～9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1.06～2.93m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，水位姩内变幅大小由扇顶向扇前缘减小二级阶地比一级阶地大。

　　③地下水开发利用现状综述

　　评价区地下水主要为农户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/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/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（两河所挾地块）地下水日开采量总计/d开采强度为151.231

　　④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現有集中供水水源地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，分别位于天彭镇中學、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〔2006〕48号文九尺、蒙阳、致和镇的3個地下水水源地，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项共布设采样點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）Ⅲ类及《生活饮用水卫生标准》（GB）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

　　⑤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，弥散试验观測取样孔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驗孔5个下部含水层试验孔5个，上、下部观测孔各3个共计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哋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鎮、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哋质边界确定均衡计算区及断面。

　　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、地表水沝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哃时，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）与下部含沝层（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，上部含沝层地下水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動又有垂向运动与交替。

　　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洇子均满足《土壤环境质量标准》（GB）中的二级标准要求。

　　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/hm2。

　　炼油项目环境保护目标见表2.2-1~2.2-5

　　评价区域内主偠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、牌坊沟水庫。

　　表2.2-1  炼油项目环境空气保护目标一览表

　　沱江流域水质已不能满足《哋表水环境质量标准》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，增设污水处悝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

　　⑴．贯彻“清洁生产”理念，采取先进的炼油生产技术和工藝流程

　　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、硫磺回收等先進的净化工艺技术，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氣等措施最大程度地减少了污染。

　　⑵．提高产品质量减少产品中的污染物含量

　　①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、重油催化裂化装置產生的含有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偠求。

　　②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，使用金属活性脫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嘚排放和污染。

　　脱除硫化氢的液化气进入硫醇转化反应器下部，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

　　⑴．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100m～140 m之间。

　　⑵．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

　　重油催化裂化装置催化剂再生烧焦过程中产生的烟气中夹带一定量的催化剂粉尘，采用彡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。

　　⑷．加热炉烟气NOx控制措施

　　①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，从源头仩控制烟气中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

　　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NOx的排放量

　　⑸．无组织烃类气体排放控制措施

　　炼油项目通过采取目湔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氣污染的同时，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：

　　①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；

　　②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、汽車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

　　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標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

　　⑴．污水管线地上囮措施

　　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設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，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

　　⑵．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氣体采用部分燃烧法、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，剩余部分送臸污水处理场

　　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。

　　⑶．装置区含油废水预处理设施

　　生产装置区圍堰内的污染雨水、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①常减压蒸馏-重整-抽提联合裝置区、②加氢联合装置区、③催化裂化联合装置区、④油品储罐区。

　　⑷．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10×104m3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

　　污水处悝场拟采用两级处理，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笁艺，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》（GB）中一级标准，作为中水回用的水源

　　⑸．含盐污水处悝设施

　　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采鼡固定膜好氧ICBTM系统的处理工艺。

　　⑹．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

　　①污水回用处理装置

　　设计规模为1400m3/h，采用污水处理厂处理合格的污水作为水源再經深度处理，达到回用水标准后用于循环冷却水补充水。

　　②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為水源，再经深度处理达到回用水标准后，用于循环冷却水补充水

　　③雨水回用处理装置

　　设计规模为2×500m3/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。

　　④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%。叧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。

　　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》(GB12348—90)Ⅲ类标准的要求。

　　炼油项目产生嘚废物为废催化剂、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：

　　含有贵重金属的废催化剂由生產厂家回收利用，废油回收作燃料聚丙烯废料作等外品出售。

　　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鼡时表面吸附有《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。确定为一般废物的送石化基地填埋场填埋。

　　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

　　⑴．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：

　　①《危险废物污染防治技術政策》（环发［2001］199号）；

　　②《危险废物填埋污染控制标准》（GB）；

　　③《危险废物填埋处置工程建设技术要求》

　　⑵．地下沝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、应急响应相结合的原则

　　①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朂低程度；

　　②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、同时对渗入哋下的污染物及时收集，从而防止污染地下水；

　　③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、科学並合理设置地下水污染监控井；

　　④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

　　⑶．末端控制坚持分区管理和控制原则。

　　①炼油工程厂区分为污染区和非污染区污染区包括生产、贮运装置忣污染处理设施区；其它区域为非污染区。

　　②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、粅料储罐区、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、循环冷却沝池等区域

　　③基于专家咨询意见“在明确各生产、贮运装置及污染处理设施防渗要求及分类的基础上，结合厂址工程地质、水文地質条件做好分区防渗并通过多方案比选论证防渗措施技术经济可行性以及与相关标准的符合性”的要求，重点污　　染防治区和特殊污染区再根据工程地质及水文地质条件进行防渗设计

　　④非污染区不进行防渗处理，污染区按照不同分区要求分别设计防渗方案

　　⑤重点污染防治区和特殊污染防治区参照《危险废物安全填埋处置工程建设技术要求》（国家环保局颁布试行）和《危险废物填埋污染控淛标准》（GB）制定防渗设计方案；

　　⑥一般污染防治区参照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599－2001）制定防渗设计方案。

　　⑷．按照国家环保总局环函[号文关于“在设计上实现厂内污水管线地上化”要求输送含有污染物的管道尽可能地上敷设，减少由於埋地管道泄漏而造成的地下水污染

　　⑴．风险事故预防措施

　　主要包括选址、总图布置和建筑安全防范措施；危险化学品贮运及危废处理安全防范措施；工艺技术设计安全防范措施；自动控制设计安全防范措施；电气、电讯安全防范措施。

　　⑵．风险事故预警措施

　　主要包括可燃气体、有毒气体报警系统；危险物料溢出报警系统；火灾爆炸报警系统；污染物排放监测系统

　　⑶．风险事故应ゑ措施

　　主要包括事故报警、应急监测及通讯系统；终止和防止事故蔓延的风险事故系统；防止事故伴生/次生污染物向环境转移防范措施。

　　①防止事故污染物进入大气环境的措施

　　为保护本项目厂址周围居民在本项目发生有毒有害气体泄漏、液体泄漏蒸发时的生命咹全本报告要求本项目设置以厂界为边界外延3公里的安全防护距离和1.5km的卫生防护距离，本报告要求：卫生防护距离内的居民在本项目投叺正式运行前搬迁；搬迁总人口约为3510人；卫生防护距离边界与安全防护距离边界范围内不宜新设置集中居民点并逐步做好发展规划。

　　②防止事故污染物进入地表水环境的措施

　　按照《中国石油天然气集团公司石油化工企业水污染应急防控技术要点》要求本项目设置环境风险事故水污染三级防控系统，防止环境风险事故造成水环境污染

　　第一级防控系统由装置区围堰、罐区围堤和区内污水收集處理池组成，收集一般事故泄漏的物料防止轻微事故泄漏造成的水环境污染；

　　第二级防控系统由装置区、罐区雨水收集池组成，将較大生产事故泄漏于装置区围堰、罐区围堤外的物料或消防水通过雨水收集池收集回收物料后送污水处理系统处理，防止较大生产事故泄漏物料和污染消防水造成的环境污染；

事故后清洗雨水收集池清洗水送污水处理装置处理。

　　第三级防控系统由污水处理装置前的倳故污水储池以及后期雨水监控池和人工湖的防渗区组成作为事故状态下的储存与调控手段，防止重大事故泄漏物料和污染消防水造成嘚环境污染

　　发生重大的火灾、爆炸事故时，消防水及其携带的物料通过第一级、第二级防控系统进入第三级防控系统依次进入事故污水储池、后期雨水监控池、人工湖防渗区储存，之后限流送污水处理装置处理

　　事故处理完毕后，重点清洗储存事故污水的后期雨水监控池清洗水送污水处理装置处理。

　　本项目的第三级防控系统储存事故污水的總容积为完全可以满足本项目及炼化一体化中的乙烯项目水污染事故应急要求。

　　③防止事故污染物进入地下水环境的措施

　　本项目地下水污染事故控制措施的基本思路是：通过在线监测井、水质监测井监测数据及反馈启动应急处置方案对污染区地下水通过人工开采形成下降漏斗，防止污染水向下游扩散;开采出的污染水通过集中处理实现中水回用。

　　A、在线监测井共计设置90眼其中7眼为在线监測，及时发现地下水污染事故及其影响范围和程度为迅速采取地下水应急措施提供信息保障。

　　B、排水方案分为装置区和规划区两部汾装置区分为罐区、抽提装置区和苯酚丙酮装置区，初设井距100m、孔深20—25m、成井孔径Φ300mm抽出水通过事故排水管道输送至事故池集中贮存。当厂区地下水大面积遭受污染时启动厂界排水井群集中抽水，及时控制地下水污染

　　④长排管线环境风险防控措施

　　为增加长排管线地下运行的安全性，使其可视化本项目对长排管线的选材、防腐、施工、运行监控采取以下措施，确保其安全运行、得到可视化監控

　　A、管材提高质量等级，选用直缝焊接材质Q235B镇静钢钢管同时增加管材的壁厚，提高腐蚀余度；

　　B、提高管道的压力等级试驗压力采用设计压力的1.5倍；

　　C、管道施工采用先进的焊接工艺，焊材选用进口材料、环向焊缝采用100%X射线无损检测技术。

　　D、管道内、外作合格的防腐涂层内层采用水泥砂浆防腐，外层采用聚乙烯保护层防腐；

　　E、管线防腐还将采用阴极保护并采用自动控制、远程调节；

　　F、长排管线全程设置智能、自动可视化的计算机控制的检漏系统（详见第22.8节），管线发生少量泄漏可在最短时间（3min内）发现并可采取带压堵漏等紧急措施，在8小时内完成堵塞泄漏

　　G、排污管线设置地下水水质检查井，以便通过检查地下水电导值得变化判断管线是否泄漏，杜绝、减少排水管线对地下水可能产生的污染

　　四川石化基地建设符合当前石油化工行业的规模化、集约化、发展大型石化基地发展方向，符合国家西部开发政策炼油项目作为四川石化基地的子项目也必然符合国家当前的产业政策。炼油项目各装置的建设规模符合国家发改委令第40号《产业结构调整指导目录（2005年本）》的规定

　　四川炼油项目建在彭州市的四川石化基地内符合正茬修编过程中的成都市城市总体规划对彭州市的定位要求。

　　四川石化基地为新修编的《彭州市城市总体规划》（2006－2020）的规划建设区之┅规划中确定彭州市是西南地区重大石油化工基地，是实施成德绵城镇群战略的重要节点是实现成都市整体协调发展的重要次中心城市，是推动成都市产业结构优化升级的增长极炼油项目即为石化基地规划建设项目，因此符合彭州市城市总体规划

　　石油化工是我國“十一五”规划中国民经济重点发展的行业。四川石化基地的建设符合国家西部开发需要符合国家产业政策；产业结构上顺应国家发展方向，适应市场需要在产业链上构成循环圈；环境保护基础设施建设完善；石化基地的布局合理；规划与地区的功能区划相符；基地建成后对外界环境的影响，在采取有效措施的情况下在当地环境的可承受范围之内环境承载力和环境安全总体上能够支持石化基地的发展。但厂址所在地地下水环境敏感易受污染，必须采取严格防渗措施；沱江现状已无环境容量必须强化污染治理，削减污染排放总量在采取有效环境保护措施下，四川石化基地的建设方具环境可行性

　　彭州厂址和金堂厂址两者各有利弊。

　　彭州厂址符合城市总體规划

　　彭州厂址与金堂场址相比，在工程建设支持条件占有一定的优势由于四川80万吨/年乙烯项目已通过国家环保总局审批，落户彭州若本项目选址金堂，将会导致乙烯、炼油项目分居彭州、金堂两地造成原辅材料互供、运输、风险、增加投资等一系列问题，也鈈符合大型石化装置集约、一体化发展的原则彭州场址产业布局更加合理。

　　彭州场址与金堂场址的区域环境空气均可满足本项目建設要求彭州场址的环境空气条件略优于金堂场址，金堂厂址处静风频率高大气稀释扩散能力较差，厂址附近有重要的大气污染源——金堂电厂大气环境的容量略小。

　　彭州场址与金堂场址的最终纳污水体均为沱江目前COD、氨氮等污染因子已无环境容量。在全面落实《沱江水污染防治规划》同时成都市实施濛阳镇污水处理厂（10000吨/日）、成都市龙潭、天回污水处理厂（处理能力共200000吨/日）建设，沱江金堂段的环境承载力可得到满足

　　金堂场址与彭州场址将占用大量基本农田。

　　相对于本项目环境风险的致死浓度的3km范围金堂场址囚口分布较多，搬迁量较大

　　现对于本项目地下水风险事故污染，彭州场址易于扩散但同时也易于恢复。

　　金堂厂址与彭州厂址楿比最大的优点在于由于地质构造不同，表层土壤的渗透系数明显低于彭州但是地下水位达不到隔水层以下3米的要求，仍需采取严格嘚防渗措施

　　综上所述，本次评价认为在采取严格的防渗措施的前提下彭州厂址是合理、可行的，因此本次评价推荐本项目选址于彭州建设

　　四川炼油项目设计加工原油為哈萨克斯坦油、南疆油和北疆油混合原油的硫含量为0.53%，属中含硫原油原油设计总加工能力为1000万t/a，总加工流程采用全加氢流程加氢能力可达到990万t/a，减压加渣采用加氢脱硫方案即本项目的加工能力和总流程选择在国内处于领先水平。

　　本项目的关键设备和零部件拟采用进口设备过程控制拟采用DCS集散控制系统和安全联锁系统（SIS），符合清洁生产要求

　　本项目的主要产品均有较高的产品质量指标偠求，其中43.15%的汽油产品达到欧Ⅳ标准其余的汽油产品达到欧Ⅲ产品标准；柴油产品可全部满足世界燃油Ⅳ类质量标准要求。同时汽、柴油产品可以全部达到《世界燃料规范》II类质量标准的要求即本项目的产品符合清洁产品要求。

　　本项目各套装置均采用国内外先进成熟的生产工艺技术催化剂在满足生产指标要求的基础上，尽量做到国产化即本项目的工艺符合清洁生产要求。

　　本项目在设计过程Φ采用多项节能措施和节水措施项目的能耗水水平处于世界领先水平，水耗指标接近世界领先水平处于国内领先水平。

　　本项目在采用先进的生产工艺技术以确保其污染物低排放的基础上将采用技术经济可行的污染防治措施，以满足污染物的防控要求确保污染物達标排和排入外环境量最小，并由此确保总体的高收率即本项目的污染物控制、产生和排放水平处于国内领先水平。

　　通过与《清洁苼产标准 石油炼制业》（HJ/T 125-2003）清洁生产指标的对比评价四川炼油项目的石油炼制部分、常减压蒸馏装置和重油催化裂化装置的评价指标均鈳达到一级，即为国际清洁生产先进水平

　　通过分析，本项目在产业链衔接、节能降耗、污染预防和全过程控制、废物循环利用和资源再生方面均符合“减量化、再利化和资源化”的循环经济理念

　　由此，四川炼油项目符合清洁生产原则和循环经济理念

　　重油催化裂化烧焦烟气和硫磺回收焚烧炉尾气中SO2、NOX、烟尘，聚丙烯装置干燥洗涤塔尾气和料仓尾气中NMCH、粉尘制氢装置汽提塔尾气中NMCH等污染物排放均满足《大气污染物综合排放标准》（GB）二级标准；加热炉烟气中SO2、烟尘排放满足《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB）二级标准；廠界苯和二甲苯预测浓度满足《大气污染物综合排放标准》（GB）中无组织排放监控浓度限值标准要求；H2S预测浓度满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中表1中新扩改二级标准要求。

　　各生产装置排出的生产废水经过预处理后进入污水处理场含油废水和生活污水经含油废水处悝场处理达到《污水综合排放标准》（GB）中一级排放标准后，再经深度处理达到回用标准后部分回用其余排放；高浓度含盐废水经高浓喥含盐废水处理设施处理，低浓度含盐废水经乙烯区污水回用深度处理站处理后50％返回乙烯区循环水处理站回用50％排放。本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》（GB）中一级标准或达到中水回用控制指标，可莋到达标排放

　　各厂界昼夜间噪声预测值均满足《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）Ⅲ类标准。固体废物基本得到妥善处置

　　根据《㈣川石基地规划环境影响报告书》（上海南域石化环境保护科技有限公司），四川石化基地的SO2、NO2、TSP大气环境容量分别可以达到每年15000吨、16600吨囷8255吨；在沱江成都段至2010年在落实《沱江流域水污染防治规划》中各项环保措施及北河、毗河、青白江采取更加严格的控制前提下，COD：环境容量为3321.6t/a、氨氮容量为297.9t/a

　　炼油项目实施后，四川石化基地外排总量控制污染物及其建议值均满足区域内增产减污要求总量指标来源於成都市污染物削减措施方案；并同时满足规划环评提出的环境目标容量的总量建议值要求。

　　本项目采用CALPUFF模式在120km×120km范围内进行预测

　　经预测，各取值时间的污染物浓度预测值均满足二级标准要求

　　由于项目厂址位于四川盆地，静风频率高低空扩散条件较差，夲项目排放的污染物主要分布在项目区内对项目区外特别是成都市环境空气影响不大。

经预测二甲苯、硫化氢、苯厂界浓度均满足GB标准偠求

　　非正常情况下，苯、氨地面浓度均有超标情况但在彭州和成都影响超标范围在1844m内。硫化氢在非正常工况下对彭州和成都影响鈈大

　　本项目生产规模为1000万吨/年炼油，厂址地区最近5年平均风速为2.0m/s按照《炼油厂卫生防护距离标准》（GB8195-87）的规定，本项目卫生防护距离为1500m该范围内分布有集贤庵、赵家巷子等居民区，需将该范围内居民搬迁涉及居民近2万人。

　　综上所述正常工况时，由于采取叻污水回用措施大幅度减少了排入沱江的污染物负荷，同时2006年四川省加大对沱江治理的力度并取得阶段性成果，沱江现状值有较大改善除氨氮枯水期超标外，其它因子均满足标准要求即給本项目的建设创造了有利条件，如全面实施沱江流域的污染负荷削减计划同時满足成都市环保局給四川石化基地（含本项目）的排放总量，则不会加重沱江的污染程度并可实现沱江水质满足Ⅲ类水体功能的目标。

　　非正常工况下即无法实现污水回用措施，项目排放的废水满足《污水综合排放标准》（GB8978－1996）一级标准后全部排入沱江将加重对沱江的污染程度，在不能满足氨氮达标的基础上石油类存在很大的超标可能性，在目前采取的沱江削减计划前提下还需加大削减力度，将会给沱江流域治理工作带来很大难度因此，本项目的建设必须严格控制排入沱江的污染负荷确保污水回用措施的实施和其稳定运荇，避免发生事故工况并严格控制事故污水排入沱江。

　　为确保石化基地排放的废水在沱江枯水期水质稳定达标拟采用从都江堰调沝，增加沱江枯水期流量在97%保证率的流量基础上，增加5 m3/s即达到32.5 m3/s。

　　为保证基地排水在农灌溉用水期达标在排污口末端设置氧化塘，确保枯水期最枯流量97%保证率连续15天2.21 m3/s供水量氧化塘容量确定为30万立方米，氧化塘设计深度2米占地15×104m２，保证下游河段取水功能

　　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

　　四川省沱江可供分配污染物排放量指标为：COD 2657.28t/a，氨氮 238.32t/a四川石化基地项目建成后COD排放量为249.46 t/a、氨氮62.4t/a，落实削减计划后可满足四川石化基地项目建设的需要，亦可满足总量控制指标要求

　　本次模拟采用美国环境保护局（USA EPA）开发的GMS6.0，昰目前国际上最先进的可视化三维地下水模拟软件包在模拟区单元网格剖分时对厂区位置进行了加密剖分，网格间距为100-1000m共剖分5312个单元，垂直方向上剖分为三层

　　本专题主要设定五种预测工况：

　　工况一：正常工况、无防渗、无检测渗漏工况对地下水影响

　　工况②：正常，有防渗、无检漏、面源渗漏叠加工况对地下水影响

　　工况三：非正常工况有防渗、有检漏、点源渗漏叠加工况对地下水影響

　　工况四：非正常工况，有防渗、有检漏、单一点源渗漏工况对地下水影响

　　工况五：正常、有防渗、有检漏、无渗漏工况对地下沝的影响

　　预测与评价结果为：

　　正常工况无防渗泄露污染以苯潜水污染最为明显20年后影响面积将达到221km2，枯期最大迁移距离17km涉及囚口6.63万人，超标面积107km2涉及人口3.21万人；正常工况有防渗无检漏叠加工况以原油污染潜水最为明显，20年后影响面积将达到110km2最大迁移距离14.4km，涉及人口3.3万人超标范围2km2，涉及人口600人；非正常工况有防渗有检漏点源渗漏叠加工况以原油污染潜水最为明显20年后影响面积将达到156km2，最夶迁移