盧文清 李曉曉

【摘 要】近幾年隨著國(guó)家、地方對(duì)大氣環(huán)保要求的跨越式提高，標(biāo)準(zhǔn)日趨嚴(yán)格、法規(guī)日趨嚴(yán)細(xì)。實(shí)現(xiàn)鍋爐大氣污染物達(dá)標(biāo)排放，是國(guó)家政策、法律法規(guī)、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的強(qiáng)制硬性要求，故“氣代油”是鍋爐及加熱爐達(dá)標(biāo)排放改造的大方向、大趨勢(shì)和最終途徑。濱南采油廠針對(duì)燃油煙氣排放的煙塵、NOx和SO2濃度高于國(guó)際及山東省煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)的問題，在前期開展注汽鍋爐煙氣達(dá)標(biāo)治理技術(shù)應(yīng)用的基礎(chǔ)上，開展了“氣代油”配套改造工作。注汽鍋爐“氣代油”改造后，鍋爐煙氣排放滿足國(guó)家、地方鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求，社會(huì)效益顯著。

【關(guān)鍵詞】氣代油；鍋爐； 煙氣排放；效果分析

一、概述

濱南采油廠稠油自1984年投入開發(fā)，產(chǎn)量比重逐年增加，目前已占全廠的40.5%。“十三五”以來，稠油生產(chǎn)形勢(shì)異常嚴(yán)峻。開發(fā)上，隨著吞吐輪次的增加，含水逐漸升高，稠油產(chǎn)量遞減加大；效益上，稠油需采用注汽的方式進(jìn)行開采，開采成本較高，注汽鍋爐改造前燃料均為原油，燃油煙氣排放的煙塵、NOx和SO2濃度高于國(guó)際及山東省煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)。同時(shí)隨著近幾年國(guó)際油價(jià)急劇下跌，對(duì)稠油實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)提出更加嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

二、采取的主要措施

（一）前期開展的注汽鍋爐煙氣達(dá)標(biāo)治理技術(shù)

1.油田燃油注汽鍋爐脫硫脫硝技術(shù)研究。

技術(shù)借鑒：燃煤火力發(fā)電廠環(huán)保改造技術(shù)

除塵：低溫靜電除塵、布袋除塵、電袋除塵、旋轉(zhuǎn)電極除塵、濕式靜電除塵；

脫硫：石灰石-石膏濕法脫硫、循環(huán)流化床干法煙氣脫硫、氨-硫銨法脫硫；

脫硝：低氮燃燒（低氮燃燒器、空氣分級(jí)燃燒技術(shù)和燃料分級(jí)燃燒技術(shù)）、SCR（選擇性催化還原法）脫硝技術(shù)、SNCR（選擇性非催化還原法）脫硝技術(shù)、SNCR-SCR聯(lián)合煙氣脫硝技術(shù)。

《火電廠氮氧化物防治技術(shù)政策》倡導(dǎo)合理使用燃料與污染控制技術(shù)相結(jié)合、燃燒控制技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)相結(jié)合的綜合防治措施，以減少燃煤電廠氮氧化物的排放。低氮燃燒技術(shù)應(yīng)作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術(shù)。當(dāng)采用低氮燃燒技術(shù)后，氮氧化物排放濃度不達(dá)標(biāo)或不滿足總量控制要求時(shí)，應(yīng)建設(shè)煙氣脫硝設(shè)施。

2.鍋爐溫度場(chǎng)測(cè)試分析研究

開展注汽鍋爐輻射段、過渡段溫度場(chǎng)分布情況現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試研究，并通過西安交大實(shí)驗(yàn)室數(shù)模，在鍋爐過渡段存在850-1000 ℃溫度區(qū)域，滿足還原法脫硝技術(shù)要求。

3.鈉堿法脫硫脫硝裝置現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

尾部脫硫脫硝裝置于2016年2月4日，在濱南采油廠2001#活動(dòng)注汽站和1101#注汽站進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，經(jīng)過裝置處理后，煙氣中SO2基本在20mg/m3以下；NOX含量下降49%左右，接近達(dá)標(biāo)。

4.低氮燃燒器試制及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

與東南大學(xué)、南京創(chuàng)能公司合作進(jìn)行低氮燃燒器研發(fā)，確定了“分段供油、分級(jí)配風(fēng)”燃燒方案。歷經(jīng)半年時(shí)間，進(jìn)行了技術(shù)論證、樣機(jī)研發(fā)、安裝調(diào)試、第一次點(diǎn)火、第二次點(diǎn)火。同時(shí)對(duì)燃燒器進(jìn)行CFD數(shù)模建型，模擬動(dòng)態(tài)火焰形狀、溫度場(chǎng)分布，氮氧化物生成，分析各種參數(shù)變化對(duì)燃燒狀況以及NOx生成量的影響。

試驗(yàn)結(jié)論：出現(xiàn)了點(diǎn)火初期壓縮空氣流量不夠、火焰剛性差、火焰燎管等問題，

低氮燃燒理論上可行，具體設(shè)計(jì)加工細(xì)節(jié)需優(yōu)化。

5.低硫低氮原油試燒工作

2016年11月25日，分別在濱南902#、004#、1101#等3臺(tái)鍋爐試驗(yàn)燃燒了純梁花溝原油（含硫0.039%，含氮0.086%），共計(jì)拉油102.7噸。通過測(cè)試，燃燒花溝油能達(dá)到2020年煙氣排放指標(biāo)（煙塵20mg/m3、100 mg/m3、200mg/m3）要求，煙塵含量平均為12.1mg/m3，SO2含量平均為3.5mg/m3，NOX含量平均為136.5mg/m3。

6.氣相脫硫脫硝現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

采用粉體輸送設(shè)備將專有活性物脫硫脫硝劑，噴入爐膛或者煙道溫度在800℃-1200℃的區(qū)域，被高溫激活氣化后，與煙氣中的NOx和SO2化學(xué)反應(yīng)，還原成N2/H2O和硫酸鹽顆粒物。當(dāng)加藥量大于9kg/h，氮氧化物和二氧化硫含量均能達(dá)到2017年煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)要求。測(cè)試30小時(shí)后，由于鍋爐爐膛壓力上升較快（200-800pa），積灰結(jié)垢嚴(yán)重、煙氣粉塵超標(biāo)嚴(yán)重等問題，停止試驗(yàn)。

7.通過前期開展燃油注汽鍋爐煙氣治理得出六點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

2.1.7.1 燃油注汽鍋爐是目前油田獨(dú)有的，國(guó)內(nèi)外無經(jīng)濟(jì)成熟、可借鑒技術(shù)實(shí)現(xiàn)煙氣達(dá)標(biāo)排放；

2.1.7.2 試驗(yàn)驗(yàn)證了“優(yōu)選低硫原油+后端尾氣處理+前端低氮燃燒器”技術(shù)路線是可行的；

2.1.7.3 低硫低氮原油（如花溝油）可滿足2020年標(biāo)準(zhǔn)要求，但因產(chǎn)量低，可用于環(huán)保壓力大、天然氣無法鋪設(shè)管線的活動(dòng)注汽區(qū)域；

2.1.7.4 尾部鈉堿法脫硫脫硝技術(shù)，可進(jìn)一步降低煙氣中的污染物濃度，但距離標(biāo)準(zhǔn)要求仍有差距；

2.1.7.5 低氮燃燒器是必要技術(shù)，結(jié)合調(diào)研浙江大學(xué)熱能工程研究所、國(guó)家能源清潔與利用重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室的“高速隔離風(fēng)的低氮燃燒技術(shù)”，優(yōu)化最佳一次風(fēng)率和助燃風(fēng)引入時(shí)機(jī)，實(shí)現(xiàn)NOx降低30%，但SO2無法有效減低；

2.1.7.6 實(shí)施“氣代油”勢(shì)在必行。

（二）開展“氣代油”配套改造工作，確保煙氣排放達(dá)標(biāo)

1.燃油鍋爐煙氣治理探索試驗(yàn)表明排放污染物煙氣治理后其濃度不能達(dá)到規(guī)范規(guī)定的排放指標(biāo)，因此對(duì)鍋爐燃料進(jìn)行更換，將原油改為清潔的天然氣，實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放。采油廠區(qū)域內(nèi)的31臺(tái)鍋爐分布在20座注汽站及7個(gè)臨時(shí)注汽點(diǎn)，配套自控工程、電力工程、暖通工程、道路工程、消防工程，對(duì)注汽鍋爐燃燒器的改造，達(dá)到注汽鍋爐煙氣排放達(dá)標(biāo)的目的。

2.按照注汽鍋爐新舊程度、改造進(jìn)度和調(diào)試難度逐臺(tái)投產(chǎn)運(yùn)行，降低“氣代油”改造人員及設(shè)備安全。針對(duì)前期用氣不穩(wěn)定及天然氣指標(biāo)不足等情況，在注汽鍋爐“氣代油”改造調(diào)試過程中，根據(jù)鍋爐的運(yùn)行狀況合理安排投產(chǎn)，確保上游天然氣平穩(wěn)運(yùn)行的同時(shí)，31臺(tái)鍋爐逐步實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)運(yùn)行。

3.按照效益優(yōu)先原則優(yōu)化選井，降低“氣代油”運(yùn)行成本風(fēng)險(xiǎn)。針對(duì)稠油熱采 “氣代油”帶來的成本壓力及運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，重點(diǎn)做好稠油轉(zhuǎn)周工作量、單井注汽量的優(yōu)化等“全方位”優(yōu)化配套；同時(shí)，注重注汽環(huán)節(jié)的全過程保干，確保注入熱焓值不變的情況下優(yōu)化注汽量；并做好注汽質(zhì)量、鍋爐以及天然氣的監(jiān)督運(yùn)行，確保注汽一次成功，降低“氣代油”后運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。

4.在天然氣運(yùn)行上優(yōu)化調(diào)整各稠油管理區(qū)用氣指標(biāo)。采油廠成立了 “氣代油”運(yùn)行保障小組，把“氣代油”運(yùn)行責(zé)任層層分解到科室部門和稠油管理區(qū)。同時(shí)制定天然氣應(yīng)急調(diào)峰預(yù)案，對(duì)管輸天然氣用量及時(shí)調(diào)控。

三、取得效果

（1）注汽鍋爐“氣代油”改造后，鍋爐煙氣排放滿足國(guó)家、地方鍋爐大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求，社會(huì)效益顯著。

（2）燃油時(shí)，大部分鍋爐需蒸汽霧化，站內(nèi)油罐需蒸汽加熱，蒸汽量損失較大?！皻獯汀焙?，單井注汽量可有效優(yōu)化。

（3）燃油時(shí)，注汽鍋爐對(duì)流段翅片管經(jīng)常出現(xiàn)腐蝕，“氣代油”后減少鍋爐的維修成本。

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