天然气加压站电力控制系统优化运行

黄云龙

（京联中控科技发展（大连 ) 有限公司，辽宁大连 116041）

收稿日期：2023-03-27

作者简介：黄云龙，学士，工程师。主要从电气、自动

化系统开发、设计和应用工作。通讯联系人，黄云龙，

huangyl1985@163.com。

天然气作为一种优质、洁净环保的能源，伴随

世界各国对天然气的能源需求大幅上涨，天然气在

世界能源消费结构中占比稳步提升。目前，世界上

天然气的供应主要还是以长输管道输送为主，这种

方式简单、安全可靠、成本低，具有输送量大、对

环境无污染及便于实现自动化管理等许多优点 [1]。

天然气在输送过程中，为了保证输送顺畅，达到最

优的输送能力和输送速度，通常每隔一段距离就需

要修建一个中继加压站。而加压站的建设不可缺少

供电控制系统，在常规电力设计中，可以由国家电

网进行参与。但是，海外项目国家电网结构比较薄

弱，对于发电机孤岛运行、机组负荷管理及厂用电

运行的方式提出了更高的要求[2]。

为了保障天然气加压站内的燃气驱动离心压缩

机的可靠运转，建立稳定的电力控制系统成为了必

然。孤岛电力系统通过4台低压1 160 kW低热值燃

气发电机组和1台低压400 kW柴油发电机组构成电

源部分，配电部分由单母线三段接线形式构成。第

Ⅰ、Ⅱ段母线分别联接两台燃气发电机，负载部分

主要是两台压缩机的电辅助设备、空压机房动力、

过滤分离区、冷却器设备区等供电设施；Ⅲ段母线

联接柴油发电机组，负载部分主要是所有发电机的

辅助设备，办公区厂用电等供电设施。正常工作

时，三段母线中间联络柜为闭合状态，Ⅱ、Ⅲ段母

线联络柜只有在发电机黑启动模式下断开。当柴油

机正常给Ⅲ段母线供电后，闭合Ⅱ、Ⅲ段母线联络

柜，启动燃气机组并机，解列柴油机，进入正常工

作模式，可实现能源的梯级利用，节能减排，提高

能源综合利用率。燃气机组系统发电后排出尾气中

的余热，通过余热回收，用于工业生产（如机组热

备、管线伴热或保温等）和生活用热方面（如为中

控制室、值班室等提供保暖热源），甚至还可以利

用某些经过特殊设计的换热器产生的蒸汽来加工食

物或提供热水淋浴[3–4]。

1   系统概述

系统包括5台分控柜、1台主控柜和1台ECS系

摘  要：为了天然气加压站电力系统的可靠运行和能源的合理利用，从工程实际需求出

发，进行天然气加压站电力控制系统优化运行。提出特殊的孤岛运行模式，根据

用户的系统需求建立了PLC 和上位机结合的集中监控管理系统。把发电机、辅

机、检测和电气控制系统有机结合，实现了在线智能检测，增强了系统的功能和

安全性，利用余热回收系统提高能源利用率和电效率，实现节能减排。该控制系

统投用以来一直稳定运行，使发电机的电效率从34.4%提高到38.5%，余热回收

节约天然气22万m3

/a。

关键词：天然气 电力控制系统 孤岛运行 负荷管理 余热回收

2023 年 12 月·第 8 卷·第 6 期 >> 过程优化 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

- 48 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

表 1 ECS 系统概述

功能类别 概述

用户管理 1. 用户添加及删除。2. 用户登录和注销。3. 用户权限使用。

冗余保护 1. 两套服务器计算机并行运行，实现双机热备冗余控制。

2. 通过环网交换机，实现网络的无扰切换。

监控低压配电系统 1. 采集系统全部电参数。2. 采集并传送保护和开关状态信息。

3. 远程控制低压配电设备分合闸。4. 远程调试低压配电设备。

监控供电控制系统 1. 监测发电机组发电机和发动机的运行参数和电气量。

2. 具备基本的发电机控制功能。

站控 SCADA 系统通讯 1. 通过光纤加双以太网环网结构，采用标准 MODBUS TCP/IP 接口协议进行通讯。

2. 将供电系统和低压配电系统运行参数实时上传系统，同时显示系统返传的参数。

数据处理

1. 可将技术参数根据信息划分的级别分别存入历史数据库和实时数据库。

2. 提供历史报表打印，历史报警查询功能、分合闸状态记录等功能。

3. 记录动作顺序、投运年限及实时运转情况和维修状况。

统柜，每台分控柜分别控制每台机组的辅机并给发

电机提供必备保护，可调节发电机的输出功率、频

率和电压，以适应系统负荷变化。主控柜可监测和

管理电站负荷，通过预测负荷和优化调度，系统合

理的分配电力资源，确保供需平衡，避免过载或能

源浪费。并通过捕获和利用废弃能量，提高整体的

能源利用率。ECS系统柜除具有主控柜功能外，还

可实现对不同接口方式和通讯规约的其他系统进行

数据采集和转发、数据处理、存储和维护等功能，

通过这些数据的分析和处理，系统可以提供运行状

态评估、能效分析和故障诊断，支持电站的运行优

化和决策制定，帮助发现潜在的能源浪费和效率改

进机会。

ECS系统对主干网络进行了优化，可将系统中的

主要参数与其他系统进行连接，形成一个更大的网络

系统，方便操作，进而保证电力系统的稳定运行。

1.1   ECS 系统

ECS系统由控制室机柜中的两套服务器计算机

和一台激光打印机组成。ECS系统通过光纤加双以

太网环网结构组成，采用标准MODBUS TCP/IP接口

协议，将供电和低压配电系统运行参数实时上传给

站控SCADA系统，同时显示站控SCADA系统返传

参数。可将技术参数根据信息级别分别存入历史数

据库和实时数据库[7]，既能反应系统的实时供电情

况，也能对长期供电过程进行统计分析[8]。

系统增加了开放性和扩充性，能够和其他系统

进行信息交互，降低了信息发生冲突的几率，提高

了系统的兼容性，并且预留网络扩充，保证未来设

备能够在联网设备中应用，适应未来信息技术的发

展和新技术进行的平稳过渡。

1.2   主控柜

主控柜采用电源、CPU和I/O冗余配置，确保

系统稳定性，增强系统可靠性。主控柜与负载箱通

过以太网采用标准MODBUS TCP/IP接口协议，控

制和采集假负载箱内负载状态。

主控制柜也可实现对发电机的启停机、并机运

行、急停等功能的控制，实现对机组辅助设备的自

动手动控制，电源的供给分配等[9]。主控制柜还能

实现机组的能源管理功能，对运行机组的负荷情况

进行实时监控自动启停发电机组；带有小型同步并

车模拟控制盘的功能，可实现任何一台备用发电机

组与母线的并列合闸控制；手动和自动控制假负载

的投切，智能管理假负载系统；实时显示发电系统

单线能流图，各个发电机参数，状态，以及发出控制

设置的命令。并且采用以电定热模式[10]，通过对燃

气发电机烟气余热回收，经过多重换热，对场站伴热

管线和工作生活区进行供暖和制冷的全自动控制。

主控柜提升了系统的智能性和完善性，一方面

实现了自动化管理，弥补了人力监督的弊端，保障

了系统无人值守的情况下能够自动稳定运行，另一

方面提高了能源利用率。

1.3   分控柜

分控柜可实时显示发电机和发动机各种电参数，

如发动机开关位置、发电机组正在启动、正在运行、

正常可加载、在线、卸载、冷却停机、停止等，显

示发电机辅助设备的参数状态以及故障报警信息。

2023 年.第 6 期 黄云龙．天然气加压站电力控制系统优化运行 - 49 -

2   系统功能描述

2.1   发电机的并机与解列

发电机按照准同期的方法进行并机操作。绝不

能盲目地将发电机并入运行中的系统，否则系统内

部出现瞬间过强电流，使电气设备过热或受电动力

作用遭到损坏，发生事故[5]。

2.2   PMS 正常模式

在PMS模式下，为提高系统可靠性和变负荷相

应能力，减少机组的非计划停机，系统将实时监控

负荷百分比，当发电机长时间负荷较低时，将触发

增设的假负载程序，来调节系统负载百分比，达到

设备最优状态。

2.3   PMS 异常模式

两台机组在线同时故障停机，重新进入黑启动

状态。

两台机组在线，一台机组故障停机或一台发电

机收到火灾命令、燃气泄漏停机命令、急停命令、

发电机故障停机时，另一台机组仍在线，立刻甩掉

低级别非生产性负载，按优先级顺序启动下一台可

用机组，自动同步并合闸该机组出线开关，恢复系

统负载，系统重新回到常规工作模式。

2.4   发电机辅机控制

发电机启动的同时，先打开风阀，再启动排气

风扇，同时启动冷却风扇。相反，当发电机停止，

延时停止排气风扇，冷却风扇，然后关闭风阀。接

收到可燃气体泄漏报警，发电机停止时，打开风阀，

启动排风扇；发电机运行时，停止发电机，保持风

阀风扇处于开启状态。接收到消防信号且没有燃气

泄漏报警和燃气泄漏报警停车时，发电机停止，保

持风阀风扇关闭；当发电机在运行时，停止发电

机，关闭风阀风扇。每台发电机有三组散热风机，

第一组风机由机组散热水箱控制启停，第二组和第

三组风机由发电机低温冷却水温控制。

当系统收到柴油机油位低信号，打开供油电磁

阀和供油泵，系统控制柴油发电机自动供油；当收

到消防信号时，关闭供油电磁阀和供油泵，打开卸

油电磁阀和卸油泵工作，直到液位为低液位，关闭

卸油电磁阀和卸油泵。

2.5   余热回收

余热回收的设计原则是余热要避免对天然气

机组性能产生较大影响，不能影响发电机正常运转

和功率输出。发电机组依照场站需要的电负载模式

来运转，如果系统输出的可用冷热量小于场站所需

冷热负荷，则使用电制冷制热补足所需冷热量；若

大于场站所需冷热负荷，则通过高温三通切换阀把

不能利用的热量排至室外。发电机启动阶段，自动

控制高温三通切换阀使烟气直接排空到室外，直到

发电机组负荷正常，运行平稳后，逐渐控制高温三

通切换阀使烟气向换热板提供烟气量，直至供需平

衡，运行稳定。

场站供热是通过用户板换热侧出口的热水，通

过热水循环泵进入烟气换热器，与发电机高温烟气

进行换热，再回到用户板。作为热侧热源，将冷侧

用户返回的水加热后，再送至用户供热系统。场站

制冷是通过吸收式制冷机组作为中央空调的制冷核

心，利用溴化锂水溶液在温度较低时能强烈吸收水

蒸气，而在高温下释放出所吸收的水蒸气这一特

性，让水在低压力下汽化吸热，达到制冷效果[6]。

3   结论

天然气加压站电力控制系统通过 PLC 强大的

控制功能、双机热备份和带电插拔技术，利用双环

网结构实现网络冗余控制，提高了系统的管理水平

和可靠性。控制系统覆盖全自动、半自动、手动操

作的运行方式，完全满足了现场运行需要。该控制

系统功能可靠，使发电机的电效率从34.4%提高到

38.5%，余热回收节约天然气22万m3

/a。作为保证

加压站供电安全、稳定、可靠运行的自动化监控系

统，有着良好应用前景。但该系统只对烟气中的部

分显热进行了回收，对缸套水显热和其他潜热的处

理还有待挖掘。

参考文献

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华南理工大学，2010．

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缩机组烟气余热回收利用可行性分析．石油石化节能

[J]．2013．（2）：1-4+59．

Optimize Operation of Power Control System of Natural Gas Pressurized Station

Huang Yunlong

（Jing Lian central-control Technology Development（Dalian）Co., Ltd，Dalian，Liaoning 116041，China）

Abstract: In order to ensure the reliable operation of the power system of the natural gas booster station and

the rational utilization of energy, the optimization operation of the power control system of the natural gas booster

station is carried out based on the actual engineering needs. A special isolated operation mode was proposed, and

a centralized monitoring and management system combining PLC and upper computer was established according

to the system requirements of users. The organic integration of the generator, auxiliary equipment, detection, and

electrical control system has achieved online intelligent detection, enhanced the functionality and safety of the

system, improved energy utilization and electrical efficiency through the use of waste heat recovery system, and

achieved energy conservation and emission reduction. The control system has been operating steadily since its

commissioning, increasing the electrical efficiency of the generator from 34.4% to 38.5%, and saving 220 000 m3

/a

of natural gas through waste heat recovery.

Keywords: natural gas；power control system；island operation；load management；waste heat recovery

摘  要：氧化法环己酮装置使用未干燥空气和30%碱液作为生产原料，生产过程中预处理

后的外排废水COD约为3 200 mg/L，对废水生化处理装置造成影响，故开展废水

COD减排有十分重要的意义。该文对废水排放现状和改进方向做了分析和实验探

索，通过源头减排、污污分治、改造萃取设施等手段开展外排废水COD减排实

践。减排措施实施后，外排废水COD降至2 200 mg/L以下，满足公司对该排放点

的内部考核要求。

关键词：废水 环己酮 减排 改造 实践

环己酮装置废水 COD 减排研究与应用

鲁华

（中国石化湖南石化，湖南岳阳 414014）

环己酮是一种重要的化工原料，具有高溶解性

和低挥发性，是制造尼龙、己内酰胺和己二酸的主

要中间体，同时也是重要的化工溶剂[1]。某石化企业

环己酮装置采用环己烷氧化工艺，该工艺除产生大

量皂化废碱液外还产生其它工艺污水。皂化废碱液

组成复杂，化学耗氧量（COD）大于200 000 mg/L，

通常用焚烧法处理 [2]。其他工艺废水经预处理后

COD高达3 200 mg/L，亟待解决。该文分析了废水排

放现状和改进方向，并实施了减排措施，效果较好。

1   100 kt/a 环己酮装置废水排放现状

100 kt/a氧化法制环己酮主要工序包括苯加氢、

氧化、烷精馏、精制、脱氢等[3]。环己酮生产过程

中未完全干燥空气和30%浓度碱液的加入会带入外

来水，外来水在反应过程中与各类有机物接触反应

后，根据生产要求从系统中脱除，脱除的废水中不

可避免含有各类有机物，形成高COD有机废水。装

置简要流程和废水产生点见图1，装置各废水产生

点现状见表1。

环己酮生产废水预处理方案主要有环己烷–水

萃取法[4]，汽提法[5]以及微电解系统预处理法[6]等。

该企业环己酮装置废水预处理设施为环己烷萃取

塔，流程为环己烷与废水逆流萃取。环己酮装置废

水收集后，经废水泵送入萃取一塔顶，萃取剂环己

烷送入萃取一塔下部，两相因密度差逆向流动、废

水经萃取后沉降至萃取一塔底部，再经泵送入萃取

二塔顶部；萃取一塔环己烷上升后从塔顶流入萃取

二塔下部，废水在萃取二塔内完成第二次萃取后部

分外送至公司内部废水管网，部分循环用作精馏塔

真空泵密封水。

2   废水 COD 减排技术分析

根据已有研究及生产经验分析，降低外排废水

COD的措施主要有：（1）源头减排，减少装置废水总

量及COD值；（2）污污分治，根据不同污水特性选择

处理工艺；（3）预处理装置改进，提升预处理效果。

2.1   源头减排

源头减排是降低废水 COD 最有效的措施，对

环己酮装置内各股废水来源进行系统分析，识别能

否开展减量化操作，分析结果见表2。

根据表2分析结论，研究出如下措施：

收稿日期：2023-06-06

作者简介：鲁华，学士，高级工程师。主要从事环己

酮产业链、C3 产业链生产和管理工作。通讯联系人：

鲁华，luhua.blsh@sinopec.com。

2023 年 12 月·第 8 卷·第 6 期 >> 清洁生产 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

- 52 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

表 1 环己酮装置废水产生点现状

序号 产生点 简述 COD/（mg/L） 流量（/ m3

/h）

1 真空泵密封水 轻塔真空泵密封水 3 m3

/h，酮塔真空泵密封水 2 m3

/h，醇塔真空泵

密封水 2 m3

/h。 6 140 7.00

2 间冷水槽 各精馏塔蒸汽喷射真空泵蒸汽凝液 33 200 1.80

3 回收水槽 废碱塔浓缩废碱后塔顶蒸出的废水 15 600 0.70

4 烷三回流槽 烷精馏过程对水分进行分离后的废水 4 630 0.20

5 轻一塔顶分离水 轻一塔回流槽分离后排放的废水 18 000 0.15

6 轻二塔顶分离水（烯水） 轻二塔回流槽分离后排放的废水 46 500 0.03

总计 9.88

表 2 环己酮装置废水减量化分析

序号 产生点 来源及减量分析 能否减量

1 真空泵密封水 来源为萃取二塔萃取水，用途为真空泵密封水，用于形成液封，保证真空泵真空度。机泵密封

水水量调整影响真空度，但根据分析，可开展减少真空泵运行数量的方式减少废水量。 能

2 间冷水槽 来源为各精馏塔蒸汽喷射真空泵喷射后的蒸汽凝液，废水量的多少与蒸汽喷入量有着直接关系，

但喷射蒸汽量是喷射器保证设计真空度情况下的固定值，不能减量。 否

3 回收水槽 来源为废碱塔浓缩废碱后塔顶蒸出的废水，主要与进塔碱液浓度（含水量）以及要求的出塔碱

浓度有关，出塔碱浓度为工艺控制指标，减量化可通过提升进塔碱液浓度入手开展。 能

4 烷三回流槽

来源为烷精馏过程对水分进行分离后的废水，主要受进塔环己烷含水量影响，目前进塔环

己烷含水量通过各级分离处理，已降至 40 mg/L 以下，进一步降低难度很大，且投入不菲，

加上这股废水总量不大，暂不考虑此股废水减量化。

否

5 轻一塔顶分离水 来源为轻一塔内物料含水进行分离后排放的废水，主要受中间物料粗醇酮含水率影响，降低粗

醇酮含水量，需新增干燥塔工艺，投入较大，但分离水总量不大，新增干燥工艺经济上不合理。 否

6 轻二塔顶分离水

（烯水）

来源为轻二塔物料含水进行分离后排放的废水，根源是受中间物料粗醇酮含水率影响，降低粗

醇酮含水量，需新增干燥塔工艺，投入较大，但分离水总量不大，新增干燥工艺经济上不合理。 否

图1 简化装置和废水产生点

苯

氢气

苯加氢

环己烷

环己烷氧化

回收水槽排水

环己烷

空气

环己醇脱氢

废碱去焚烧装置

烷精馏

水洗液

真空精馏

环己醇

产品环己酮

真空泵密封水

副产物（轻油和重油）

轻一、二顶分离水烯水

粗醇酮

粗醇酮

30% 碱液

副产氢气

烷三回流槽排水

间冷水

（1）真空泵密封水分别为轻塔真空泵密封水，

酮塔真空泵密封水，醇塔真空泵密封水。经气量测

量及真空泵运行曲线分析，可改造精馏塔真空流程：

停用酮塔真空泵，酮塔和醇塔共用醇塔真空泵。

2023 年.第 6 期 鲁华．环己酮装置废水 COD 减排研究与应用 - 53 -

（2）回收水槽的水量主要由未干燥空气水分、

分解催化剂配水、30%新碱液、水洗分离器补加洗

水带入。其中未干燥空气水分受自然条件影响，30%

新碱液受外部供应影响，水洗分离器补加水来源于

回收水槽水循环利用。分解催化剂配水为外部清水，

用途为溶解醋酸钴催化剂，对水质和规格无特别要

求，可利用回收水槽水替代清水，减少外部水量。

2.2   污污分治

污污分治是依据废水性质差异使用不同废水预

处理措施的方法，废水进行针对性差异化处理，可

以降低废水有机物总量。考虑预处理必须依托装置

现有废水—环己烷萃取设施和废碱蒸馏处理措施。

对6股废水组成进行分析，结果见表3。

表 3 环己酮废水组分分析

序号 产生点 总有机物，

%（w）

组分含量，%（w）

环己醇 环己醇 其他

1 真空泵密封水 0.098 0.012 0.028 0.058

2 间冷水槽 2.306 0.085 2.175 0.046

3 回收水槽 0.835 0.393 0.295 0.147

4 烷三回流槽 0.207 0.020 0.022 0.165

5 轻一塔顶分离水 1.518 0.35 0.215 0.953

6 轻二塔顶分离水

（烯水） 3.144 0.002 0.325 2.817

图2 污水萃取过程COD变化

50 000

45 000

40 000

35 000

30 000

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0

1 2 3 4 5 6 7

轻二塔顶水

轻一塔顶水

间冷水

回收水槽

烷三槽水

真空泵水

萃取次数 / 次

COD含量 /（mg/L）

图3 轻二塔顶水蒸馏时各组分变化

50 000

45 000

40 000

35 000

30 000

25 000

20 000

15 000

10 000

50 000

0

5

4

3

2

1

0

10 20 30 40 50

馏出比，%

CODCr含量 /（O ，2 mg/L）

塔釜含量，

%

COD

环己二醇

环己醇

环己酮

其它

烷多次萃取后COD下降至10 000 mg/L，后续萃取

COD值几乎不发生变化，蒸馏处理则能将环己酮等

有机物较易蒸出并提浓环己二醇；其他股废水有机

物含量均随着萃取次数的增加下降至较低水平。实

验建议：轻二塔顶分离水（烯水）蒸馏处理后馏余

物送废碱焚烧装置焚烧处理，其它几股污水混合后

用环己烷萃取，萃余水相送至水厂污水池处理[7]。

2.3   预处理装置改进

对环己酮装置混合废水开展 Aspen 萃取模拟，

证实萃取剂与溶剂比在2∶1及以上，理论塔板数大

于12时，废水COD可降为1 800 mg/L以下。目前

装置萃取后外排废水COD约为3 200 mg/L，存在较

大优化空间。

根据萃取理论，在萃取塔塔径和高度已经确定

的情况下，提升萃取效果只能通过增加萃取剂及增

强萃取传质效率来完成。

2.3.1   增加萃取剂环己烷的流量

理论上增加萃取剂环己烷的量能在一定程度上

增强萃取效果，目前环己酮装置废水萃取设施的环

己烷与废水比例接近2∶1，属于比较理想的配比，

增加萃取剂环己烷流量不属于该次优化选择项。

2.3.2   增强萃取传质效率

根据相关理论和基础实验，影响萃取塔传质效

率的主要因素是塔内填料、分布器类型及塔内液体

运动方式。对于废水—环己烷萃取设施而言，塔内

液体运动方式已固定。

（1）选用更高效填料

装置萃取塔目前使用的是鲍尔环填料，此类填

料应用于萃取塔的效率不高。清华大学开发出一款

QH–1型扁环填料，应用于某芳烃厂液化气胺处理

分别对6股废水开展废水萃取实验和蒸馏实验，

6 股污水八次萃取过程中 COD 含量的变化趋势见

图2。轻二塔顶分离水（烯水）蒸馏结果见图3。

实验表明，轻二塔顶分离水（烯水）使用环己

- 54 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

单元的改造。实际表明，使用QH–1型扁环填料后，

与之前使用的鲍尔环相比，溶剂比（萃取液与处理

量的比值）降低了27%[8]，效率能提高20%以上[9]，

更换高效填料是优化萃取效果的有效措施之一。

（2）选用更优化分布器

装置萃取一塔塔顶采用“鱼翅型”污水分布器，

塔底采用“十字形”污水分布器，根据萃取结果，

萃取能力接近实验室和软件模拟水平，不进行调整。

萃取二塔底部采用双圆环分布器，能满足环己

烷分布要求，无需进行更换。萃取二塔塔顶分布器

采用“反莲蓬头型”设计，污水从漏斗口底部进入，

向上漫过一定高度的栏板后进入槽型分布器，槽型

分布器上开有约1.5 cm的孔，用于分布进塔废水。

在实际使用中，该分布器存在一定角度的倾斜，污

水将会偏向倾斜的一侧，且因开孔孔径较大，污水

会形成连续相，直接贯穿至塔底部，相当于分布器

失效，萃取两相的接触面积大大下降。有必要对该

分布器进行技术改造，以减少偏流情况产生，增强

萃取效果。

3   废水 COD 减排改造

3.1   源头减排改造

依据分析，在装置上实施了停用酮塔真空泵和

分解催化剂配水源头优化等两方面的改造。通过停

用酮塔真空泵，减少废水循环量2 m3

/h；分解催化剂

配水由清水改为回收水槽水后，每小时可减少0.1 m3

/h的

外部水进入系统，回收水槽废水量由0.7 m3

/h降至0.6

m3

/h。改造完成后需预处理的废水总量由9.88 m3

/h降

低至7.78 m3

/h。

3.2   污污分治改造

根据实验结论，将轻二塔顶烯水直接送入废碱

塔，在废碱塔内蒸出有机物后，送入废碱焚烧炉处

理，降低预处理废水0.03 m3

/h。

3.1和3.2改造实施后，需预处理废水由9.88 m3

/h

下降至7.75 m3

/h，下降幅度为21.55%。环己酮装置

需预处理废水产生点变化情况见表4。

3.3   预处理装置改造

根据上述环己酮废水萃取装置的改造分析，建

议更换鲍尔环填料和萃取二塔顶分布器。塔内散堆

填料改造投入资金较大且周期较长，根据装置实际

暂未开展；萃取二塔塔顶分布器使用“鱼翅型”分

表 4 改造前后环己酮装置废水产生点变化情况

序号 产生点 改造前流量 /

（m3

/h）

改造后流量 /

（m3

/h）

1 真空泵密封水 7.00 5.00

2 间冷水槽 1.80 1.80

3 回收水槽 0.70 0.60

4 烷三回流槽 0.20 0.20

5 轻一塔顶分离水 0.15 0.15

6 轻二塔顶分离水（烯水） 0.03 0

7 混合废水 9.88 7.75

布器对现有的“反莲蓬头型”分布器进行设计变化

并替换，废水萃取效果显著增加。改造前后废水分

布器见图4和图5。

图4 改造前分布器 图5 改造后分布器

4   废水 COD 减排改造效果

源头减排和污污分治措施实施后，需预处理废

水总量下降 21.55%，降低了源头废水总量；萃取

设施改造后，萃取一塔外排废水COD由3 200 mg/L

降低至2 200 mg/L以下。改造前后外排废水对比见

表5。改造完成后外排废水COD数据趋势见图6。

表 5 改造前后外排废水对比

序号 项目 改造前 改造后 下降比例

1 萃取处理水总量 /（m3

/h） 9.88 7.75 21.56%

2 外排废水总量 /（m3

/h） 2.88 2.75 4.51%

3 有机物浓度，% 0.26 0.181 30.38%

4 COD/（mg/L） 3 200 1 876 41.37%

通过对环己酮装置6股一次废水进行系统分析，

立足装置现有工艺，开展工艺流程优化和萃取装置

废水分布器改造，改造实施完成后，装置萃取外排

废水COD含量满足企业≤2 200 mg/L的指标要求。

2023 年.第 6 期 鲁华．环己酮装置废水 COD 减排研究与应用 - 55 -

（3）通过废水源头减排和污水分治，在废水–

环己烷萃取预处理装置运行良好条件下，可将环己

酮装置外排废水平均COD处理至1 876 mg/L。

参考文献

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工，2015，42（12）：272-273+271．

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[9] 费维扬，温晓明．QH-1型扁环填料的研究和应用[J]．

化学工程，1995，23（3）：24-27．

图6 萃取后废水COD数据

2 200

2 000

1 800

1 600

1 400

1 200

1 000

800

COD含量 /（mg/L）

监测次数 / 次

1

6111621263136414651566166717681869196 101 106

5   结论

（1）空气氧化法环己酮装置因外来水的代入，

在工序各处有6股废水需要外排，其中真空泵密封

水量为7 m3

/h，占总处理水量的70.85%，轻二塔顶

分离水COD浓度最高，COD值高达46 500 mg/L。

（2）轻二塔顶分离水因含有 1，6– 环己二醇，

使用常规的环己烷萃取预处理法难以降低 COD 值

至较低水平，通过实验模拟和工业实践，证实将轻

二塔顶水送往废碱塔蒸发处理后，将难以回收的物

质送往焚烧炉焚烧是有效的处理路线；装置其他废

水通过环己烷萃取预处理，能较为有效的降低COD

值，满足公司内部排放标准。

Research and Application of COD Emission Reduction

in Wastewater from Cyclohexanone Plant

Lu Hua

（SINOPEC Hunan Company，Yueyang，Hunan 414014，China）

Abstract: The cyclohexanone oxidation plant uses undried air and 30% lye as production raw materials.

The COD of the effluent wastewater after pretreatment in the production process is about 3 200 mg/L, wastewater

biochemical treatment device. Therefore, it is of great significance to carry out COD emission reduction in

wastewater. In this paper, the current situation and improvement direction of wastewater discharge are analyzed and

explored. The COD emission reduction practice of effluent wastewater are carried out by means of source emission

reduction, sewage separation and treatment, and retrofit extraction facility. After the emission reduction measures are

implemented, the COD of the discharged wastewater is reduced to below 2 200 mg/L, which meets the company's

internal assessment requirements for the discharge point.

Keywords: wastewater；cyclohexanone；emission reduce；revamp；practice

摘  要：废热锅炉作为硫磺回收装置关键设备，其运行稳定对装置长周期运行至关重要。

该文针对炉管内漏，从腐蚀状况、锅炉水质、扫描电镜检测等方面对废锅炉管腐

蚀泄漏进行原因探究，同时分析废热锅炉日常管理，解决了Clans单元停工期间

无法通过常规方式点炉吹硫、开工期间烟气二氧化硫排放不合规的问题，并提出

严格控制除氧水中溶解氧含量、定期更换废热锅炉等预防废热锅炉腐蚀泄漏的措

施，对装置稳定运行有重要意义。

关键词：硫磺回收装置 废热锅炉 电镜检测 溶解氧腐蚀 防腐措施

硫磺回收装置废热锅炉泄露原因分析及预防措施

胡文昊

（中国石化扬子石油化工有限公司，江苏南京 210048）

收稿日期：2023-04-04

作者简介：胡文昊，学士，工程师。现从事化工生产

安全管理工作。通讯联系人：胡文昊，huwh.yzsh@

sinopec.com。

14 万 t/a 的硫磺回收装置是某企业油品质量

升级改造项目中的环保装置。装置采用“两套Clans

单元＋一套尾气加氢单元”工艺，即共用相同的尾

气处理单元；其中单系列Clans单元的设计规模为

7万t/a，尾气焚烧处理单元设计规模为14万t/a。

2021年2月2日，硫磺回收装置二系列燃烧炉

因汽包液位低、炉膛压力高触发联锁，二系列Clans

单元停运。经现场检查确认，判断二系列燃烧炉废

热锅炉A炉管内漏，导致燃烧炉压力高、汽包液位

降低。检修时发现燃烧炉废热锅炉A管束出现较严

重腐蚀，局部管束穿孔。为避免再次发生腐蚀泄

漏，影响装置稳定运行，现对腐蚀原因进行分析，

并提出预防措施。

1 工艺流程简述

自上游装置来的酸性气经分液后分别送至硫磺

回收装置一系列、二系列Claus制硫单元处理。大

部分酸性气反应生成硫磺，未发生反应的部分通过

废热锅炉、硫磺冷却器和加热器后，在 Clans催化

剂的活性组分作用下，H2S与SO2发生反应生成硫

磺，一级反应器出来的高温过程气体经二级冷凝器

冷却后生成的硫磺进入硫池，气相经除雾后进入二

级反应加热器，过程气经加热器加热后进入二级反

应器，在Clans催化剂作用下，H2S与SO2继续反应

生成硫磺，二级反应器出来的过程气经三级冷凝冷

却器冷却后除雾，再经尾气捕集器捕集硫雾后，进

入尾气处理单元[1]。

2   设备结构及腐蚀状况

废热锅炉的原理[2]是在生产过程中产生高温介

质作为热源，通过换热来生产蒸汽的设备，既是高

温介质的冷却器，同时也是利用热量提供蒸汽的设

备设施。A为二系列燃烧炉废锅，其利用燃烧炉产

生的高温过程气，产生4.1 MPa饱和高压蒸汽。管

程介质为过程气，正常工作压力为30～50 kPa，温

度为370 ℃。壳程介质为高压除氧水，正常工作压

力4.4 MPa，温度为260 ℃。

2.1   管束情况介绍

该换热器为固定管板式，换热管613根，规格

为Φ48 mm×4.5 mm×6 500 mm，炉膛侧换热管

管板处有衬里材料以及内衬陶瓷管[3]。换热器壳体

2023 年 12 月·第 8 卷·第 6 期 >> 清洁生产 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

2023 年.第 6 期 胡文昊．硫磺回收装置废热锅炉泄露原因分析及预防措施 - 57 -

直径 2 288 mm。汽包蒸汽发生器管束设计材质为

20G，壳体设计材质为Q345R，管束内部工作压力

为30～50 kPa，壳体及汽包工作压力为4.4 MPa。详

细参数见表1。

2.2   材质分析

在换热管上截取成分测试试样，利用砂纸打

磨，去除表面氧化皮并用酒精清洗并吹干后，利用

直读光谱仪对换热管进行材质成分分析，测试三组

并计算其平均值，通过对比标准《GB/T699–2015

优质碳素结构钢》[4]可知，该换热管所用20G的化

学成分合格。换热管材质成分具体如表2所示。

表 1 废锅及汽包相关参数

部位 介质 设备材质 设计压力 工作压力

管程 过程气 20G 0.5 MPa 30 ～ 50 kPa

壳程和汽包 除氧水、

蒸汽 Q345R 4.8 MPa 4.4 MPa

表 2 20G 换热管材质成分 %（ω）

项目 C Si Mn Cr S Ni Cu Fe

测试值

0.186 4 0.219 0.483 0.025 0.008 5 0.013 5 0.023 98.948

0.186 3 0.222 0.484 0.025 0.008 6 0.013 4 0.023 98.944

0.187 3 0.219 0.481 0.025 0.008 5 0.014 4 0.023 98.957

平均值 0.186 7 0.220 0.483 0.025 0.008 6 0.013 8 0.023 98.949

标准值 0.17 ～ 0.23 0.17 ～ 0.37 0.35 ～ 0.65 ≤0.250 ≤0.250 ≤0.25 0.25 –

结果 合格

表 3 20G 接管硬度测量值 HV

编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 平均值

1# 108.8 117.2 115.1 116.5 123.8 107.6 120.1 121.0 115.4 121.1 116.66

2.3   硬度分析

根据布氏硬度试验标准《GB/T23.1–2009金属

材料布氏硬度试验 第1部分：试验方法》[5]，常温

下，利用自动转塔式显微硬度计对材质硬度进行

测试，对试样沿直线测量 10 个点，测量结果如表

3所示，对所得硬度值进行分析和讨论。查阅标准

《GB/T699–2015优质碳素结构钢》[4]得知，20G最

大硬度值应小于156 HBW，根据换算当硬度值低于

211 HV时，HV与HBW硬度换算近似1∶1，可知

测量值均满足标准要求。

2.4   腐蚀部分

A打开后通过对管束打压查漏，发现3根管子

存在泄漏。针对泄露最严重的“泄漏炉管2”周围6

根炉管进行抽管检查，未见明显腐蚀减薄，但管束

表面也存在腐蚀坑及许多微小的1～2 mm小鼓包。

具体腐蚀形貌及位置见图1。

图1 炉管腐蚀情况

（a）废热锅炉 A 泄漏炉管 （b）炉管局部腐蚀鼓泡

3   腐蚀原因分析

3.1   宏观分析

出现泄漏的3根管束，腐蚀减薄都发生在管外

壁，即炉水侧，因此可以确定为炉水原因导致的腐

蚀。炉管腐蚀穿孔情况见图2。

炉管外表面呈砖红色，有许多微小的1～2 mm

小鼓包。部分管束局部腐蚀减薄严重。其它管束虽

未出现大幅减薄，但仔细观察，发现表面存在许多

针状点蚀。经查阅文献资料，这些现象属于典型的

- 58 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

3.2.2   排污管理情况

为保证锅炉水质符合要求，防止腐蚀，A炉水排

污及加药按规定执行。

从锅炉水质分析 [9]可以看出，炉水 pH 规定控

制范围 9～11，实际控制范围 10.0～10.9，在此水

平下炉水发生酸性腐蚀可能性较小；炉水磷酸根含

量规定控制范围5～20 mg/L，实际控制范围6～16

mg/L，磷酸根控制达标。从指标来看，关键指标基

本都在规定范围内，这表明工艺磷酸三钠的投加使

用应是符合要求的。除氧水中溶解氧长期维持在30

μg/L左右，超过行业标准中规定的锅炉除氧水中溶

解氧≤15 μg/L。

3.3   金相检测分析

从炉管的宏观图片中看到了管道表面呈现不规

则的腐蚀形貌，有着深浅不一的凹坑，局部区域出

现穿孔情况，则炉管表面的晶粒完整度可能发生了

破坏 [10]；又观察到炉管表面存在着溶解氧腐蚀特

征，则炉管中晶粒可能存在着被氧化的现象，因此

需要对炉管材质金相组织进行分析。炉管材料主要

成分是20G，该钢属于优质低碳素钢，冷挤压、渗

碳淬硬刚。20G强度低，但韧性和塑性较好，首先

利用线切割机对远离腐蚀部位的区域分别进行径向

和轴向取样，标号为1#

和2#

，利用XQ–2金相试样

镶嵌机对切割下来的金相试样进行镶嵌，试样规格

Φ30×15 mm，依此使用400目、1 000目的砂纸对

镶嵌完的金相试样进行打磨，再使用MP–2B研抛机

对打磨完成的金相试样抛光，抛光结束后采用 4%

硝酸酒精对抛光完成的金相试样进行腐蚀，得到腐

蚀成功的试样后用酒精清洗并吹干，然后利用光学

显微镜对试样金相组织进行观察。

观察炉管径向和轴向的金相组织图片，发现晶

粒组织清晰，在1#

图3（a）金相组织中看到了白色

的铁素体和片状的黑色珠光体组织。在2#

金相组织

中看到了沿轧制方向呈带状分布的珠光体组织，如

图4所示。铁素体所占的比例较多，珠光体的含量

少且晶粒大小不够均匀，其显微组织无异常现象，

可以确定炉管材质未发生恶化。

3.4   穿孔断口分析

为进一步分析管束的穿孔原因，对管段的穿孔

断口进行取样，利用SEM扫描电镜对断口表面微观

形貌进行观察分析。

表 4 A 炉水合格率统计

统计项 pH 值

（9 ～ 11）

磷酸根

（5 ～ 20 mg/L）

二氧化硅

（≤2 000 μg/L）

分析次数 487 482 479

合格次数 457 465 462

不合格次数 30 17 17

合格率 93.8% 96.5% 96.5%

表 5 该装置内部除氧水分析情况

统计项 铁含量 pH 值 电导率 二氧化硅

（≤150μg/L） 溶解氧

分析次数 168 1 039 134 775 135

合格次数 – – – 775 –

不合格次数 – – – 0 –

均值 63.17 8.925 7.25 19.16 30.8

溶解氧腐蚀特征[6–7]。

（2）除氧水情况

除氧水为除盐水站提供，其中溶解氧分析频次

为每月 4 次，具体分析项目合格率见表 5。从除氧

水分析数据看，溶解氧含量长期维持在30 μg/L左

右（泄漏前未定指标），最高达到 100 μg/L。超过

《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T

12145–2016）、《工艺锅炉水质》（GB/T1576–2018）

标准（额定蒸汽压力为3.8～5.8 MPa汽包，锅炉除

氧水中溶解氧≤15 μg/L）[8]。

图2 炉管腐蚀穿孔情况

3.2   锅炉水质分析

3.2.1   炉水情况

（1）A炉水情况

2017年大修后至今，炉水平均合格率98%，具

体分析项目合格率见表4。

2023 年.第 6 期 胡文昊．硫磺回收装置废热锅炉泄露原因分析及预防措施 - 59 -

图3 1#

试样金相

（a）放大 400 倍 （b）放大 1 000 倍

图5（a）、（b）为穿孔端口的微观形貌。从图5

（a）可以看出穿孔断口外壁表面附着腐蚀产物，从

图5（b）可以看出断口位置出现了沿晶断裂。对表

面腐蚀产物进行整体 EDS 检测，结果如表 6 所示。

可以看出断口表面腐蚀产物主要为Fe、O元素，且

S含量达到0.94%，同时伴随着P、Si、Mn等元素。

图4 2#

试样金相

（c）放大 400 倍 （d）放大 1 000 倍

图5 断口SEM分析

（a）放大 200 倍 （b）放大 1 500 倍

致材料强度降低引起；从断口分析可以看出管束腐

蚀的产物主要为铁和氧，同时存在一定的应力；而

从除氧水中的溶解氧含量分析可知，溶解氧长期存

在超标会导致管束发生氧腐蚀。从断口微观分析可

知断口表面腐蚀产物中氧含量较高，且断口位置出

现了明显的沿晶开裂。结合生产工况可知废热锅炉

内壁温度较高，管束存在着环向拉应力。因此可以

判断炉管穿孔泄漏位置发生了由于溶解氧腐蚀造成

的应力开裂。

锅炉运行中如果对除氧水中溶解氧含量未实施

有效监控，除氧效果不佳，残留的氧气随着锅炉给

水进入锅炉内，长时间会对炉管造成氧腐蚀。在腐

蚀处常会形成许多小鼓泡，直径一毫米到几十毫米

大小不等。腐蚀形态一般为点腐蚀和溃疡式腐蚀、

针孔式腐蚀 [11]。被腐蚀金属表面呈黄褐色或褐红

色，里层多呈黑色粉末状[12]。

4   预防措施

针对“两头一尾”硫磺回收装置，二系列废锅

紧急消缺过程共计13天。其中，工艺处理3天，检

修5天，开工引酸性气5天[13]。一级Clans反应器采

用 24 小时连续作业方式进行更换。考虑到 A 废锅

炉管泄漏，系统吹硫、热浸泡过程无法根据常规操

作要求进行，该次停工处理采用通入过量空气以及

低温烘炉吹硫方式消耗系统内硫磺及硫化亚铁。根

据交出后系统内检查情况看，催化剂床层处理较干

净，硫冷器内存少量硫磺。

表 6 断口表面腐蚀产物组成

元素组分 质量分数，%

O 6.92

Si 0.41

P 0.98

S 0.94

Cl 0.26

K 0.58

Ca 0.24

Cr 0.41

Mn 1.65

Fe 87.6

通过上述对管束成分的分析结果对比，发现

材质组分满足20G要求，证实了管束材质不存在问

题；通过对硬度进行分析，可以得出20G管束硬度

满足规定要求；通过对管束金相组织分析，可以排

除管束失效是珠光体高温或局部高温环境下球化导

- 60 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

4.1   预防锅炉泄露措施

（1）明确指标要求。针对腐蚀泄漏问题对除氧

水中溶解氧含量控制指标提出明确要求，控制溶解

氧≤15 μg/L。

（2）加强炉管腐蚀泄漏的风险识别意识，提高

对废热锅炉运行情况的关注，制定应急处置预案。

（3）定期更换废热锅炉。2022年大检修期间，

已对装置一、二系列废热锅炉进行整体更换。结合

装置运行状况，建议考虑两个运行周期对废热锅炉

进行整体更换[14]。

4.2   停工过程存在的问题及措施

（1）停工吹硫前，确定二系列一级反应器催化

剂需更换；该次二系列联锁停工，无法通过常规点炉

方式吹硫，只能在系统温度相对较高阶段，通过风机

向系统内补充空气，消耗系统内硫磺及硫化亚铁。为

保持吹硫效果，缩短工艺处理时间，提高补充空气

量，造成一级反应器催化剂床层局部温度偏高[15]。

（2）如果废锅管束发生泄漏会造成装置联锁。

工艺处理过程通过调整炉前氮气以及风机风量配

比，缓慢消耗系统内硫磺及硫化亚铁。同时调整后

碱洗单元配碱量，控制烟气中SO2排放。

4.3   开工过程存在的问题及措施

（1）由于该次消缺二级反应器催化剂未更换，

催化剂内部存在硫磺残留。在一、二反应器升温过

程中，通过高压蒸汽对将系统内硫转化为SO2，含

SO2过程气通过尾气补集器出口旁路进行焚烧炉，

导致碱洗单元波动。

（2）停工过程需提高工艺处理时间，改进工艺

处理方式，减少系统内硫磺残留。开工升温过程缓

慢控制，提前提高碱洗单元pH值，对尾气中SO2进

行预管控。

5   结论

（1）综合分析，初步推断燃烧炉废热锅炉炉管

发生泄漏的原因，是氧腐蚀和应力腐蚀开裂共同作

用。针对腐蚀泄漏问题对除氧水中溶解氧含量控制

指标提出明确要求，控制≤15 μg/L。

（2）通过对腐蚀炉管检测，EDS检测结果表明

腐蚀垢样中主要含有Fe、O元素，同时含有S、P、

Si、Mn等元素，符合除氧水溶解氧腐蚀特点。

（3）硫磺回收装置废锅炉管泄漏后，影响系统

吹硫、钝化等工艺处理步骤。针对目前日趋严格的

环保形势，硫磺回收装置需要在设计阶段优化停、

开工过程中的流程设置，完成不同工况下的停、开

工步骤，满足环保要求。

（4）从工艺指标和设备更新两方面提出预防措

施，严格控制除氧水水质，利用装置检修期重点对

废热锅炉管束进行腐蚀检测。

参考文献

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制与化工，2007（9）：32-37．

（下转第 65 页）

摘  要：对某企业CFB锅炉启动过程中出现结焦状况进行原因分析，发现锅炉启动过程中

燃烧器火嘴油压偏高、油枪套管磨损等因素引起雾化不良，燃烧不充分，易造成

燃烧器周边挂焦。另改造后布风板阻力减少，风帽出口小，孔流速降低，床料粒

径偏大，易造成流化不均匀。对此，通过对燃烧器检查更换，适当降低床料粒径，

增加床层高度，缩短启动时间等措施，可有效避免结焦，确保锅炉长周期运行。

锅炉改造后，有效降低了床温偏差，提高旋风分离器分离效率，改造前后床温偏

差降幅约40～50 ℃，飞灰含碳量下降约4%。

关键词：CFB 锅炉 结焦 燃烧器 布风板

CFB 锅炉启动过程中结焦原因分析

柴江华

（中国石化长岭分公司，湖南岳阳 414012）

收稿日期：2023-03-02

作者简介：柴江华，学士，高级工程师。现主要从事

锅炉技术管理、HSE 管理工作。通讯联系人：柴江华，

dlccjh.clsh@sinopec.com。

某炼化企业热电部 CFB 锅炉为单炉膛、单汽

包、双高温绝热旋风分离器的循环流化床锅炉，无

中间再热、自然循环、平衡通风，配置炉内石灰石

脱硫系统。2022年5月对该锅炉进行提效改造，主

要将布风板风帽由箭形改为钟罩式 [1–3]，旋风分离

器中心筒缩径并偏心安装[4–5]。2022年7月锅炉改造

完成后在启动过程中出现结焦，导致停炉。该文对

CFB锅炉启动过程中结焦原因进行分析，提出防止

结焦的改进措施。

1   改造情况

为解决在高负荷情况下，平均床温偏高、炉膛

上下温差大和旋风分离器分离效率偏低的问题，对

旋风分离器及布风板风帽进行改造。

1.1   旋风分离器改造

将旋风分离器中心筒由直筒结构改为上段直

筒、下段偏心圆台结构。下口外径由Φ2 190 mm

缩小为Φ2 000～1 900 mm，偏心距为140～120 mm。

并对分离器入口烟道进行缩口，沿老鹰嘴侧墙平滑过

渡缩小入口截面积，使锅炉在设计额定负荷时，分离

器入口烟气速度由24.1 m/s提高至28.3 m/s。

1.2   布风板改造方案

对布风装置进行改造，将原箭形风帽改为新型

钟罩风帽结构，见图1。相对原有风帽，新型风帽

的阻力主要集中在芯管上，外孔风速较低，且不易

磨损，阻力特性稳定。

通过改造布风板后，阻力明显下降，外孔风速

有所下降[6]，旋风分离器分离效率提高，并使更多

2023 年 12 月·第 8 卷·第 6 期 >> 清洁生产 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

图1 布风板风帽改造情况

中质可塑料

自流式耐磨浇注料

中质保温浇注料

点焊

- 62 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

的小颗粒床料能够返回到炉膛参与循环燃烧。

2   结焦过程

该锅炉采用床上点火的方式启动[7]，燃料为0#

柴油，共布置 4 台额定出力为 2.25 t/h 的 Y 型蒸汽

雾化燃烧器，前墙 2 台，左右侧墙各 1 台，按照顺

时针方向1#

～4#

编号依次布置。启动床料为锅炉底

渣，经过双筛过滤，床料装填静高约为700 mm。启

动时，先投油燃烧器使床温升高，流化风量调整至

约95 000 Nm3

/h；在风机启动后约1.3 h，等压风室

压力由10 200 Pa降至8 400 Pa。燃烧器投烧顺序为

先侧墙后前墙，当4台燃烧器全部投用，平均床温

升至443 ℃时，前墙两台燃烧器2#

、3#

旁看火孔处出

现挂焦现象；并且前墙床温D点由540 ℃急剧降至

230 ℃，后停炉处理。停工后检查发现前墙1#

、2#

、

3#

、4#

燃烧器护燃罩周边有不同程度挂焦，前墙2#

、

3#

燃烧器下部床面有一定的区域结焦，见图2。

图2 炉膛结焦情况

（a）3# 看火孔内 （b）2# 燃烧器

（c）4# 燃烧器 （d）前墙下部

2.1   燃烧器影响分析

2.1.1   燃烧器雾化效果不佳

单台油枪油压高，油量过大，雾化不良，有部

分未燃烧完全的油雾附着在燃烧器护燃罩耐火材料

上，床料被吸入燃烧器高温负压区，与未完全燃烧

的油雾混合形成结焦[8]，见图3。

图3 床料在燃烧器周围流场示意

在锅炉投煤前，为提升床温，投入4台燃烧器

且各台燃烧器均控制在高油压状态，燃烧器火嘴油

压1.5～1.7 MPa，而雾化蒸汽压力约0.9 MPa。柴

油经油管通过油孔进入混合室与汽管流入的蒸汽混

合，柴油被高速蒸汽撞击后，雾化成小细滴。

一般Y型蒸汽雾化器的蒸汽压力为0.6～1.0 MPa，

油压0.5～2.0 MPa，根据油雾化平均直径和蒸汽雾

化压力与油压之比的关系[9]：

d＝5.831（PV/P0）– 2.515＋9.396 9

式中：d为油雾化的平均直径，μm；PV为蒸汽

压力，MPa；P0为燃油压力，MPa。

当蒸汽雾化压力PV不变且PV＜P0时，雾化粒

子的平均直径随着燃油压力的增大而增大，油雾滴

越大燃尽越难，燃烧越不充分。

另由于部分油枪有缺陷，油管路与蒸汽管路

的结合面处有磨损，当油压高于雾化蒸汽压力，在

未进入混合室前柴油会串入蒸汽管路，恶化雾化效

果，导致雾化液滴燃烧器燃烧不充分。

2.1.2   油枪雾化片安装角度偏大

燃烧器雾化片设计为 10 孔，喷孔轴线夹角为

90°（以中心轴为基准，上下各45°），但2#

燃烧器安

装了试验用的8孔雾化片，在单台燃烧器出力一定

情况下，试验用的雾化片单孔喷油量偏大，雾化油

滴直径增加，易造成油雾燃烧不充分，滴落燃烧器

口的下部区域。

2.1.3   燃烧器二次风导向叶片出风口堵塞

停炉检查发现1#

、2#

、3#

燃烧器二次风挡板各

有 3～4 片出现堵塞，导致为燃烧器燃烧提供的二

次风分布不均匀；另外1#

燃烧器稳焰轮安装位置过

于靠前，与设计偏差约40 mm，不利于燃烧器稳定

燃烧。

2023 年.第 6 期 柴江华．CFB 锅炉启动过程中结焦原因分析 - 63 -

2.1.4   燃烧器点火枪偏短

检查发现1#

、4#

燃烧器点火枪长度为2 500 mm，

而设计为2 800 mm，明显偏短，导致点火时不易点

燃，多次试点火才成功。在此过程中油枪吹入炉膛

的柴油，易在流化不良的地方形成油焦。

2.2   布风板改造影响

改造前箭型风帽1 107个，每个风帽4个孔；改

造后钟罩风帽 870 个，每个风帽 8个孔，且风帽孔

径由18 mm×6 mm改造为φ14 mm。改造前后开孔

率及风帽外孔流速见表1。

表 1 改造前后开孔率及风帽外孔流速

时间 风帽数量 单个风帽孔数 布风板总面积 /m2 风帽出口面积 /m2 开孔率，% 流化风量 /（m3

·s-1） 外孔流速（/ m·s-1）

改造前 1 107 4 26.06 0.48 1.84 25 52.08

改造后 870 8 26.06 1.07 4.11 25 23.36

（a）双筛过滤料 （b）细床料 （c）掺混后床料

图4 床料粒径情况

由表1可以看出，开孔率增加，小孔风速降低。

而小孔风速越低，气流对床层底部颗粒的冲击力越

小，扰动减弱，不利于粗颗粒床料的流化，容易造

成粗颗粒沉积，引起流化不良，出现结焦。

布风板改造后阻力降低，当流化风量约1×105

Nm3

/h，改造前约5 200 Pa，而改造后约3 500 Pa。

布风板阻力降低，相对的布风均匀性也会减弱。如

果布风板的压降偏小，气流就会大量通过床层上局

部较疏松、阻力较小的截面。而一旦出现这种情

况，在这个局部截面上的颗粒，就会由于气流的

大量通过更趋稀疏，最后发生这个局部床层的“吹

空”（沟流）与其他局部床层的“压死”（局部流化

不良）[10]。对于处于稳定流态化的阻力较高的布风

板，受到干扰时容易自动恢复。比如通过调整减少

低位一次风时，流化风风压增加，风速会增加，阻

力压降与布风板上小孔风速的平方成正比，经过布

风板阻力的压降相应大幅增加，从而控制流化速度

增快，抑制布风恶化。而对于低阻力布风板，虽然

点火前做流化试验时观察床面流化良好，但是当减

少低位一次风后流化风风压增加，风速增大，引起

出口床面流化破坏，易出现吹走细颗粒床料而留下

粗颗粒床料的情况，最终导致床料分布不均匀，流

化状态更加恶化。

2.3   床料粒径的影响

适当的粒径是循环流化床锅炉正常运行的保证。

为减少点火热量的流失，锅炉点火初期流化风量一

般控制的较小，床料粒径过大易引起流化不良；而

粒度太小会造成大量颗粒在启动过程中逸出炉膛，

降低炉膛蓄热能力，影响炉膛热场分布的均匀性。

启动时填装的床料粒度需符合正态分布。一般

对床料进行双筛处理，掺混一部分细床料，整个床

料粒径约为D50＝4 mm，床料粒径对比见图4。但

是布风板改造后，风帽的小孔风速降低，对床层的

穿透性减弱，按照以前要求装填的床料粒径偏大，

易造成局部流化不良。

3   应对措施

通过对CFB锅炉改造后启动中结焦过程及影响

因素进行分析，确定结焦原因为：燃烧器火嘴油压

偏高、油枪套管磨损等因素导致燃烧不充分，不完

全燃烧的油雾滴与床料混合，造成燃烧器护燃罩周

边挂壁结焦。另风帽改造后，布风板阻力减少，风

帽出口小孔流速降低，填装的床料粒径偏大时，易

造成流化不均匀，引起局部温度偏高，出现低温结

焦，前墙区域表现较明显。针对这些原因，采取以

下改进措施。

（1）对燃烧器进行全面检查。对燃烧器模拟雾

化试验，及时更换雾化效果不好、磨损的油枪，配置

原装雾化片，核实稳焰轮位置。控制合适的火嘴油

压，雾化蒸汽压力约0.9 MPa时，燃烧器火嘴油压上

限不超过1.5 MPa，避免油压过高，影响雾化效果。

（2）对燃烧器助燃风导流板进行疏通，保证二

次风均匀分布。另外，CFB开工时合理配置二次风

- 64 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

风量、风压，按照每台燃烧器配风11 000 Nm3

/h进行

增加，风压由2 000 Pa提高到3 000～4 000 Pa，提高

助燃风刚性，缩小油枪雾化角度，防止挂焦。

（3）针对风帽改造后布风板阻力减小的影响，

对床料粒径进行调整。过筛去掉床料粒径≥10 mm

的颗粒，控制D50＝1 mm，增加床料的流动性。为

防止因布风板阻力减小导致流化不均匀，将静置床

料高度增加到850 mm。

（4）根据床料粒径和装填高度，将启动流化风

量恢复到原设计值，保证床料流化状态。

（5）在锅炉启动前认真检查风帽、风室，清理

杂物，做好冷态流化试验。在锅炉做流化试验或风

机联运时，运行时间控制在1～2 h，保证返料装置

充满床料，若发现床料低时，及时从人孔增补，避

免在点火升温时从前墙增补，影响前墙流化。

（6）严格按照锅炉升温曲线启动，减少过程中

不必要的停留等待时间，降低低温结焦的可能性。

4   实施效果

2022年8月10日CFB锅炉按照以上措施调整，

取得良好的效果，锅炉启动正常，燃烧器护燃罩周

边无挂焦，床料均匀无结焦。有效保证了改造预期

效果，降低了床温偏差及高温区床温，改造前后床

温偏差降幅约40～50 ℃，见表2。

造后，布风板阻力明显下降，启动过程中发生结焦

事故，通过分析主要是燃烧器安装维护、油压控制、

床层流化等影响。

在CFB锅炉启动时，调整床料粒径为D50＝1 mm，

静置床料高度增加到850 mm，合理配风，能够有效

保证床层流化。

CFB锅炉启动时，落实燃烧器检查维护，选择

合适的蒸汽雾化压力与火嘴油压。当雾化蒸汽压力

约0.9 MPa时，燃烧器火嘴油压上限不超过1.5 MPa，

可保证雾化效果，避免燃烧器周边结焦。

CFB锅炉改造后，布风板阻力明显下降，外孔

风速有所下降，降低了床温偏差及高温区床温，旋

风分离器分离效率提高，改造前后床温偏差降幅约

40～50 ℃，飞灰含碳量下降约4% 。

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表 2 改造前后床温偏差

项目 锅炉负荷 /

（t·h-1）

床温

最高点 /℃

床温

最低点 /℃

床温偏差 /

℃

改造前

230 973 883 90

210 937 848 89

190 880 789 91

改造后

220 925 880 45

200 909 849 50

180 862 817 45

旋风分离器分离效率提高，能够捕捉更多的小

颗粒床料返回炉膛参与循环燃烧，CFB锅炉飞灰中

位径由50 μm下降至24.93 μm，飞灰含碳量下降约4%。

5   结语

某企业CFB锅炉通过对布风板和旋风分离器改

2023 年.第 6 期 柴江华．CFB 锅炉启动过程中结焦原因分析 - 65 -

Analysis of Coking Causes in CFB Boiler Start-Up Process

Chai Jianghua

（SINOPEC Changling Branch Department，Yueyang，Hunan 414012，China）

Abstract: In view of the coking problem in the start-up process of circulating fluidized bed (CFB) boiler in an

enterprise, this Paper analyzes the factors such as high oil pressure of burner nozzle and wear of oil gun casing in

the start-up process of CFB boiler, which will cause poor atomization and inadequate combustion, resulting in coke

hanging around the burner. It is found that the non-uniform fluidization is easy to be caused under the conditions

of small wind baffle resistance, low flow velocity of t he cowl outlet hole and large Particle size of the bed after

the transformation of boiler system. Some measures to prevent boiler coking such as checking and replacing the

burner, appropriately reducing the size of the bed, increasing the height of the bed and shortening the starting time

are put forward, which can effectively avoid coking and ensure long cycle operation of the boiler. After the boiler

transformation, the bed temperature deviation is effectively reduced, and the separation efficiency of the cyclone

separator is improved. After the transformation, the bed temperature deviation is reduced by about 40~50℃ , and the

carbon content of fly ash is reduced by about 4%.

Keywords: CFB boiler；coking；burner；air distribution plate

Reason Analysis and Preventive Measures of

Waste Heat Boiler Leakage in Sulfur Recovery Unit

Hu Wenhao

（SINOPEC Yangzi Petrochemical Co., Ltd，Nanjing，Jiangsu 210048，China）

Abstract: The waste heat boiler is a key equipment in the sulfur recovery unit, and its stable operation is crucial

for the long-term operation of the unit. This article explores the causes of corrosion and leakage in waste boiler tubes

from the perspectives of corrosion conditions, boiler water quality, and scanning electron microscopy inspection. It

also analyzes the existing corrosion problems during the daily management of waste heat boilers and the shutdown

of Claus units under abnormal working conditions. Measures to prevent corrosion in waste heat boilers are proposed,

which is of great significance for the stable operation of the equipment.

Keywords: sulfur recovery unit；waste heat boiler；electron microscopy detection；dissolve oxygen corrosion；

corrosion prevention

（上接第 60 页）

摘  要：在“双碳”背景下，光热资源作为重要的洁净能源，发展空间巨大。该文介绍了

当前光热利用发展概况和某油田光热利用发展的优势，对该油田已投产光热利用

装置的应用情况、应用效果、管理运营模式、设备构成费用以及光热经济适用条

件进行了较详尽的分析。分析表明，这些项目应用后替代效果较好，能效比高，

减排二氧化碳显著，不仅环保，而且提高了能源利用效率，具有较好的经济效益

和社会效益，为同类型企业光热项目开发利用提供了有益的借鉴和参考。

关键词：新能源开发利用 光热资源 集热器 热价 绿色低碳

某油田光热开发利用情况及效果分析

孙玉杰，1

，邢建军 1

，张爱民 1

，顾永强 2

（1. 中国石化胜利石油管理局有限公司新能源开发中心，山东东营 257000；

2. 中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营 257237）

收稿日期：2023-01-11

作者简介：孙玉杰，工程师，从事新能源技术开发工作。

通讯联系人：孙玉杰，851628915@qq.com。

到 2022 年底，某油田“光热＋”项目并驾齐

驱，年节约标煤9.2万t，年碳减排23.8万t，相当于

近10万亩森林的减排量。发展新能源产业，该油田

具有得天独厚的资源优势。“十四五”末光伏发电

装机规模将达到500 MW。利用盐碱滩涂等闲置土

地资源，该油田计划建设1 500 MW集中式光伏发

电项目；依托现有的井场、联合站等土地资源和完

善的电网消纳优势，建设500 MW分布式光伏发电

项目。

1  光热利用发展概况

1.1   国内外光热应用情况

目前太阳能光热利用行业，主要包括太阳能热

水、采暖、工业供热、太阳能干燥、太阳能光热发

电等领域。建筑生活热水是主要应用市场，占太阳

能热利用90%左右。2021年我国生产太阳能集热器

中，真空管型销量1 094.5×104

m2

，占太阳能集热

器总量的73.7%；平板型销量710.7×104

m2

，占总

量的26.3%。

欧洲是除中国外的第二大太阳能热利用市场，

在欧洲太阳能平板集热器是主流。过去十年中，丹

麦、中国、德国和奥地利在全球大型太阳能热系统

的部署中发挥了主导作用。丹麦政府能源规划 2035

年电力和采暖全部采用可再生能源，2050年彻底取

代所有化石能源。

1.2   光热技术现状

光热集热效率及温度主要由集热技术和热转换

流体决定，这也决定了未来光热利用技术的创新突

破点在集热器及热转换流体两个领域。集热器的技

术性能决定了聚光聚热效率，蓄热储能技术决定了

光热可延长运行时间。

1.2.1   集热技术

太阳能集热器作为一种将光能转化成热能的设

备，是太阳能光热利用系统的核心部件，其效率和投

资成本会影响到整个集热系统的性能和经济性。常见

太阳能集热器可分为平板式集热器和真空管式集热器。

1.2.2   蓄热储能技术

蓄热储能技术是一种将电能转化为热能再储

2023 年 12 月·第 8 卷·第 6 期 >> 绿色低碳文化 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

2023 年.第 6 期 孙玉杰，等．某油田光热开发利用情况及效果分析 - 67 -

存起来的技术，用于平衡电力供需和提高能源利用

效率。一般来说，储热类型包含显热储热、潜热储

热、热化学储热三种，三种技术指标对比见表 1。

显热储热通过加热物体使其温度升高；潜热储热则

通过物质相变释放或吸收热量；热化学储热是利用

化学反应释放热量。通过应用这些技术，能够更好

地管理能源，并在需要的时候释放储存的热能。

目前显热储热技术主要应用于工业窑炉和电采

表 1 不同储热类型对比

储热类型 储热规模 /MW 成本 /（元 /kW·h） 技术优点 技术缺点

显热储热 0.01 ～ 10 0.5 ～ 50 系统集成相对简单，储能成本低，储

热介质对环节友好

储能密度较低，大规模实施体积大，

热损问题突出

潜热储热 0.01 ～ 1 50 ～ 250 在等温状态释放热量，储能密度高于

显热

储热介质对环境影响大，热稳定性需

加强，相变材料消耗费用高

热化学储热 0.01 ～ 1 40 ～ 500 储能密度最大，适合紧凑装置，储热

期间的散热损失可以忽略

储热过程复杂，控制难度大，目前无

大规模工业化应用

暖、居民采暖、光热发电等领域中；潜热储热技术

主要用于清洁供暖、电力调峰、余热利用和太阳能

低温光热利用等领域；热化学储热技术尚处于小试

研究阶段，实际应用中还存在许多技术问题，项目

案例较少。

1.2.3   自控技术

太阳能光热自控技术广泛应用于太阳能热水

器、太阳能发电等领域。目前已能够实现远程数据

采集，远程操作，光热系统自诊断、自学习等功

能，实现智慧供热，减少热源浪费。它通过传感

器、控制器等设备实现对太阳能热量采集利用的精

确控制和调节，提高能量利用效率。该技术得到了

广泛应用，能够满足家庭、工业和商业等各个领域

对热水和电力的需求，减少对传统能源的依赖，降

低能源消耗和碳排放。

通过远程数据采集和远程操作，系统可以实时

监测和调整温度、水流、能耗等参数，以实现最佳

的供热效果和能源利用效率。同时，光热系统的自

诊断和自学习功能能够自动检测故障并进行智能化

改进，提高系统的可靠性和自主调节能力。这不仅

能够减少热源的浪费，还能够降低人力成本和保障

供暖的稳定性。

2   某油田光热利用发展优势

2.1   太阳能资源优势

研究涉及地区太阳能资源丰富，年平均太阳总辐

射量为1 450 kW·h/m2

，其中直射辐射量844 kW·h/m2

，

散射辐射量 606 kW·h/m2

，平均日照时长大于 6 小

时，属于三类较好地区。该地区开展光热利用具有

非常大的自然资源优势。

2.2   消纳和土地优势

油田的资源优势和集输加热需求为光热利用提

供巨大的应用场景。油田在用加热炉约3 000座，原

油储罐数量众多，在优化关停、实施气改电措施后

依然有大量加热炉在运行，用热需求较大。井场闲

置面积较多，在考虑作业空间、安全距离后，可利

用向阳闲置面积，根据用热负荷匹配规模适宜的光

热装置，优化用能结构，提高清洁热的用能占比。

目前传统的原油加热、开采运输用热、稠油热

采方式浪费宝贵的电力和燃气，并不具备可持续发

展性。利用太阳能集热储热技术来提供原油加热、

运输、稠油热采、注汽所需的热能是一种可持续发

展的绿色能源技术。

2.3   油田政策优势

油田在光热利用方面，推行“光热＋”模块化、

橇装化设计，研发转化效率更高的“光热＋”设备

和匹配的加热工艺，“十四五”期间替代燃气加热

炉、电加热设备500台套以上。

因此，该油田在“十四五”做大做优做强新能

源业务的关键时期，应充分发挥油田在光热利用领

域具有的资源、土地、消纳、技术优势，抢抓战略

机遇，推动光热利用在新能源产业中的进一步发展。

3  油田已投产光热利用装置应用情况分析

3.1   油田光热利用概况

目前该油田进行先导实验及投产运行太阳能加

- 68 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

热装置共计63套，针对不同技术类型的装置开展先

期现场试验。应用场景见图1。技术工艺路线包括：

真空管热管集热器、玻璃金属超导集热器、槽式太

阳能集热器等。

表 2 单井储罐加热应用项目统计

项目 孤岛采油

管理十区

现河草东

管理区 小计

装置数量 / 台 7 6 13

产液量 /（t/d） 81.6 61 72

出油量 /（t/d） 28.3 12.49 21

井口温度 /℃ 35 ～ 40 40 ～ 45 35 ～ 45

拉油温度 /℃ 75 ～ 80 75 ～ 80 75 ～ 80

电热棒功率 /kW 140 216 175

年节电 /（kW·h） 53.8 71.2 125

表 3 单井集输加热应用项目统计

项目 孤岛采油

管理五区

孤岛采油

管理九区 小计

装置数量 / 台 9 14 23

出液量 /（t/d） 120.6 265.5 208.8

来液平均进口温度 /℃ 32 ～ 35 35 ～ 40 32 ～ 40

来液出口温度 /℃ 50 ～ 60 50 ～ 60 50 ～ 60

热负荷 /kW 210 430 344

节约天然气（×104

m3

） 15.5 49.5 65

图1 某油田光热利用场景

加热炉替代

计量站加热 单井集输加热

单井储罐加热

已投运的63套太阳能加热装置中1套为场站光

热项目，62套为单井光热替代项目，投产时间集中在

2017—2021年，其中新能源中心共计投产36台。

从单井产液及加热需求来看，产液量1.3～77.9

t/d，以10.0～20.0 t/d居多；出油量0.4～16.9 t/d，

以1.0～3.0 t/d居多；加热温差5～55 ℃ ，以10～25

℃居多；用热负荷5～55 kW，主要为10～20 kW。

从投资费用来看，已实施62套单井光热项目总投资

1 794万元，单台设备28.9万元，平均负荷13.75 kW。

3.2   已投产项目开展情况

3.2.1   单井储罐加热应用

以A区为例，该区油井产量低、未进行管线集

输，井口安装储油罐，采取罐车拉运方式，储油罐

内安装电加热棒。

项目新建太阳能自控加热装置13套，通过集热

器加热循环介质，循环介质进入储油罐，经加热盘

管加热原油，可将原油加热至70～80 ℃。项目实施

后预估年可节电125×104

kW·h。详见表2。

3.2.2   单井集输加热应用

该区油井因原油粘度偏高（50 ℃粘度 5 000

MPa·s左右）、流动性较差，需依靠井口加热来降低

回压，保证正常生产。

项目新建太阳能自控加热装置23套，替代原燃

气加热炉。将太阳能转换为热能，利用换热器为采出

液加热，项目实施后年预估可节约天然气65×104

m3

。

详见表3。

3.2.3   场站加热情况

采油厂B油区C计量站场周边有闲置场地，新

建太阳能集热器 306 组（占地 1 300 m2

）。光热设

施于2020年11月底投产，集输液量400 m3

/d，油量

207 t/d，温升10 ℃，光热平均供热量5.58 GJ/d，工

艺需求用热为7.69 GJ/d，需补充2.11 GJ/d，光热替

代率为0.726。可看出系统供暖能力与工艺需求存在

一定差距。但该系统通过使用光热能源，成功减排

二氧化碳349 t/a，整体能效比高达3.65，表明该系

统不仅环保，而且能够高效利用能源，具有较好的

经济效益和社会效益。应用项目效果统计见表4。

3.2.4   槽式太阳能集热器先导实验

槽式太阳能集热器通过跟踪太阳，反射聚焦、

吸收太阳光能，将低能量密度的太阳光转化为较高

的集热温度和热能，光热理论转化效率最高可达

75%，集热温度能够达到300 ℃。在某井场开展试

验，设备加热功率50 kW，有效集热面积为122.4 m2

。

试验以来设备运行正常，测算年节约天然气3.27×

104

m3

。

2023 年.第 6 期 孙玉杰，等．某油田光热开发利用情况及效果分析 - 69 -

3.3   管理运营模式

目前管理运营模式主要有三种：乙方以技术服

务费方式运营47台、采油厂管理运营8台、合同能

源管理 8 台。均采用智能化管理，现场无人值守，

通过监控系统进行远程监控。其中合同能源管理模

式中由供应商投资，通过节约电量、气量产生效

益，一般前5年收益给供应商，后续双方均分收益，

或根据双方谈判按比例划分节约收益。

3.4   设备构成费用分析

油田已投用光热装置的技术以真空管热管集热

器、玻璃金属超导集热器为主，槽式太阳能集热器

较少。对已投产的加热功率20 kW的光热设备费用

进行分析，其中槽式集热器单位功率造价最高，详

见表5。

3.5   光热经济适用条件分析

3.5.1   供热成本分析

统计分析已投产的光热项目数据，确定不同装

机功率下供热成本见表6。随着功率增加，单位GJ

热价呈现下降趋势。

表 5 不同类型光热设备费用构成

名称

真空管热管集热器 玻璃金属超导集热器 槽式集热器

20 kW 替代率 50% 20 kW 替代率 50% 10 kW 替代率 100%

费用 / 万元 占比，% 费用 / 万元 占比，% 费用 / 万元 占比，%

集热部分 11.69 42.10 13.88 49.40 13.10 33.00

储热部分 5.22 18.80 5.15 18.30 8.14 20.50

换热部分 3.00 10.80 3.34 11.90 11.25 28.34

自控部分 3.19 11.50 3.38 12.00 3.00 7.56

安装及其他 4.67 16.80 2.35 8.40 4.21 10.61

合计 27.77 100.00 28.1 100.00 39.70 100.00

表 6 不同装机功率光热装置成本统计

集热面积 /m2 功率 /kW 投资费用 /

万元

光热供热量 /

GJ

总供热量 /

GJ

节电量 /

万 kW·h 服务费 / 万元 热价 /

（元 /GJ）

热价 /

（元 /GJ）

24 10 15.51 67.2 134.4 1.87 3.03 225 167

36 15 18.81 100.8 201.6 2.8 3.88 192 135

48 20 22.11 134.4 268.8 3.73 4.73 176 119

60 25 25.41 168 336 4.67 5.58 166 110

84 35 32.01 235.2 470.4 6.53 7.29 155 99

120 50 41.91 336 672 9.33 9.84 146 90

180 75 57.81 504 1 008 14 14.01 139 83

240 100 73.71 672 1 344 18.67 18.19 135 80

表 4 场站加热应用项目统计

项目 检测数据

集输液量 400 m3

/d

温升 10 ℃

日均耗电量 585 kW·h/d

光热平均供热量 5.58 GJ/d

工艺需求用热量 7.69 GJ/d

减排二氧化碳 349 t/a

光热替代率 0.726

系统整体能效比 3.65

- 70 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

3.5.2   光热经济适用界限

按照0.611 7元/kW·h，90%电热转换率，电加

热用电成本为189元/GJ，考虑折旧、维修等费用，

电加热单位供热成本为214元/GJ。与电加热相比，

年用热需求超过200 GJ，光热装机功率大于16 kW，

光热集热面积超过40 m2

，光热供热BOO热价低于

电加热运行成本189元/GJ。

若供热量较低或非全年加热负荷，则宜采用电

加热方式。

4   结语

大力推进光热资源开发利用，是实现油田碳

中和目标的必然要求，符合国家节能减排的历史进

程。某油田具有丰富的闲置土地、光热资源和消纳

能力、较成熟的光热开发利用技术优势。通过建立

综合评价研究技术团队，开展太阳能集热器的集热

效率影响因素优化研究，完善不同用热场景下储能

材料的设计优选，实现成本最优；开展不同工况下

“太阳能光热＋储能”替代油气站场加热炉技术经

济性及适用性研究和评价，确定应用技术界限。深

化不同场景下光热开展共性问题的探讨和攻关，持

续降低光热系统的运行和维修成本，不断提升油田

光热开发利用的软实力，促进油田新能源开发利用

的高质量发展。

参考文献

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综述[J]．电力电子，2010，9（3）：16-22.

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行及优化规划研究综述与展望[J]．中国电机工程学报，

2016，36（21）：5765-5775+6019.

集热面积 /m2 功率 /kW 投资费用 /

万元

光热供热量 /

GJ

总供热量 /

GJ

节电量 /

万 kW·h 服务费 / 万元 热价 /

（元 /GJ）

热价 /

（元 /GJ）

300 125 89.61 840 1 680 23.33 22.36 133 77

360 150 105.51 1 008 2 016 28 26.53 132 76

420 175 121.41 1 176 2 352 32.67 30.7 131 75

480 200 137.31 1 344 2 688 37.33 34.88 130 74

540 225 153.21 1 512 3 024 42 39.05 129 73

600 250 169.11 1 680 3 360 46.67 43.22 129 73

续表

（下转第 76 页）

2023 年 12 月·第 8 卷·第 6 期 >> 企业战略 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

摘  要：碳捕集利用与封存（CCUS）技术是中国实现碳中和的重要手段。近十年来，全

球特别是中国CCUS技术和产业取得重要进展。基于CCUS产业在油气行业应用

现状，分析海洋石油企业发展CCUS产业的潜力与优势，有针对性的提出适合海

洋石油企业发展CCUS的实施路径。该文强调要明确CCUS产业发展定位，规划

顶层设计，坚持示范先行，加快关键技术的攻关和人才队伍建设，探索商业模式、

项目管理与运作的方法，建立海洋CCUS方法学。同时，建议国家相关部门尽快

制定和出台针对CCUS项目的财税及金融配套政策，加快推进CCUS产业集群示

范工程建设，抓住早期机遇开展产业布局。

关键词：碳捕集利用与封存（CCUS） 商业模式 实施路径 对策建议

CCUS 产业在海洋石油企业实施路径思考

饶伟，1

，高波 2

，张磊 2

，闫晓东 2

，郑继龙 2

（1．中国海油能源发展股份有限公司清洁能源分公司，天津 300452；

2．湛江南海西部石油勘察设计有限公司，广东湛江 524057）

碳捕集、利用与封存（CCUS）技术是将CO2

从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接进

行利用或注入地层以实现CO2永久减排的过程[1–4]，

是碳捕集与封存（CCS）技术的升级。CCUS是应

对气候变化的重要技术保证，是我国实现碳中和不

可或缺的关键性技术之一，是抵消无法消减碳排

放、实现碳中和目标的托底技术保障[5–8]。

1   CCUS 在油气行业应用现状

根据全球碳捕集与封存研究院相关数据，截

止2022年9月，全球共有196个CCS相关项目，其

中已建项目30项（捕获能力4 250万t/a），在建项

目11项（捕获能力960万t/a），最新发展项目78项

（捕获能力 9 760 万 t/a），早期发展项目 75 项（捕

获能力9 180万t/a），暂停项目2项（捕获能力230

万t/a）。

现阶段，CCUS项目涉及领域不断扩大，规模

也持续增长。2020 年以前碳源主要源于高浓度碳

源，且主要用于油田驱油；2020年之后，碳源逐渐

拓展至低浓度碳源，特别是近两年出现直接空气捕

集（DAC）CO2项目，且碳源可用于驱油与纯地质

封存。2022年规划及在研CCUS项目平均单体规模

（186万t/a），较2021年增长67.7%[9]。

对于海上低渗油田来说，由于储层渗透率低，

注水开发难度大，导致储层储量有效动用难度较

大；已动用的低渗储层单井产量低且递减快；采油

速度低，注水困难，采收率低。基于室内的研究

（以某区块为例）发现，CO2驱可大幅提高原油采收

率，基于水驱可提高采收率10.47%[10]。海上稠油储

量规模巨大，开发以常规水驱为主，驱油效率低，

开发效果不理想，急需探索新的高效开发方式。

CO2具有较好的增溶膨胀作用，能补充地层能量，

提高地层压力；此外CO2能降低原油粘度，降低流

度比，大幅度提高原油采收率。国内外成功的矿场

试验证明，CO2一般能使原油采收率提高8%～15%。

收稿日期：2023-08-01

作者简介：饶伟，硕士，高级经济师。目前主要从

事海上新能源政策与管理研究。通讯联系人：饶伟，

raowei@cnooc.com.cn。

- 72 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

在产业挑战方面，经济性、技术、产业协同

链条制约 CCUS 在油气行业的发展。目前，我国

CCUS产业整体仍处于研发和实验阶段，缺少全流

程一体化、大规模且可复制的经济效益明显的集成

示范项目。据统计，目前CCUS示范工程投资额都

在数亿美元[11]，且安装碳捕集装置将产生额外的资

本投入和运行维护成本［12–13］

。

在技术发展方面，我国CCUS技术目前尚处于

研发和示范的初级阶段，单一项目平均捕集能力仅

为2.7×105

t/a，且具有高能耗、高成本、高不确定

性[14–15]，全产业链的工程经验和技术数据仍在积累，

CCUS发展的产业链、供应链尚未构建，知识产权

壁垒仍存在，这都制约着CCUS技术的实施与推广。

在地质利用方面，国内现有示范项目多以驱油

为主，驱气处于先导试验阶段。中国已投运或建设

中的CCUS示范项目约为40个，地质利用和封存项

目以CO2–EOR为主[16]。中国石油的大庆油田、吉

林油田、新疆油田、长庆油田和中国石化的胜利

油田、中原油田等均在开展CO2–EOR先导性试验，

特别是吉林油田和胜利油田已成功建成CO2驱油与

埋存示范基地。中海油中联煤层气有限责任公司先

后在山西沁水和山西柳林开展CO2驱替煤层气现场

试验[17]。在咸水层封存方面，油气行业涉及较少，

主要集中于煤电行业。盐水层封存的示范项目主要

有神华集团鄂尔多斯CCS示范项目[18]、连云港清洁

煤能源动力系统探究设施等。2021年8月28日，中

海油启动了我国首个海上CO2封存示范工程。2023

年 6 月 1 日，我国首个海上 CO2封存示范工程项目

在南海东部海域正式投用，开始规模化向海底地层

注入伴随海上石油开采产生的CO2。

在标准规范方面，未形成统一的CCUS标准规

范体系。油气企业在CCUS示范工程建设过程中大

多参考国内外已有的相关标准规范，并未形成适用

于油气行业CCUS工程建设的标准体系。

2   海洋石油企业发展 CCUS 产业的潜力与优势

在源汇匹配方面，海洋石油企业具有巨大优

势。数据显示，2022年，我国CO2排放总量114.77

亿吨。鉴于我国火电、钢铁、水泥等企业大量分布

在沿海地区，海上CCUS将成为这些行业实现碳中

和的重要手段。中国海上渤海湾、珠江口、莺歌海

三个盆地具备规模宏大、地质油气藏条件优越、提

高采收率潜力巨大等有利条件。海相盆地中广泛存

在的深部咸水层具有储量大、盖层组合有力的特

点，可作为海上高含CO2层系产气回注、陆上气源

离岸封存的首选场所，海上枯竭气藏也可作为封存

场所。根据2000年全国第3次油气资源调查数据，

相应于天然气地质储量，我国主要盆地气田CO2储

存容量约为 304.83 亿吨，其中陆地区约占 78.1%，

大陆架区约占21.9%[19]。大陆架区中莺歌海储存容

量最大，约占大陆架储存容量的38.6%[19]。

在产业能力方面，海洋石油企业具有巨大的优

势。从某种程度上讲，海上CCUS是海上油气开采

的逆流程。海洋石油企业产业链条齐全，无论是海

上还是陆地上，地上还是地下，在CCUS产业涉及

的捕集、汇集、储存、运输、回注、封存、利用、

泄漏监测等各环节，从工程设计、建造、安装、施

工、项目管理、运维全链条，从技术、产品、工

程、服务各方面都具有产业能力。目前结合CCUS

产业发展需求，海洋石油企业已具备CCUS全流程、

全产业链的服务能力。

在安全性方面，海洋石油企业具有较大优势。

陆上CCUS示范工程，泄露的CO2会对地表土壤酸

碱性造成影响，严重破坏土壤性质，影响农作物的

生长；此外，还会造成地下水酸化污染，溶解岩石

封堵层，增加其硬度和酸度；由于密度比空气重，

CO2会下沉取代氧气，对人类造成窒息，严重时导

致死亡。对于海上来说，偏离人群具体场所，且具

有水体隔离作用，因此，相关问题影响更小或并不

存在。此外，海洋对CO2还有一定的封存作用。与

陆上相比，海上建设CCUS示范工程不会牵扯土地

征收的问题。

目前海上CCUS仍存在一定的发展瓶颈：在技

术方面，监测技术、超临界CO2管道建设、钻井修

复工艺、下一代低能耗碳捕集技术仍和国际最新进

展存在差距；在工程建设方面，海上CCUS的投资

成本更高，海洋平台空间受限，运行经费不足，积

极性缺失。

3   海洋石油企业 CCUS 产业发展的实施路径

基于CCUS在油气行业应用现状，结合海洋石

油企业发展CCUS产业在源汇匹配、产业能力方面

2023 年.第 6 期 饶伟，等．CCUS 产业在海洋石油企业实施路径思考 - 73 -

的潜力与优势，提出海洋石油企业CCUS产业发展

的实施路径。

3.1   顶层设计思考

明确CCUS产业发展定位，做好顶层设计。加

大与可再生能源耦合力度，减少技术实施过程中化

石能源消耗数量，以实现真正意义上的减排，同时

促进新能源产业发展；整合优势资源，打造完备的

CCUS产业供应链，为CCUS规模化提供必要支撑；

加强产业间融合和企业内部协作，碳捕集源头更多

是在电力行业，而大规模应用CO2驱油则在石油石

化行业，不同行业之间的有效融合有利于项目的应

用和推广。

渤海油田周边主要 CO2排放源有渤中 19–6 凝

析气田Ⅰ期26万t/a，北疆电厂一期30万t/a。渤海

CCUS主要技术包括辽东和秦皇岛区域的稠油注气

和吞吐措施，渤南区域的低渗注气驱油，渤西区域

的枯竭油气藏CO2埋存、咸水层埋存等，这些都是

海洋石油企业可以考虑的CO2利用措施。

3.2   坚持示范先行

企业涉及探索碳利用与封存产业化发展。坚持

以“示范先行、能力打造、内外兼顾、合作共赢”

为原则，逐步推进工程项目实施，实现商业化运

作。示范工程具有先导性意义，不仅可以帮助海洋

石油企业积累实际经验，也可在工程建设过程中检

验自身技术能力，更能为未来CCUS技术的发展提

供方向指引。

中国海油在南海东部恩平15–1油田群建成国内

首个海上CO2封存示范工程，陆地天然气终端正在

加快启用CO2回收利用工程。中国海油与广东省政

府、壳牌、埃克森美孚已启动大亚湾区CCS/CCUS

集群示范项目联合研究，旨在推动大规模示范工程。

3.3   探索商业模式

商业盈利模式是CCUS产业发展的生命力。借

鉴国内陆上CCUS示范项目运营模式：一是独立运

营，企业作为CCUS示范工程独立运营者，虽承担

所有项目风险，但可充分调动内部企业积极性，且

运营成本低，例如吉林油田、胜利油田的CO2驱油

项目均利用油田内部服务企业开展项目支持服务工

作，有效提高内部企业参与度和积极性，结合海上

油田多年的服务经验，在工作衔接及运营管理方面

发挥优势，降低运营成本。二是间接运营，购买碳

源企业的CO2，然后销售给需求方或者封存CO2来

换取补贴，例如新疆敦华石油技术有限公司在新

疆油田的CCUS服务项目，通过销售碳源的方式为

项目提供气源，同时可通过CO2埋存量换取政府补

贴，降低项目运营成本。

在合作模式方面，碳排放企业可建立“俱乐部

会员制”，共同投资CCUS工程项目，按出资比例分

配收益；专业服务公司和碳排放企业之间可通过技

术服务和投资相联合的方式，共同开发CCUS工程

项目，按照一定比例分配收益。

在业务模式方面，通过生产干冰和食品级CO2、

CO2驱油提高采收率、化学品转化利用和微藻固碳

等方式实现盈利。CCS项目需要将其开发成国家核

证自愿减排量（CCER）或者碳配额交易的方式实

现盈利，国家碳交易价格对其收益影响较大。

在外部市场，可通过约定商务模式方式，灵活

调整利益分配。一是通过直接收取服务费用的方式

获取直接收益，而项目获得碳减排量归属对方；二

是通过协商，对项目获得碳减排量进行合理分配，

再进一步将分配得到的碳减排量通过碳交易、碳金

融等碳资产管理的方式，转化为经济收益；三是上

述两种方式结合，在获得直接经济收益的基础上，

获得一定的碳减排量补偿。第三种方式更为灵活，

也更有利于拓展市场。

3.4   项目管理与运作

CO2利用方向需建立气驱提高采收率相关经验

及项目管理运作能力，针对海上油田特征，围绕气

驱油藏筛选、注气机理、注入工艺、注气防窜、防

腐及安全控制等技术发展和能力建设，形成“油

藏＋研究＋工艺＋产品＋装备＋效果跟踪评价+防

控”的一体化服务能力。CO2封存方向需建立封存

场址优选与封存潜力评价，封存稳定性评价研究能

力，以及全流程运营维护及监测能力。

海洋石油企业前期可专注CO2驱油，在缓解减

排压力的同时，产生一定的经济效益；CO2化学利

用，关键是调研市场，明确市场对于CO2化学品需

求的饱和度，待CCUS技术不断成熟、成本进一步

下降、相关法律法规趋于完善，可逐步进行大规模

的CO2地质封存；此外CCUS也可与新能源（海上

风电、光伏）相结合，打造多种形式的一体化碳中

和产业园区。

- 74 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

建立数字化运营管理平台，实现整个项目管理

的可视化、智能化。不仅实时监控整个CCUS项目

的状态，更重要的是通过对CCUS项目长时间的数

据收集，平台可根据相应场景，在遇突发状况时，

给予科学合理的处理建议，现场工程师通过无线传

输指导实地操作。例如，斯伦贝谢公司在注入开始

之前，设计和建造配备传感器的监测井，从井和地

面系统中实时获取监测数据[21–23]。

4   海洋石油企业 CCUS 产业发展的保障措施

4.1   加快技术攻关

海上CCUS具有特殊性，在海上平台捕集、运

输、封存和监测等方向还面临亟待解决的技术难

题。在攻关过程中，要坚持“低成本”的运维思维，

为工程商业化实施提供技术保障，提高市场竞争

力。在地质利用和封存的同时，还应大力推进CO2

化学利用技术研发和应用。坚持自研为主，借助产

学研联合平台，推动CCUS关键核心技术的快速落

地，为CCUS未来规模化发展奠定基础。

基于国内陆上已建CCUS示范工程，在工程建

设过程中碳捕集的成本占比最大，但由于海底CO2

管道建设成本要远高于于陆地，此外海上平台的建

设成本、钻井成本等都需要统筹。同时，由于海

上平台空间小的原因，海上CCUS项目还需要考虑

CO2注入装备小型化、撬装化、集成化技术的攻关。

4.2   建设人才队伍

人才是CCUS产业发展的关键，相关高校“碳储

科学与工程”专业已于2022年秋季正式招生。海洋

石油企业应充分挖掘在化学工程、石油工程、地质工

程、储运工程、船舶工程、环境工程等领域现有技

术人才，同步加快行业领军人才、高端技术人才的引

进和培养。快速形成一支捕集、运输、利用和封存全

流程专业人才队伍，能够承担科研项目和工程项目。

搭建校企人才合作平台，企业员工深入大学，

了解CCUS技术发展方向，有针对性地培养CCUS

技术能力；对于学校来说，深入了解企业需求，科

学研究落地于实际工程需要，提高企业对相关学术

成果认可度，便于相关技术成果从实验走向现场，

同时也为后期CCUS技术研究提供应用指导。

4.3   建立海洋 CCUS 方法学

温室气体（GHG）核算方法是利用数学、工程

学和经济学工具计算组织项目及产品服务过程中产

生 GHG 排放量的程序和规则，包括排放量事前事

后估算、审定、测量、检查和核证等部分[18-19]。

碳足迹是碳核算方法学的另一个角度。目前，

英国PAS 2050：2008标准是目前唯一公开具体的

计算方法、也是人们使用最多评价产品碳足迹的

标准。

海洋石油企业可根据自身特点，借鉴国内外现

有海洋CCUS示范工程，搭建适用于海洋CCUS全

流程的方法学，贯通CCUS全生命周期。

4.4   参与国家核证自愿减排量（CCER）交易

CCER标准体系[21–23]：一是清洁发展机制（CDM）

项目，在发改委获得注册未经联合国注册的减排

量；二是我国推出的自愿减排标准，比如，北京环

境交易所联合Bluenext环境交易所推出了自愿减排

标准（熊猫标准）；三是国际上已有的自愿减排标

准（VCS标准）。

2012年国内开始建立自愿减排交易市场，但由

于温室气体自愿减排交易量较小、不规范等问题而

暂停。2023年10月19日，生态环境部、国家市场

监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办

法（试行）》，标志着暂停6年的CCER市场正式重

启。温室气体自愿减排交易是通过市场机制助力实

现碳达峰碳中和目标的重要制度创新，有利于鼓励

更广泛的行业、企业参与温室气体减排工作。海洋

石油企业在建立海上CCUS全流程方法学的基础上，

应积极参与CCER交易，推动海上CCUS项目商业

化发展。

5   结论

（1）海洋石油企业CCUS尚处于研发和示范的

初级阶段，CCUS发展的产业链、供应链尚未构建，

知识产权壁垒仍存在，未形成统一的CCUS标准规

范体系，这都制约着CCUS技术的实施与推广。

（2）结合海洋石油企业发展CCUS产业在源汇

匹配、产业能力方面的潜力与优势，明确CCUS产

业发展定位，做好顶层设计，争当探索碳利用与封

存产业化发展的先行者，争做CCUS商业模式的探

索者，坚持以“示范先行、能力打造、内外兼顾、

合作共赢”为原则，实现商业化运作，形成CCUS

全流程、全周期一体化服务能力。

2023 年.第 6 期 饶伟，等．CCUS 产业在海洋石油企业实施路径思考 - 75 -

（3）加快技术攻关，坚持“低成本”的运维思

维，为工程商业化实施提供技术保障，借助产学研

联合平台，推动 CCUS 关键核心技术的快速落地；

争当CCUS人才队伍的培养者，搭建校企人才合作

平台，搭建适用于海洋CCUS全流程的方法学并积

极推动国家核证自愿减排量重启，推动CCUS商业

化发展。

参考文献

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- 76 - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

Discussion on CCUS Industry Implementation Path in Offshore Oil Companies

Rao Wei1

，Gao Bo2

，Zhang Lei2

，Yan Xiaodong2

，Zheng Jilong2

（1．CNOOC Enertech-Clean Energy Branch，Tianjin 300452，China；

2．Survey & Design Co., Ltd，CONHW Zhanjiang，Zhanjiang，Guangdong 524057，China）

Abstract: Carbon Capture Utilization and Storage（CCUS）technology is an important mean to achieve

carbon neutrality in China. In the past decade, important progress has been made in CCUS technology and industry

worldwide, especially in China. Based on the current situation of CCUS industry applications in the oil and gas

industry, this paper analyzes the potential and advantage of developing CCUS industry for offshore oil companies

and proposes a targeted implementation path for development. This paper emphasizes planning top-level design,

insisting on demonstration first, accelerating key technology research and development, building talent teams,

exploring business models, project management and operation, and establishing an offshore CCUS methodology. It

suggests that relevant national departments should formulate and introduce supporting fiscal and financial policies for

CCUS projects as soon as possible, accelerate the construction of CCUS industry cluster demonstration projects, and

seize early opportunities to carry out industrial layout.

Keywords: carbon capture；utilization and storage；business model；implementation pathway；countermeasure

suggestions

Analysis of the Utilization and Effectiveness

of Photothermal Development in a Certain Oilfield

Sun Yujie1

，Xing Jianjun1

，Zhang Aimin1

，Gu Yongqiang2

(1. New Energy Development Center，Sinopec Shengli Petroleum Administration Co., Ltd.，Dongying，Shandong

257000，China；

2. Gudong Oil Production Plant，SINOPEC Shengli Oilfield Company，Dongying，Shandong 257237，China)

Abstract: In the context of \"dual carbon\", solar thermal resources, as an important clean energy, have enormous

development space. This article introduces the current development overview of photothermal utilization and the

advantages of photothermal utilization in a certain oilfield. It provides a detailed analysis of the application situation,

application effect, management and operation mode, equipment composition cost, and economic application

conditions of the photothermal utilization device that has been put into operation in the oilfield. Analysis shows

that these projects have good substitution effects, high energy efficiency ratio, significant carbon dioxide reduction,

not only environmental protection, but also improved energy utilization efficiency, with good economic and social

benefits. They provide useful reference and guidance for the development and utilization of solar thermal projects in

similar enterprises.

Keywords: new energy development and utilization；photothermal resources；collector；heat price；green

and low carbon

（上接第 70 页）

政策导向

政策导读

国际碳减排政策借鉴及我国碳减排政策趋势研判 / 胡明禹，刘文蛟，高蕙雯，刘剑平，廖健（1·1）

“十四五”以来我国能耗 “双控” 制度调整与影响分析 / 王盼（4·1）

热点透视

专家观点

低碳甲醇燃料全生命周期碳排分析 / 程一步（1·9）

基于平准化成本的绿氢产业经济性研究 / 王盼（2·1）

碳排 “双控” 政策趋势下炼化企业应对策略研究 / 胡明禹，高蕙雯，廖健，刘剑平，姜庆（2·10）

不同储能技术的经济性及应用前景分析 / 李杨楠，张国昀，程一步（3·1）

我国石油化工行业绿色低碳转型面临挑战与对策 / 皮光林（3·9）

SEPS 的结构表征与制备应用 / 莫锦涛（6·1）

热点剖析

锂离子电池隔膜行业发展现状及趋势展望 / 隋谨伊，吕晓东（1·17）

先进生物液体燃料发展现状及前景展望 / 闵剑（1·22）

国际石油公司氢能业务发展趋势及其启示 / 程诺，曹勇（2·15）

国际油气公司进入电力行业案例分析 / 王婉今（2·21）

欧洲石油公司上游业务转型策略与启示 / 赫鹏飞（2·28）

“双碳”目标下地热资源开发利用模式研究——以黄河三角洲地区为例 / 牛海瑞，张钰景，叶大帅，朱咸涛，

刘嘉浩，来静娜，刘帅（2·33）

制氢加氢一体站发展前景剖析 / 曹田田，张颖超，刘铉东，徐润，方斌一，严文锐（4·7）

70 MPa 氢燃料电池汽车在 35 MPa 加氢站安全加注的研究 / 梅宏民（4·14）

浅谈拓展氢能公路交通应用场景的措施及建议 / 刘安（4·21）

乙醇酸共聚酯的研究进展 / 赵剑锋（4·25）

70 万吨 / 年连续重整装置能耗核算分析 / 王奇，李林，陈爱青（4·32）

我国高端石化材料在新能源领域的应用及市场研究 / 杨惠馨，吕晓东，隋谨伊，李超，赵睿，李雪（5·1）

绿色甲醇在船运燃料市场的前景分析 / 徐慧贞，闵剑（5·10）

石化炼厂场景下光伏绿氢技术研究与应用 / 刘宏亮，李德纯，程雅雯，达珺，白章（5·15）

低碳技术

碳核算

底水砂岩油藏 CO2 驱效益分析与评价研究 / 安媛（3·13）

油气开采行业产品碳足迹核算方法研究 / 田涛，尹迪，罗艺，马坤，李志刚，白凌云（6·8）

2023 年 12 月·第 8 卷·第 6 期 >> 总目次 <<

石油石化绿色低碳

Green Petroleum & Petrochemicals

石油石化绿色低碳

2023 年分类索引

（括号内数字为期数·页数）

- II - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

碳市场与碳管理

油价对碳排放权价影响的区域性差异研究 / 陈敏，吴延晖（3·21）

CO2 减排技术

炼油企业系统节能降碳实践 / 冉晓锋（6·13）

绿色技术

过程优化

常减压装置常压塔顶换热器运行优化 / 邹红建（1·28）

低温加热炉低氮燃烧器运行状况分析 / 李玖重，孙志钦（1·34）

碳三加氢反应器新催化剂运行情况分析及探讨 / 肖波

CS-2-G 型催化剂在“SPHERIZONE ”聚丙烯工艺的应用分析 / 王磊（1·43）

苯乙烯装置抽余油苯乙烯含量高的原因分析及改进措施 / 张玉蕊（1·47）

人工整定常减压换热终温实例与探索 / 李云广，杨垠秋，朱云龙，李康（1·52）

富氧工艺在硫回收装置应用的工业实践 / 陈万新（1·58）

低温甲醇洗 H2S 和 CO2 吸收塔流程模拟与优化 / 李希龙（1·63）

外来介质对延迟焦化吸收稳定系统的影响及对策 / 刘辉，赵海伟（1·70）

透平反供气流程适应性改造及应用 / 凌宇，谢进宜，程占斗，令狐昌建，周开浪，丁勇超（1·74）

湿法烟气脱硫废水过滤器超长周期运行研究 / 杨斌（2·39）

乙烯制乙苯生产工艺研究进展 / 蔡良武，张敬升，李东风（2·44）

大型煤气化工艺装置与设备动态风险评估研究进展 / 刘明，侯明君，周妍（2·49）

新一代催化剂在润滑油加氢装置上的运行分析 / 谷云格（2·55）

锅炉脱硝自动控制策略的优化及运用 / 高光明（2·60）

C3/C4 分离装置脱丙烷塔底重沸器失效分析 / 魏文，贺赢锋，孙媛媛，王波（2·64）

90 t/h 四角切圆燃气锅炉的优化调整与研究 / 袁亮，朱江辉，韩会亮，宋尧，尹丹丹（2·68）

重整氢气优化应用试验分析 / 董晓猛，李桂军（2·74）

气浮浮渣泵故障分析及改进措施 / 文建强（2·80）

典型加油站石油烃污染场地环境调查及风险评估方法应用 / 张博宇，孙明波，杨玉敏（3·27）

蒸馏塔顶新型防腐节能喷头研究 / 潘隆（3·35）

MTO 烯烃分离过程的模拟及优化 / 艾小兵，刘建明（3·43）

涉苯撬装运行异常分析探究及解决措施 / 段航航（3·49）

芳烃抽提装置抽余油中环丁砜含量高分析 / 娄金良（3·55）

乙二醇装置加工损失分析及优化措施 / 丁玉奎，魏在莉，张志杰，梁波，陈东（3·59）

石油石化检测结果测量不确定度 GUM 评定法和典型实例 / 邵波（3·64）

粗煤气管道腐蚀失效分析与对策 / 方稳（3·70）

油田采出水结垢离子矿化浮选技术研究 / 李磊，刘雨文，李少民（4·38）

进料温度提高在塔分离系统节能中的应用 / 吴玲珑（4·49）

裂解炉烧焦气返炉膛探索及优化 / 朱泽强（4·55）

高含蜡油井 “光热 +”多能互补伴热开发实践探索 / 张孝友，沈和平，鄂大伟，杨宇辉（5·21）

深水水驱气藏高效开发技术研究 / 殷修杏，李华，周小涪，陈建华，郭冰柔，高子康（5·25）

2023 年.第 6 期 总目次 - III -

石脑油异构化工艺流程研究 / 孙晓哲，芦利峰（5·32）

隔板塔在催化重整的应用效果分析 / 黄小瑜，王金华（5·38）

含硫污水汽提装置除油系统改造分析 / 杨震，刘建明（5·43）

外浮顶储罐 VOCs 排放问题分析及防范措施 / 陈存法（5·48）

芳烃装置余热蒸汽透平压缩机节能应用 / 尹志炜（6·20）

多效精馏在甲醇回收工艺中的应用 / 李凯（6·25）

浮顶储罐复合材料浮盘结构参数对力学性能影响研究 /

甄永乾，程庆利，李亮亮，杨珂，王洁，李荣彬（6·30）

乙烯装置驱动国产化替代方案研究 / 朱明璋（6·35）

环丁砜 - 芳烃抽提蒸馏过程模拟与优化 / 彭威建（6·41）

天然气加压站电力控制系统优化运行 / 黄云龙（6·47）

清洁生产

改造 S Zorb 装置再生器下料过滤器实现在线清理 / 徐方宁（3·76）

基于电渗析法 MDEA 胺液净化技术研究 / 陈恭（3·80）

FMEE 与 FMES 在油田核桃壳滤料清洗剂配方中的应用 / 郑辉（4·70）

某气井产出液发泡原因分析及对策 / 李静（5·53）

环己酮装置废水 COD 减排研究与应用 / 鲁华（6·51）

硫磺回收装置废热锅炉泄露原因分析及预防措施 / 胡文昊（6·56）

CFB 锅炉启动过程中结焦原因分析 / 柴江华（6·61）

节能环保

节能技术应用推动原油蒸馏装置大型化发展 / 徐祖伟，蔡玉田，朱明璋，刘烜辰（4·60）

异构脱蜡装置能耗分析与节能措施 / 卢俊文，湛立宁，王肖逸，陈敏，吴婷，周璐璐（4·65）

催化柴油加氢转化装置第三周期标定及长周期工业实践 / 熊伟庭（5·59）

MVR 技术在环己酮废碱水浓缩中的应用 / 王文辉（5·65）

安全运行

精甲醇改直送方案可行性分析探讨 / 毛明珠，潘国炬，孙新锋，黄琦，张斌文（5·70）

企业巡礼

安全管控

液相色谱法测定环己烷中胶含量 / 龚林林（1·78）

智能型空高检测系统的开发和应用 / 张塞（4·74）

能源管理

基于动态云贝叶斯网络的气化炉风险预测 / 刘明，周妍（4·78）

典型现代煤化工企业碳达峰碳中和的思考 / 张玉鸿（5·75）

绿色低碳文化

某油田光热开发利用情况及效果分析 / 孙玉杰，邢建军，张爱民，顾永强（6·66）

企业战略

CCUS 产业在海洋石油企业实施路径思考 / 饶伟，高波，张磊，闫晓东，郑继龙（6·71）

- IV - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

Policies

· Policy Guideline ·

Internationl Carbon Emission Reduction Policy Reference Research and Judgment on China's Carbon Emission Reduction

Policy Trend / Hu Mingyu，Liu Wenjiao，Gao Huiwen，Liu Jianping，Liao Jian（1·1）

Study on the Adjustment and Impact of the Dual Control System of Total Energy Consumption and Energy Intensity Since

the 14th Five Year Plan / Wang Pan（4·1）

Hotspot

· Expert View ·

Lifecycle Carbon Emission Analysis of Low-Carbon Methanol Fuel / Cheng Yibu（1·9）

Study on Economy of Green Hydrogen Industry Based on Levelized Cost / Wang Pan（2·1）

Research on Refining and Chemical Enterprise Respond to \"Dual Control\" Policy /

Hu Mingyu，Gao Huiwen，Liao Jian，Liu Jianping，Jiang Qing（2·10）

Economic Analysis and Applications Prospect of Energy Storage Technologies / Li Yangnan，Zhang Guoyun，Cheng Yibu（3·1）

Challenges and Countermeasures for the Green and Low-Carbon Transformation of China's Petroleum and Chemical

Industry / Pi Guanglin（3·9）

Structural Characterization and Preparation Application of SEPS / Mo Jintao（6·1）

· Hotspot Analysis ·

Status and Prospect of Lithium-ion Battery Separator / Sui Jinyi，Lü Xiaodong（1·17）

Status and Prospect of Advanced Biological Liquid Fuel / Min Jian（1·22）

The Development Trend of Hydrogen Energy Business of International Oil Companies and Its Enlightenment /

Cheng Nuo，Cao Yong（2·15）

Case Studies of International Oil and Gas Companies Entering Power Industry / Wang Wanjin（2·21）

European IOCs Upstream Transition Strategy and Enlightenments / He Pengfei（2·28）

Modes and Measures Utilizing Geothermal Resources in the Yellow River Delta amid Dual Carbon Goal /

Niu Hairui，Zhang Yujing，Ye Dashuai，Zhu Xiantao，Liu Jiahao，Lai Jingna，Liu Shuai（2·33）

Development Prospects of Hydrogen Production and Refueling Integrated Station /

Cao Tiantian，Zhang Yingchao，Liu Xuandong，Xu Run，Fang Binyi，Yan Wenrui（4·7）

Research of Safe Refueling of 70 MPa Hydrogen Fuel Cell Vehicles at 35 MPa Hydrogen Refueling Station /

Mei Hongmin（4·14）

Measures and Suggestions for Expanding Hydrogen Highway Transportation Application Scenarios / Liu An（4·21）

Research Progress of Glycolic Acid Copolyesters / Zhao Jianfeng（4·25）

Energy Consumption Accounting Analysis of 0.7 MMt/a Continous Reforming Unit / Wang Qi，Li Lin，Chen Aiqing（4·32）

Application and Market Research of Special Petrochemical Materials in the Field of Renewable Energy /

Yang Huixin，Lv Xiaodong，Sui Jinyi，Li Chao，Zhao Rui，Li Xue（5·1）

Prospect Analysis of Green Methanol in the Shipping Fuel Market / Xu Huizhen，Min Jian（5·10）

Research and Application of Photovoltaic Green Hydrogen Technology in Petrochemical Refinery Scenarios /

Liu hongliang，Li dechun，Cheng Yawen，Da Jun，Bai Zhang（5·15）

Low-carbon Technology

· Carbon Accounting ·

Benefit Analysis and Evaluation of CO2 Flooding in Bottom Water Sandstone Reservoirs / An Yuan（3·13）

Green Petroleum & Petrochemicals

Annual Classified Index of 2023

（The numbers in parentheses are issue·page）

2023 年.第 6 期 总目次 - V -

Research on Carbon Footprint Accounting of Crude Oil Products /

Tian Tao，Yin Di，Luo Yi，Ma Kun，Li Zhigang，Bai Lingyun（6·8）

· Carbon Market/Management ·

Study on Regional Differences in the Impact of Crude Oil on Carbon Emissions Prices / Chen Min，Wu Yan Hui（3·21）

· CO2 Reduction ·

Practice of Energy Conservation and Carbon Reduction in Refining Enterprises / Ran Xiaofeng（6·13）

Green Technology

· Process Optimization ·

Operation Optimization of Overhead Heat Exchanger of Atmospheric Distillation Unit / Zou Hongjian（1·28）

Operation Status Analysis of Low Nitrogen Burner in Low Temperature Heating Furnace / Li Jiuchong，Sun Zhiqin（1·34）

Analysis on New Catalyst Performance for C3 Hydrogenation / Xiao Bo（1·38）

Application Analysis of CS-2-G Catalyst in SPHERIZONE Polypropylene Process / Wang lei（1·43）

Cause Analysis and Improvement Measures of High Styrene Content in Residual Oil of Styrene Unit / Zhang Yurui（1·47）

Exploration of Artificial Setting of Final Temperature of AVDU Heat Exchange /

Li Yunguang，Yang Yinqiu，Zhu Yunlong，Li Kang（1·52）

Industrial Application of Oxygen enrichment Process in Sulfur Recovery Unit / Chen Wanxin（1·58）

Process Simulation and Optimization of Rectisol H2S and CO2 Absorption Towers / Li Xilong（1·63）

Influence of External Medium on Absorption and Stabilization of Delayed Coking and Its Countermeasures /

Liu Hui，Zhao Haiwei（1·70）

Adaptive Transformation and Application of Turbine Reverse Gas Supply Process /

Ling Yu，Xie Jinyi，Cheng Zhandou，Linghu Changjian，Zhou Kailang，Ding Yongchao（1·74）

Research on Ultra Long Period Operation of Effluent Filter in FGD Unit / Yang Bin（2·39）

Research Progress of Ethylene to Ethylbenzene Technology / Cai Liangwu，Zhang Jingsheng，Li Dongfeng（2·44）

Research Progress of Dynamic Risk Assessment for Large-scale Coal Gasification Units and Equipment /

Liu Ming，Hou Mingjun，Zhou yan（2·49）

Operation Analysis of New Generation Catalyst in Lubricating Oil Hydrogenation Unit / Gu Yunge（2·55）

Optimization and Application of Boiler Denitration Automatic Control Strategy / Gao Guangming（2·60）

Failure Analysis of Bottom Reboiler of Depropanizer in C3/C4 Separation Unit /

Wei Wen，He Yingfeng，Sun Yuanyuan，Wang Bo（2·64）

Optimal Adjustment of the 90 t/h Tangential Gas Boiler / Yuan Liang，Zhu Jianghui，Han Huilang，Song Yao，Yin Dandan（2·68）

Experimental Analysis on Optimal Utilization of Reforming Hydrogen / Dong Xiaomeng，Li Guijun（2·74）

Analysis and Improvement Measures of Air Flotation Scum Pump Fault / Wen Jianqiang（2·80）

Application on Environmental Investigation and Risk Assessment Methods for Petroleum Hydrocarbon Pollution Sites in

Typical Gas Stations / Zhang Boyu，Sun Mingbo，Yang Yumin（3·27）

Research on the New Type of Anti-Corrosion and Energy-Saving Nozzle at Distillation Tower Overhead System /

Pan Long（3·35）

Simulation and Optimization of MTO Olefin Separation Process / Ai Xiaobing，Liu Jianming（3·43）

Analysis and Solutions of the Abnormal of Benzene-Related Skid-Mounted Operation / Duan Hanghang（3·49）

Analysis of High Content of Sulfoxide in Raffinate Oil of Aromatics Extraction Unit / Lou Jinliang（3·55）

Processing Loss Analysis and Optimization Measures of Ethylene Glycol Plant /

Ding Yukui，Wei Zaili，Zhang Zhijie，Liang Bo，Cheng Dong（3·59）

Example and Analysis of GUM Method for Measurement Uncertaintyof Petroleum and Petrochemical Tests / Shao Bo（3·64）

Analysis and Solution to Crude Gas Pipeline Corrosion Failure / Fang Wen（3·70）

Study on Flotation Technology of Ion Mineralization and Scaling in Oilfield Produced Water /

Li Lei，Liu Yuwen，Li Shaomin（4·38）

Application of Increasing Feed Temperature in Energy Saving of Tower Separation System / Wu Linglong（4·49）

Exploration and Optimization of Burnt Gas Return in Cracking Furnace / Zhu Zeqiang（4·55）

- VI - 石油石化绿色低碳 2023 年.第 8 卷

Exploration of \"Optothermal+\" Multi-Energy Complementary Heat Tracing in High Waxy-bearing Oil Wells /

Zhang Xiaoyou，Shen Heping，E Dawei，Yang Yuhui（5·21）

Research on Efficient Development Technology of Deep Water Drive Gas Reservoir /

Yin Xiuxing，Li hua，Zhou Xiaofu，Chen Jianhua，Guo Bingrou，Gao Zikang（5·25）

Study of the Naphtha Isomerization Processing / Sun Xiaozhe，Lu Lifeng（5·32）

Application Effect Analysis of Divided Wall Column in Catalytic Reforming / Huang Xiaoyu，Wang Jinhua（5·38）

Upgrading of Oil Removal System on Sulfur-containing Sewage Stripping Unit / Yang Zhen，Liu Jianming（5·43）

Analysis and Prevntive Measures of VOCs Emission in External Floating Roof Tank / Chen Cunfa（5·48）

Energy-saving Application of Steam Turbine Compressor with Waste Heat in Aromatics Unit / Yin Zhiwei（6·20）

Application of Multi-effect Distillation in Methanol Recovery Process / Li Kai（6·25）

Influence of Structural Parameters on Composite Floating Roof Mechanical Properties /

Zhen Yongqian，Cheng Qingli，Li Liangliang，Yang Ke，Wang Jie，Li Rongbin（6·30）

Study on Domestic Substitution Scheme of Driving Turbines in Ethylene Plant / Zhu Mingzhang（6·35）

Simulation and Optimization of Sulfolane-Aromatic Hydrocarbon Extractive and Distillation Process / Peng weijian（6·41）

Optimize Operation of Power Control System of Natural Gas Pressurized Station / Huang Yunlong（6·47）

· Energy Efficiency/Environmental Protection ·

Application of Energy-saving Technology to Promote Large-scale Development of Crude Distillation Unit /

Xu Zuwei，Cai Yutian，Zhu Mingzhang，Liu Hengchen（4·60）

Energy Consumption Analysis and Energy-Saving Measures of Isomerization Dewaxing Unit /

Lu Junwen，Zhan Lining，WangXiaoyi，Chen Min，Wu Ting，Zhou Lulu（4·65）

The Third Cycle Calibration and Long Cycle Industrial Practice of Catalytic Diesel Hydrogenation Conversion Unit /

Xiong Weiting（5·59）

Application of MVR technology in concentration of cyclohexanone waste alkaline water / Wang Wenhui（5·65）

· Safety Run ·

Feasibility Analysis and Discussion of Refined Methanol Change to Direct Delivery Scheme /

Mao Mingzhu，Pan Guoju，Sun Xinfeng，Huang Qi，Zhang Binwen（5·70）

· Clean Production ·

Study on the Purification Technology of MDEAAmine Solution Based on Electrodialysis / Chen Gong（3·80）

Revaming of Feeding Filter of Regenerator in S Zorb Unit to Realize Online Cleaning / Xu FangNing（3·76）

The Application of FMES and FMES in Cleaner of Walnut-shell Filtering Materials / Zheng Hui（4·70）

Analysis and Countermeasures for the Foaming of the Produced Fluid in a Gas Well / Li Jing（5·53）

Research and Application of COD Emission Reduction in Wastewater from Cyclohexanone Plant / Lu Hua（6·51）

Reason Analysis and Preventive Measures of Waste Heat Boiler Leakage in Sulfur Recovery Unit / Hu Wenhao（6·56）

Analysis of Coking Causes in CFB Boiler Start-Up Process / Chai Jianghua（6·61）

Panaroma

· Safety Control ·

Determination of Gel Content in Cyclohexane by Liquid Chromatography / Gong Linlin（1·78）

Exploitation and Application of Intelligent Height Detection System / Zhang Sai（4·74）

· Energy Management ·

Risk Prediction of Gasifier System Based on Dynamic Cloud Bayesian Network / Liu Ming，Zhou Yan（4·78）

Carbon Peaking and Carbon Neutralization in Typical Modern Coal Chemical Enterprises / Zhang Yuhong（5·75）

· Green/Low-carbon Culture ·

Analysis of the Utilization and Effectiveness of Photothermal Development in a Certain Oilfield /

Sun Yujie，Xing Jianjun，Zhang Aimin，Gu Yongqiang（6·66）

· Enterprise Strategy ·

Discussion on CCUS Industry Implementation Path in Offshore Oil Companies /

Rao Wei，Gao Bo，Zhang Lei，Yan Xiaodong，Zheng Jilong（6·71）

《石油石化绿色低碳》期刊

征订启事

《石油石化绿色低碳》是由中国石油化工集团

有限公司主管、中国石化集团经济技术研究院有

限公司主办，国内公开发行的科技学术期刊，被

中国知网、万方、超星、维普以及美国《化学文摘》

（CA）等学术资源库收录，是立足石化、辐射

上下游及相关能源化工领域的综合学术期刊。

期刊为大 16 开，逢双月 20 日出版，邮发代号 : 80-399，每期定价 30 元，全年 6 期

共计 180 元。

“双碳”目标确立以来，石油石化行业掀起践行绿色低碳发展热潮。《石油石化绿色低碳》

（CN10-1378/TE）紧跟绿色低碳发展前沿，对国家绿色低碳政策导读、石油石化行业热

点问题透视、行业绿色科技、企业绿色低碳发展理念及经验、国内外绿色低碳技术发展状况

等内容进行重点报道，以更好地支持石油石化企业实现双碳目标。

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