污泥处理系统调研报告.docx
《污泥处理系统调研报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《污泥处理系统调研报告.docx（33页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
污泥处理系统调研报告
关于五里坝油田污泥处理系统
调研报告
（第2版）
五里坝油田五里坝工程设计咨询有限责任公司
2008-7-31
目录
1前言1
1.1调研背景1
1.2调研目的和范围1
1.3调研对象和时间1
2调研情况2
2.1大罐排泥方式2
2.2污泥脱水方式10
2.3污泥最终处置方式16
3技术比较及结论23
3.1经济比较23
3.2技术比较25
1前言
1.1调研背景
污泥作为影响污水达标的重要原因之一，一直以来污泥的处理都是污水处理工程中必不可少的组成部分，但从处理效果看都没能最终解决污泥污染问题。
近几年随着国家、地方环保意识和监察力逐渐加强，对产生污染后果的工程处罚力度越来越大，污泥需要无害化处理的问题日渐突出。
2000年后，为解决污泥无害化处置问题，管理局（分公司）、采油厂、设计院等相关单位投入了大量的人力、物力、财力，进行了大量的工作，集思广益、开拓思路，从大罐排泥，到污泥脱水，再到污泥终端无害化处理，在三个阶段，针对不同水性、泥性采用了多种工艺技术，取得了一些成绩和经验。
在这种情况下，为了进一步了解各种排泥、脱水和无害化处理技术的使用情况，在管理局科技处的组织下，对五里坝油田目前使用的污泥处理系统展开了调研。
1.2调研目的和范围
本次调研的主要目的是：
通过调研，初步分析、总结五里坝油田所采用的大罐排泥方式、污泥处理工艺和设备的特点，提出使用的初步建议。
本次调研的范围：
五里坝油田现用的部分大罐排泥设施、停用或在用的污泥处理工艺和设备。
1.3调研对象和时间
针对本次调研目的，考虑到时间紧，任务急，最终我公司会同管理局科技处、采油工程处、以及梁山采油厂、东平采油厂、下镇采油厂和张镇河采油厂的相关单位对大罐排泥、污泥脱水设备及污泥最终处理方式进行现场走访、调研，具体调研时间和安排如下：
2008年3月13日光119污水站大罐排泥方式
东平首站大罐排泥方式
2008年3月14日下镇坷垃注水站大罐排泥及污泥处理系统
2008年3月26日五里坝电厂焚烧站
2008年3月28日张镇河油泥砂清洗站
增8联污泥处理系统
2调研情况
为便于说明，以下按大罐排泥——污泥脱水——无害化处置的顺序介绍调研情况。
2.1大罐排泥方式
目前，五里坝油田采用的大罐排泥方式大致可分为三种：
传统静压排泥技术、负压排泥技术和内置式机械刮吸泥技术。
针对目前五里坝油田应用的这三种排泥方式，调研组分别选取了典型应用案例进行了调研，其中：
传统静压排泥方式——光119污水站，调研时间2008年3月13日下午；
负压排泥方式——东平首站，调研时间2008年3月13日下午；
内置式机械刮吸泥机方式——坷垃注水站，调研时间2008年3月14日；
机械刮泥机排泥——天人一污水深度处理站，因该站停运，排泥装置也就停运。
各站具体调研情况分述如下。
2.1.1光119污水站
光119污水站隶属于梁山采油厂采油梁山四矿，位于梁山西油田，1964年建成投产，污水处理规模4.5×104m3/d，1994年、2002年和2007年进行了三次改造，目前污水处理规模2.0×104m3/d，实际处理水量约1.5×104m3/d，属常规污水，处理水质要求B3级，主要工艺流程见图2-1。
其中，2007年改造内容是将1座1000m3二次罐改造成为SSF悬浮泥床装置，该装置采用的就是传统静压穿孔管排泥。
今年2月27日装置投产。
图2-1光119污水站污水处理工艺流程图
传统静压穿孔管（喇叭口）排泥是油田采用最早，使用最多的一种排泥方式，其原理是在污水沉降罐内底部设置高密度聚乙烯或钢质穿孔管,或在排泥管上设置喇叭口，依靠沉降罐自身的静压水头将底部污泥通过孔口或喇叭口压至排泥管内，实现排泥。
该SSF悬浮泥床装置日处理量8000m3，罐底部集泥，在罐内设置环形排泥管，共分三组，在罐内每根排泥管上均匀布置两排孔眼，孔眼直径15mm。
采用手动操作，排泥周期2天，每次三组依次排放，每组排放时间3min，排出的污泥排至污油污水池内。
从现场的排泥操作和污泥取样来看，操作简单，排泥通畅，泥样成黑色（见图2-2），较粘稠，据了解，污泥含水率为97~98%左右。
据SSF装置现场技术人员反应，泥样成黑色，一方面是因为该装置含油和悬浮物一起被截留在污泥内，泥中含油较高；另一方面该站污水含Fe2+较高，在SSF装置前投加了双氧水，造成污泥中含Fe（OH）3沉淀物，致使污泥呈现黑色。
污泥含水率较低是因为污泥在SSF装置内进行了长时间浓缩。
据现场人员反应，大罐排泥运行基本正常。
图2-2光119污水站SSF装置排泥现场泥样
2.1.2东平首站
东平首站隶属于东平采油厂采油一矿，位于博兴县陈户镇，1983年10月建成投产，污水处理规模1.5×104m3/d，2003年和2007年先后两次对该站进行了改造，其中2003年对污水进行了“改性处理”，即在一次罐前投加了“复合碱”和助凝剂，调节污水pH值，改变水性；2007年对一次沉降罐进行改造时增设了负压排泥装置。
目前，污水系统处理规模为2.2×104m3/d,实际处理量约1.9×104m3/d，加药量约10t/d，其中1.3×104m3输往梁家楼油田，其余6000m3输纯化油田回注，处理水质要求达到表2-1指标，主工艺流程见图2-3，污泥处理流程见图2-4。
表2-1梁家楼/纯化油田回注水水质指标
序号
分析项目
单位
数量
1
悬浮固体含量
mg/L
≤10.0/2.0
2
悬浮物颗粒直径（中值）
μm
≤4.0/1.5
3
含油量
mg/L
≤30.0/6.0
4
平均腐蚀率
mm/a
<0.076
5
溶解氧
mg/L
≤0.05
6
侵蚀性二氧化碳
mg/L
-1.0≤CCO2≤1.0
7
硫化物
mg/L
≤2.0
8
铁细菌
个/mL
nX102
9
SRB菌
个/mL
0
10
腐生菌
个/mL
nX102
11
PH值
7±0.5
图2-3东平首站污水处理系统主流程图
一次罐、二次罐排泥污泥浓缩池污泥泵污泥压滤机外运
污水处理系统
图2-4污泥处理流程图
负压排泥技术是河南东昊机械电子有限公司的专利技术，在河南油田应用较早，2006年该技术引入五里坝油田，2007年投产使用。
利用该技术制成的大罐负压排泥装置由排泥管、助排液管、负压排泥器以及罐外控制阀件和控制系统组成，而负压排泥器是该装置的核心构件，其结构见图2-5。
该排泥技术利用了液体的射流原理（如图2-6所示），即在污水沉降罐底部，以罐中心为圆心，环形均匀布置一定数量的排泥管、助排液管和负压排污器，当具有一定压力的助排液经过助排管进入负压排泥器的喷嘴时，助排管将产生节流效应，流速增大，压力降低，使得在喷嘴与混合管之间形成一低压区，并与引泥管管口产生压差（负压），罐底污泥在此压差的作用下从引泥管涌入低压区后，被高速流动的助排液抽吸进入混合器，在此污泥与助排液充分混合，再经扩散管增压后，从排泥管排出。
由于助排液的连续供给，排泥器内喷嘴与引泥管管口会产生一个持续低压，从而保证了罐底污泥被不断的抽吸排出罐外。
图2-5负压排泥器结构图
1-排污管；2-扩散管；3-混合器；
4-喷嘴；5-集泥管；6-引泥管；7-助排管
图2-6负压排污器工艺原理
2007年1月东平首站污水系统改造时，站内2座一次沉降罐（1座3000m3和1座2000m3）均设置了上述负压排泥装置，每罐共4组装置，罐内吸泥管成辐射式支管布置（见图2-7），该装置同年4月投产使用。
投产时采用手动排泥，人工检测，排泥周期6h，每次20~30min。
投产后十天，一次罐污泥增至1.8~1.9m，每次排泥污泥水变清时间约为10min，泥面日增加约15cm，负压排泥效果变差，甚至最后出现排泥困难的现象。
经研究分析，造成排泥困难的主要原因是：
（1）污泥沉积速度快、粘度大、流动性差；
（2）负压排泥器安装密度不足，出现排泥死角；（3）排泥频率低，污泥沉积量大。
针对存在的问题，在保证改性效果的情况下，采油厂及时进行了整改：
（1）调整改性药剂的投加方案，改善污泥流动性；
（2）增加排泥频率，降低污泥沉积时间，频率由原来的4次/天改为6次/天；（3）增加排水量，弥补因设计负压排泥器密度不足造成的影响。
在这种情况下，为进一步确保排泥效果，同年8月，采油厂对3000m3一次罐实施了第二次改造，主要是对排泥装置进行了改造和清理，本次改造一方面从排泥装置入手——将排泥装置由辐射式布置改为环形布置，改善吸泥条件；另一方面从助排设施入手——在罐内增加了滑泥坡，消除排泥死角；第三方面从操作控制入手——操作系统由手动改为自动，排泥周期改为2h，每次每组排泥时间为10min，共计40min。
经过改造后，排泥效果大为改善，但排泥管出液量还是达不到设计要求（260m3/h），仅为150m3/h，大罐排泥不彻底。
三个月后，第三次对3000m3一次罐进行排泥装置改造——改善了负压排泥器的内部通道，以满足排泥管出液量的要求。
经过连续三次改造后，该一次罐排泥达到使用要求，排泥正常，大罐泥厚约1.0m，日排液量约2000m3，干泥量约35t（含水率约50%）。
目前正在对另一座一次罐进行排泥系统改造，改造情况见图2-8。
图2-7辐射式布置的负压排泥装置
图2-8建设中的环形布置的负压排泥装置
由于污水改性，每天药剂投加量较大，达到10t，产生的污泥量大，虽然大罐排泥顺畅，但排出的泥水混合液量太大，单罐达到2000m3/d，造成污泥处理系统后段负荷和工作量增加：
首先是污泥泵、压滤机工作次数频繁；其次是污泥池大量的上清液需要回收。
但从排泥效果来看，东平首站负压排泥装置基本满足了大罐排泥要求，保证了污水达标处理。
2.1.3坷垃注水站
坷垃注水站原名坷垃四净站，隶属于下镇采油厂采油二矿，位于坷垃县贾庄镇，该站1979年建成投产，2003年、2007进行了二次改造，目前该站为改性污水，设计规模8000m3/d，实际处理水量6000m3/d，加药量约5.4t/d，产泥量8t/d（含水率约50%），主要流程见图2-9。
其中在2007年改造时，2座1000m3一次沉降罐增设了内置式机械刮吸泥装置，同年6月投产运行至今。
图2-9坷垃注水站污水处理主流程图
内置式机械刮吸泥技术是五里坝油田东立石油机械有限责任公司的专利，实际上它是静压排泥的改良技术，它摒弃了传统排泥“泥管固定，静压排泥”的方式，而在排泥管端增加了旋转构件，使得排泥管可以在罐内旋转移动排泥，提高排泥效率。
2007年4月，在该站采用了内置式机械刮吸泥装置。
该装置由电动机、减速机、传动轴、中心转动体、刮吸泥装置、排泥管、支撑圈、自控阀及控制系统组成，它是依靠机械臂的旋转作用将罐底淤积的污泥搅起，然后通过机械臂上的吸排泥口排出，解决了污泥的淤积问题，实现了沉降罐不停产排泥。
内置式刮吸泥机采取间断开启工作，通过设置在外部的电机减速器带动罐内设置的蜗轮蜗杆传动机构，同时带动刮吸泥臂绕中心支承座作缓慢圆周运动，刮泥板搅动罐内底部的沉积污泥，安装在吸泥管上的多组刮吸泥板在旋转过程中将沉降在罐底部的污泥集中刮至吸嘴，与此同时自动开启排泥管上的电动阀门，被搅起的罐内污泥通过吸泥口吸入并靠罐内液体的重力差进行排放，从而达到自动排泥的目的。
图2-10内置式机械刮吸泥机基本型式
1-电动机2-减速机3-传动轴4-中心转动体5-刮吸泥装置6-排泥管7-支撑圈
排泥装置在坷垃注水站投产后三个月，由于设备基础沉降，导致设备停运。
分析原因主要是因为排泥装置产生的扭矩力较大，建设初期对电动机的基础处理不当造成的。
在停运期间，由于长时间的没有排泥，造成罐内污泥层厚达1.0m多，致使在重新浇筑基础后，排泥装置重新投入使用时出现转动力不足，不能正常工作的现象，最后被迫清罐。
清罐后，设备运转平稳，每天排泥6次，每次18min，控制大罐泥层厚约0.6m，排出的污泥含水率较高，在98%以上。
污泥排出后经污泥池浓缩后，提升、压滤、外运。
整体装置采用自动控制，罐内结构相对较少，清罐方便。
但在清罐维修期间，发现装置部分构件存在腐蚀问题，另外由于设备所限，距罐底0.4m范围内的污泥无法通过刮吸泥装置排出。
2.1.4天人一污水深度处理站
现河采油厂下属的天人一油田采出水深度处理站，是一项将采出水经过软化达到热采锅炉给水标准的工程，处理规模为1.5×104m3/d。
工艺流程为：
气浮选罐澄清罐缓冲罐提升泵双滤料过滤罐一级弱酸软化罐二级弱酸软化软水储罐加压外输注汽站。
该站澄清罐直径为φ18.3m，采用中心轴式机械刮泥机排泥。
反应产生的颗粒以及悬浮固体沉降后由旋转刮板将稠浆推到罐中心，其固体含量约3％，然后由仪表控制，开启污泥泵将稠浆送至污泥离心脱水机。
在澄清罐设计中采用罐底基础采用钢筋混凝土，壁板采用钢板，将基础预埋钢板和壁板进行焊接，防止渗漏，为解决水处理容器的排泥，罐底防腐创造很好条件。
但投产初期出现罐壁与基础结合处出现渗水情况，经整改后渗水问题解决。
这种方式排泥较彻底，效果好，在国外应用较多。
但考虑到钢罐壁与混凝土基础结合处施工难度大，到目前为止国内应用不多。
图2-11中心轴式机械刮泥机示意图
2.2污泥脱水方式
目前油田含油污泥从大罐中排出后的处理与处置方法很多，但处理工序一般包括三个环节：
浓缩→脱水→最终处置。
为了便于调研，我们对五里坝油田污泥浓缩和脱水所采用的工艺和技术做了初步统计：
在污泥预处理阶段——污泥浓缩阶段普遍采用的是重力浓缩法，该方法结构、操作简单，管理方便，工艺成熟，浓缩效果稳定，从了解的情况看使用情况良好，因此，本次调研不另做分析。
在污泥干化处理阶段——污泥脱水阶段。
在这阶段中油田各站采用了多种工艺技术，概括为两大类：
传统重力脱水和机械脱水工艺，其中机械脱水包括离心脱水、板框（厢式）脱水和带式脱水三种工艺。
各种工艺在油田的部分应用情况见表2-2。
污泥脱水效果的好坏在很大程度上会影响污泥最终处置的难易度，是污泥处理的中心环节，也是本次调研的重点之一。
表2-2污泥干化技术在五里坝油田的应用部分统计表
序号
干化技术
核心设施
应用站场
1
重力脱水
自然干化
污泥干化场
河口首站等
2
机械脱水
离心脱水
离心脱水机
天人一污
3
板框脱水
板框脱水机
坷垃注水站、东平首站、滨一污等
4
厢式脱水
厢式脱水机
孤六污等
5
带式脱水
带式脱水机
—
调研情况具体如下。
2.2.1自然干化
污泥自然干化工艺是污泥前端脱水处理应用最早的一种工艺，这种工艺一般不做浓缩处理，而直接将大罐污泥直接排至干化场脱水，具体流程如下：
大罐污泥→污泥干化场→干化污泥外运处置
污水
污水回收池
图2-12污泥重力自然干化流程示意图
干化场操作、管理、维护简单，无需能耗，但其占地面积大，处理效率受气候影响严重，更因为干化场容易造成地下水污染，近几年，油田污泥干化场使用已逐步减少，在设计时已基本不推荐使用，在此不再赘述。
2.2.2坷垃注水站——板框压滤脱水
2008年3月14日，在调研大罐排泥方式的同时，我们对坷垃注水站，原名坷垃四净站的污泥脱水设施进行初步调研。
该站建有改性污水处理系统1套，设计规模8000m3/d，日产干污泥（含水率75~85%）约8t，采用“浓缩——板框脱水压滤——干泥外运”的污泥处置方式，站内设有板框压滤机2台，同时工作，一次工作6~8h。
该压滤机采用加压过滤原理，使污泥内的水通过滤布排出，达到脱水目的，其工作原理示意图2-13。
它主要由凹入式滤板、框架、自动气闭式系统、滤板震动系统、空气压缩装置、滤布高压冲洗装置及机身一侧光电保护装置等构成。
从目前的使用情况来看，坷垃注水站板框压滤机的使用情况良好，进泥含水率97%~99%，出泥含水率在75~85%之间，效果稳定，但设备存在一定的腐蚀现象。
图2-13板框压滤机工作原理示意图
图2-14坷垃注水站污泥脱水设施
2.2.3孤六站——厢式压滤脱水
2008年3月28日，针对厢式压滤脱水工艺，我们对孤六站污水处理设施进行了初步调研。
该站设计污水处理规模2×104m3/d，进水含油4000~5000mg/l，悬浮物约350mg/l，日产污泥（含水率70%）约18t，采用厢式压滤脱水机脱水，2008年3月投产运行。
站设有XAZY200/1250-U型厢式压滤机2台，采用增强聚丙烯滤板，单台压滤周期4~6h，工作次数2~4次/d，最大产泥量12m3/d（按24h工作计算），压滤持压0.6MPa，出泥含水率75%以上。
污泥处理和输送流程如下。
图2-15污泥处理与输送流程
厢式压滤机的基本原理与板框压滤机类似，不同的是板框压滤采用滤板和滤框形成组合泥室，而厢式压滤则只有滤板，装置结构相对简单，密封性能较好。
该装置投产初期脱水效果较好，但投产后不久，出现脱水困难，出泥含水率达不到要求、出泥色泽变黑、污泥粘度增大、滤布易堵塞等现象。
据现场反应，目前滤布堵塞严重，且由于污泥含油量加多，清洗难度大，致使滤布的更换周期仅为1个月；另外一方面由于污泥粘性较大，自该装置投产以来，滤后自动卸泥系统无法正常工作，必须采用人工手动操作，卸一次泥耗时需2~3h，影响了设备的日产泥能力；再就是现场比较突出的问题是，污泥脱水效果降低，为粥状，难以成形，污泥溅满拉运车间内墙，目前污泥暂时堆放在联合站内。
具体见现场照片。
卸泥时泥饼粘在滤布上
压滤机滤布污染严重，污泥脱水效果变差，下部被迫用薄膜围挡
图2-16孤六污污泥脱水机使用情况
拉运车间四壁溅满污泥
拉运车间装车区
干泥样
干泥堆放场
图2-17孤六污污泥拉运车间及泥样现状
目前，孤六污污泥脱水部分无加药系统，装置带病运行，3月底更换了滤布，脱水效果稍有改善。
孤六站污泥系统目前存在问题的原因正在研究分析中。
2.2.4离心脱水
污泥离心脱水技术的核心设备就是是离心脱水机，它主要由转载和带空心转轴的螺旋输送器组成，污泥由空心转轴送入转筒后，在高速旋转产生的离心力作用下，立即被甩人转毂腔内。
污泥颗粒比重较大，因而产生的离心力也较大，被甩贴在转毂内壁上，形成固体层；水密度小，离心力也小，只在固体层内侧产生液体层。
固体层的污泥在螺旋输送器的缓慢推动下，被输送到转载的锥端，经转载周围的出口连续排出，液体则由堰室溢流排至转载外，汇集后排出脱水机，如图2-18示。
离心脱水机在五里坝油田使用的较少，只在1999年天人一污水站从国外引入了一套离心脱水机，同年投产，正常运行。
该站为改性污水，进水含油约50mg/l，泥性无机物含量高，但随着污水站的停运，该离心机也随之停运。
2000年，由我公司设计的绥中36-1陆上终端项目中也使用了该脱水设备进行污泥脱水，进口设备，该站为稠油污水，含油污泥与水的密度差太小，造成初期投产失败，分析原因为污泥处理阶段未投加絮凝剂；随后，加设了一套PAM（分子量1800万）投药系统，但还是因为毂差太小，频繁出现离心机跳闸保护现象，投产再次失败；近几年，由于生化段污泥的加入，设备勉强运行。
图2-18离心脱水机脱水示意图
2.1.5带式脱水
带式脱水技术的核实设备是带式压滤脱水机，它是由上下两条张紧的滤带夹带着污泥层，从一连串按规律排列的辘压筒中呈S形弯曲经过，靠滤带本身的张力形成对污泥层的压榨力和剪切力，把污泥层中的毛细水挤压出来，获得含固量较高的泥饼，从而实现污泥脱水，如图2-19示。
带式压滤脱水机有很多形式，但一般都分成以下四个工作区：
重力脱水区、楔形脱水区、低压脱水区和高压脱水区。
整机由滤带、辊压筒、滤带张紧系统、滤带调偏系统、滤带冲洗系统和滤带驱动系统构成。
该设备在五里坝油田尚未引入使用，但在国内各污泥处理领域内已被广泛采用。
图2-19带式脱水机脱水示意图
带式压滤脱水机受污泥负荷波动的影响小，具有出泥含水率较低且工作稳定启耗少、管理控制相对简单、对运转人员的素质要求不高等特点。
同时，由于带式压滤脱水机进入国内较早，已有相当数量的厂家可以生产这种设备，设备投资相对较低。
2.3污泥最终处置方式
污泥经脱水处理后，进入无害化处理阶段——污泥最终处置阶段。
在此阶段油田投入了大量的人力物力财力，进行过诸如“污泥生物修复法”等在内的试验。
但到目前为止真正在用的污泥最终处置出路只有两条：
焚烧——五里坝电厂焚烧站和洗砂固化——孤四油泥砂清洗站。
污泥无害化处理是污泥处理链的最后环节，是消除污泥污染的终端，也是污泥能否变废为宝、资源化利用的关键所在，是本次调研的重点。
2.3.1五里坝电厂焚烧站
五里坝电厂焚烧站是面向全油田的一座油泥砂焚烧处理站，该站2007年建成投产，位于五里坝发电厂内华新能源厂区南侧，占地面积约10万平方米，一期设计每年可处理油泥砂达5万吨左右，已经投产，二期设计处理量10万~12万吨，尚未建设。
该地区地理位置优越，周边道路运输畅通，距离各采油厂（如现河、梁山、胜采、河口等）联合站较近，交通运输方便。
目前站内建有20T/H油泥砂专用焚烧炉一台,28000m3油泥砂储备池一座，并配套了完善的管网系统、制备系统、储运系统、热控系统、电气系统、除尘设备、灰渣系统。
目前基本处理流程见图2-20示，其处理油泥砂的主要工艺是：
将从各采油厂运来的油泥砂经过滚动筛分选处理，去除石块、钢性废弃物等硬物后，经搅拌均匀由泵输送至焚烧炉内，同时通过另一系统将水煤浆输送至同一焚烧炉内，与油泥砂一并焚烧，焚烧后的烟尘由除尘器收集后用于填埋场地或运至电厂二期灰厂处理，达到泥砂的最终处置。
经焚烧炉产生的蒸汽输往电厂辅助发电，产生经济效益。
目前可产生蒸汽量20t/h。
地磅提升机柱塞泵
蒸灰
汽渣
管管
道道
图2-20五里坝电厂焚烧站基本流程示意图
根据现场了解，截至目前为止该站已累计焚烧油泥砂近50000t，尚有约30000t油泥砂等待处理，每天日来泥量120~140t/d，焚烧消耗量120~130t/d，收集烟尘100t/d，水煤浆消耗量根据泥砂中含油量的不同而不同，根据局技术检测中心提供的油泥砂检测报告（胜采坨四站样品），重量法含水19.6%，含油率18.14%，燃料弹筒发热量11271kJ/kg。
但是由于现阶段焚烧的主要为往年沉积的老化泥砂，含油量较少，燃料弹筒发热量仅为4000kJ/kg左右，水煤浆/油泥砂比值达到0.5，耗量较大。
以下是部分现场照片。
油泥砂储备池
焚烧炉间
堆放的油泥砂（筛分前）
筛分后油泥砂
除尘器收集的烟尘
焚烧炉炉膛出灰
图2-21五里坝电厂焚烧站现场情况
从上面照片可以清楚的看出，油泥砂经焚烧后残留物为细砂和中粗砂，据焚烧站反应，经检测焚烧残留物满足环保要求，并已经市环保局认可；从目前焚烧站的服务范围来看，除下镇采油厂外，已覆盖其他各采油厂；从焚烧站的焚烧能力来看，目前已具备年焚烧60000t的能力，经二期扩建后，可达到120000t/a，可以基本满足油田油泥砂的处理需要。
虽然在技术上和能力上，焚烧站都已具备连续生产和扩大规模的条件，但在实际运行中还存在一些问题，主要是运行成本偏高，目前采油厂按100元/t的处理费支付给焚烧站，但由于污泥的热值偏低等原因，五里坝电厂焚烧站正在申请调价。
2.3.2孤四油泥砂清洗站
升级会员 