油田大罐抽氣裝置設備選型計算方法簡析

陳麗麗 路遙軍 蘆濤 張光宇 李小永 陳勁松 張桂嶺 唐靜 錢洪霞

1中國石油華北油田公司

2中國石油青海油田管道處

3中國石油工程建設有限公司北京設計分公司

原油儲油罐作為儲存設備廣泛應用于油田站場中，目前華北油田應用較多的為立式固定頂儲油罐，受儲罐大、小呼吸及自然通風損耗影響，由此產(chǎn)生的揮發(fā)性有機物質通過呼吸閥并根據(jù)罐內(nèi)壓力變化情況不定時向大氣中排放一部分的輕質組分，揮發(fā)出的油氣不僅造成了能源浪費和環(huán)境污染，而且揮發(fā)出的油氣也給油田站場造成了一定的安全隱患[1]。根據(jù)國家標準GB 37822—2019《揮發(fā)性有機物無組織排放控制標準》[2]及河北省標準DB 13/2322—2016《工業(yè)企業(yè)揮發(fā)性有機物排放控制標準》[3]，自2020 年7 月起，儲存真實蒸氣壓≥5.2 kPa、＜27.6 kPa 的設計容積≥150 m3的液體儲罐，以及儲存真實蒸氣壓≥27.6 kPa、＜76.6 kPa的設計容積≥75 m3的液體儲罐采用立式固定頂揮發(fā)性有機液體儲罐，且應安裝密閉排氣系統(tǒng)至有機廢氣回收或處理裝置。

李榮朵[4]等認為采用大罐抽氣裝置對儲油罐揮發(fā)氣進行回收，是目前國內(nèi)外油田回收油罐揮發(fā)氣的最有效手段。2020 年，華北油田分批次在各油田站場安裝大罐抽氣裝置，對立式儲油罐伴生氣不達標排放隱患進行有效治理。由于國內(nèi)尚沒有一套計算VOCs 揮發(fā)性有機物排放量的計算方法，導致在前期項目建設過程中技術人員對儲罐揮發(fā)氣量計算結果與實際收氣量偏差大。受分子擴散理論因素影響，立式儲油罐氣相管線連通后原油液面頂部氣相不與大氣相通，氣相全部為油氣，此時氣相壓力大于原油的飽和蒸汽壓，輕組分自液相向氣相揮發(fā)的趨勢減弱，導致?lián)]發(fā)出的氣相減少[5]。因此華北油田前期投產(chǎn)的大罐抽氣裝置在實際應用過程中存在收氣量較少、設備負荷率不足20%等問題，由此引起設備頻繁啟停，建設投資較大，為后續(xù)大罐抽氣裝置的選型以及有較大產(chǎn)能變化的油田站場帶來新的技術難題。

1 大罐抽氣裝置工作原理

大罐抽氣裝置主要工藝流程為：新建氣相連通線，將所有立式儲油罐氣相連接一起接至大罐抽氣裝置進口[6]，對儲罐中揮發(fā)出的輕烴成分進行收集、壓縮，大罐抽氣裝置氣出口管線連接站場除油器、干燥器、氣處理區(qū)，然后輸送到燃氣加熱爐進行燃燒。同時為了防止儲罐內(nèi)形成負壓后吸入空氣，將站場除油器、干燥器或三相分離器氣出口管線接至大罐抽氣裝置及新建的儲罐補氣匯管，在儲罐內(nèi)壓力低時及時補氣。

設備控制原理大體相同，主要為在呼吸閥向外呼氣之前，由抽氣裝置將伴生氣抽出，增壓至氣處理系統(tǒng)（天然氣處理單元）；在呼吸閥向內(nèi)吸氣之前，通過補氣流程將伴生氣補充至罐頂，實現(xiàn)罐頂呼吸閥不動作，隔絕空氣。如某站場液壓呼吸閥控制壓力為正壓＞980 Pa、負壓＜-295 Pa時，則設定該站場大罐抽氣裝置為正壓＞700 Pa及正壓＜200 Pa，使儲罐內(nèi)處于微正壓狀態(tài)，控制原理如圖1所示。

圖1 油田大罐抽氣裝置控制原理Fig.1 Control principle of large tank air extraction device in oilfields

2 立式固定頂儲油罐揮發(fā)氣量測量

2.1 實測法

參照SY/T 5267—2009《油田原油損耗的測定》[7]相關標準，主要采用風速表、氣相色譜儀對立式固定頂儲油罐揮發(fā)氣量進行測量，操作步驟：①記錄儲罐狀態(tài)；②打開罐頂量油孔，等待20～30 min；③將風速表放置油孔處測量呼出氣速；④將揮發(fā)出氣體收集到收氣瓶中；⑤采用色譜分析儀分析揮發(fā)氣組分；⑥按照標準折算揮發(fā)氣量，提供報告。

2.2 查表法

依據(jù)SH/T 3007—2014《石油化工儲運系統(tǒng)罐區(qū)設計規(guī)范》[8]第5.1.6 條規(guī)定，通氣管或呼吸閥的通氣量，不得小于儲罐內(nèi)呼出量之和或吸入量之和。其中規(guī)范第C 項提到因大氣最大溫降導致罐內(nèi)氣體收縮所造成儲罐吸入的空氣量和因大氣最大溫升導致罐內(nèi)氣體膨脹而呼出的氣體量，宜按表1確定。

表1 儲罐熱呼吸（小呼吸）通氣需要量Tab.1 Ventilation requirements of tank hot breathing(small breathing)

2.3 API標準計算法

SIXTII EDITION，NOVEMBER 2009《API2000Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks》[9]標準給出另一種根據(jù)公式計算儲罐熱呼吸揮發(fā)氣量的方式，根據(jù)公式（1）計算。

式中：VOT為儲罐呼吸氣量，m3/h；Y為系數(shù)，華北油田地理位置處于緯度＜40 ℃，取0.32；Vtk為儲罐體積，m3；Ri為保溫系數(shù)；h為儲罐內(nèi)部傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)，一般儲罐取值為4；lin為保溫材料厚度，mm；λin為保溫材料導熱系數(shù)，W/(m2·℃)，按照標準規(guī)范，保溫厚度lin=100 mm 硅酸鹽保溫板保溫，λin=0.023。

2.4 修正后排放系數(shù)法

在油氣儲存過程中，受晝夜溫度影響，立式儲油罐內(nèi)氣體隨之膨脹、收縮，導致油品蒸汽溢出罐外而發(fā)生損耗[10]，因此在計算過程中需考慮氣相空間膨脹系數(shù)和排放氣體的飽和系數(shù)。華北油田某站場內(nèi)有n座立式固定頂儲油罐，其VOCs 排放量通用計算公式如（2）所示。

式中：EDS(熱呼吸)和EDW(工作損耗)計算，考慮不同裝載物質的蒸發(fā)損耗，采用修正系數(shù)C對原公式進行修正，并投入現(xiàn)場應證，修正后公式如式（3）所示。

式中：VV為氣相空間容積；WV為日均液體表面溫度下的氣相體積質量；MV為氣相相對分子質量，lb/lb-mol；PVA為日平均液面溫度下的真飽和蒸氣壓，lb/in2（絕壓）；R為理想氣體狀態(tài)常數(shù)，取10.741；TLA為日均液體表面溫度，取年平均儲存溫度，R。；Ks為排放氣體飽和度系數(shù)；HVO為氣相空間高度，ft；KE為氣相空間膨脹因子，華北油田按照中石油統(tǒng)一標準，儲罐外壁為銀白色鐵皮，因此α取0.6，通過計算，華北油田立式固定頂儲油罐氣相空間膨脹因子為0.12；TAX為日最高環(huán)境溫度，R。；TAN為日最低環(huán)境溫度，R。；I為太陽光輻照強度，Btu/(ft2·d)；C為華北油田所用的修正系數(shù)。

依據(jù)公式（1）中立式固定頂儲油罐VOCs排放量通用計算公式，需對工作損耗EDW進行計算，如公式（4）所示。

式中：PVA為真實蒸氣壓，對于原油，A=12.82-0.967 2 ln(RVP)，B=7 261-1216 ln(RVP),RVP為雷德蒸氣壓，lb/in2；KN為工作排放周轉因子，無量綱量，當周轉數(shù)＜36，KN=1，當周轉數(shù)＞36，KN=(1 80+N)/6N；KP為工作損失產(chǎn)品因子，一般原油取0.75；KB為呼吸閥工作矯正因子，無量綱量；PI為正常工況條件下氣相空間壓力，lb/in2，如果處于大氣壓下，取0；PA為大氣壓，lb/in2；PB為呼吸閥設定壓力，lb/in2。

2.5 計算實例

以某站場立式儲油罐區(qū)其中1 具3 000 m3固定頂儲油罐為例進行多種方法揮發(fā)量測試和計算，該儲油罐進油量57 m3/h，含水率0.8%，氣相空間體積1 200 m3，儲罐液體溫度為40 ℃，計算結果如表2所示。

表2 某3 000 m3立式固定頂儲油罐采用四種計算方法結果對照Tab.2 Results comparison of four calculation methods of a 3 000 m3 vertical dome roof tank m3/d

通過上述計算可知，不同的計算方法結果差距較大。其中實測法由于自身存在局限性，不能作為大罐抽氣設備選型的依據(jù)[5]。因此大罐抽氣項目建設初期，第一批次設備選型主要采用的是上述的查表法以及API計算法對立式拱頂儲罐熱呼吸排放量進行計算和對照。該站場選用處理能力為10 000 m3/d 的大罐抽氣裝置，投產(chǎn)后儲罐每天平均收氣量僅32～40 m3左右，與設備可處理能力偏差較大，導致設備負荷率低。在后續(xù)的研究中，采用排放表系數(shù)法進行計算，實際收氣量與修正后排放系數(shù)法熱呼吸值相近，因此判斷排放系數(shù)法可作為設備選型的計算方法，但對大呼吸量與儲罐進液狀態(tài)需要進一步分析。

通過以上計算結果和應用實例得出結論：查表法以及API計算法不建議作為大罐抽氣裝置選型的依據(jù)，同時初步推斷在大罐抽氣裝置設備選型的過程中，應從整體角度以及不同站場儲罐運行狀態(tài)綜合分析站場1 具或多具儲罐氣相連通后引起的液位變化和氣相擴散趨勢，同時利用排放系數(shù)法重新計算站場儲油罐區(qū)的大呼吸排放量，此選型過程應是一個系統(tǒng)工程。

3 氣相聯(lián)通后儲油罐及設備選型

3.1 連續(xù)輸油站場

有2 座及以上儲油罐的站場，儲油罐有3 種狀態(tài)；只有1 座儲油罐的站場，儲罐有2 種狀態(tài)。其運行狀態(tài)如圖2所示。

圖2 連續(xù)輸油站場儲罐運行狀態(tài)Fig.2 Operation status of storage tanks in the continuous oil transmission station

例如某大站為連續(xù)輸油站場，管理2 000 m3儲油罐1 座、1 000 m3儲油罐3 座、2 000 m3儲油罐3座，好油罐區(qū)主要接收上游站場來液及該站場壞油罐區(qū)脫水合格后的原油，利用黑匣子理論指導方法，整體罐容變化范圍為-150～250 m3/d。儲油罐區(qū)原油流向如圖3所示。

圖3 某大站儲油罐區(qū)原油流向Fig.3 Flow direction of crude oil in the storage tank area of a large station

采用修正后排放系數(shù)法對該大站進行VOCs 計算，EDS為129.7 m3/d，EDW為-67～112 m3/d，該儲油系統(tǒng)最高日排放氣量為241.7 m3/d，選型設備為日收氣量500 m3/d 的大罐抽氣裝置，設備平均運行時率0.4，設備負荷率48.2%。設備運行后某段時間內(nèi)實際收氣量與裝置啟動壓力如圖4所示。

圖4 某大站一段時間內(nèi)大罐抽氣裝置啟動壓力及收氣量Fig.4 Starting pressure and gas collection volume of the large tank

由圖4 可知，在連續(xù)輸油站場，由于儲油罐區(qū)罐容變化較小，熱呼吸主要影響大罐抽氣裝置啟動時率，隨著氣溫變化呈規(guī)律性上升、下降。隨著白天氣溫逐漸升高，儲油罐內(nèi)壓力升高，設備啟動抽氣；隨著夜晚氣溫降低，儲油罐內(nèi)壓力逐漸降低，夜間可能會發(fā)生補氣情況。

3.2 接收卸油站場

儲罐有兩種狀態(tài)（圖5）。例如某二站為連續(xù)輸油站場且作為卸油點，接收上游站場原油來液，該站場管理2 000 m3儲油罐4 座，3 000 m3儲油罐1座，好油罐區(qū)主要接收拉運合格原油及該站場壞油罐區(qū)脫水合格后原油，平均外輸排量40.7 m3/h。儲油罐區(qū)原油流向示意圖如圖6所示。

圖5 接收卸油站場儲油罐運行狀態(tài)示意圖Fig.5 Schematic diagram of operation status of oil storage tank in receiving and unloading stations air extraction device in a large station for a period of time

圖6 某二站儲油罐區(qū)原油流向示意圖Fig.6 Flow direction of crude oil in the storage tank area of a second station

采用修正后排放系數(shù)法對某二站進行VOCs 計算，EDS為74.72 m3/d，EDW為-67.3～115.51 m3/d，該儲油系統(tǒng)最高排放氣量為205.32 m3/d，由于該區(qū)塊有產(chǎn)建規(guī)劃，儲油罐功能及儲存物料后續(xù)含水存在較大變化，因此需放大其設備處理能力，設備選型為日收氣量500 m3/d 的大罐抽氣裝置，設備平均運行時率0.33，設備負荷率41.06%，設備運行中某時間段內(nèi)實際收氣量如圖7所示。

圖7 某二站某日大罐抽氣裝置啟動壓力、收氣量及卸油量示意圖Fig.7 Schematic diagram of starting pressure，gas collection volume and oil unloading volume of the large tank air extraction device in a certain day in a second station

由圖7 可知，在卸油和連續(xù)輸油站場，主要影響大罐抽氣裝置開啟時率的為卸油量和外輸排量的差值，即工作損耗。在集中卸油時段，若卸油量大于外輸排量，儲罐內(nèi)壓力上升，達到設定開啟壓力時設備抽氣，若卸油量小于外輸排量，儲油罐內(nèi)壓力降低；在夜間停止卸油時段，隨著工作損耗和熱呼吸共同作用，儲油罐內(nèi)壓力持續(xù)降低，會出現(xiàn)較長時段的補氣情況，因此在卸油+連續(xù)輸油站場的設備選型過程中要綜合考慮卸油點的產(chǎn)液情況與卸油時間。

3.3 拉油外運站場

儲罐有3 種狀態(tài)（圖8）。例如某一站為拉油外運站場，該站場管理10 000 m3儲油罐2具，主要負責原油外運任務，日進油量170 m3/d，具體流程圖如圖9所示。

圖8 拉油外運站場儲罐運行狀態(tài)Fig.8 Operation status of storage tanks in the oil pulling station

圖9 某一站儲油罐區(qū)原油流向示意圖Fig.9 Flow direction of crude oil in the storage tank area of a first station

采用修正后排放系數(shù)法對某一站進行VOCs 計算，EDS為129.62 m3/d，EDW最大為41.47 m3/d，該儲油系統(tǒng)最高日排放氣量為171.09 m3/d，設備選型為日收氣量200 m3/d 的大罐抽氣裝置，平均設備運行時率0.33，設備負荷率目前85.5%，設備運行后某時間段內(nèi)實際收氣量如圖10所示。

圖10 某一站一段時間內(nèi)大罐抽氣裝置啟動壓力、收氣量及拉運油量Fig.10 Starting pressure，gas collection volume，and oil pulling volume of large tank air extraction device in a first station for a period of time

由圖10 可知，在拉油外運站場，由于儲罐長時間處于進液狀態(tài)，影響大罐抽氣裝置中設備開啟時率主要為進液量和熱呼吸損耗，儲油罐基本處于微正壓狀態(tài)；當汽車拉運時，若拉運油量遠大于進液量時，儲油罐內(nèi)壓力逐漸下降，隨著拉運油量的進一步增大，儲油罐內(nèi)壓力達到設備設定的下限壓力值，開啟補氣流程。

4 經(jīng)濟效益

如按照API 計算法和查表法進行設備選型，華北油田某大站、某二站、某一站需選擇處理能力為20 000～30 000 m3/d 的大罐抽氣裝置，而現(xiàn)場實際收氣量較低，由于壓縮單元入口氣量與選型規(guī)格相差較大，會導致設備無法啟動或頻繁啟停，用電能耗增加，設備易出現(xiàn)故障，站內(nèi)工程投資也會相應增加，如大罐抽氣裝置中設備投資費用和進口、出口管線用量。大罐抽氣裝置選型對比及經(jīng)濟效益分析如表3所示。

表3 大罐抽氣裝置選型對比及經(jīng)濟效益分析Tab.3 Model selection comparison and economic benefit analysis of large tank air extraction device

通過上述分析，綜合考慮多個立式儲油罐氣相連通后儲油罐間自身達到氣相平衡等因素，采用以上選型方法計算出來的VOCs 排放量與現(xiàn)場實際回收氣量更接近。技術人員按該選型方法和排放系數(shù)計算公式得出結論后對設備進行選型，可降低建設投資826 萬元，預計年回收自產(chǎn)氣量2.19×105m3，節(jié)約外購燃氣成本72.3萬元，消除儲罐無組織排放VOCs的安全隱患。

5 結論

（1）對處于產(chǎn)能建設中或儲油罐功能存在較大變化的油田站場，大罐抽氣裝置應考慮設備余量，以適應產(chǎn)量變化引起揮發(fā)氣量的增加或減少。

（2）進液時，儲油罐的液位升高會導致呼出氣量偏大，但在儲油罐建立氣相連通后，根據(jù)分子擴散理論，輕組分自液相向氣相揮發(fā)的趨勢減弱，導致?lián)]發(fā)出的氣相減少，因此大罐抽氣裝置收氣較少，選型時需綜合考慮安裝站場的主要功能與儲罐運行狀態(tài)，并利用黑匣子理論進行整體考慮。

（3）該選型方法在華北油田某大站、某二站、某一站進行應用，其平均設備負荷率分別為45%、31%、48%，累計回收自產(chǎn)氣量1.1×105m3，節(jié)約外購燃氣成本36.9 萬元，減少建設投資大于826 萬元，取得較好的經(jīng)濟效益和環(huán)保效益。