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(shè)有限公司北京設(shè)計(jì)分公司

原油儲油罐作為儲存設(shè)備廣泛應(yīng)用于油田站場中，目前華北油田應(yīng)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(fēng)損耗影響，由此產(chǎn)生的揮發(fā)性有機(jī)物質(zhì)通過呼吸閥并根據(jù)罐內(nèi)壓力變化情況不定時(shí)向大氣中排放一部分的輕質(zhì)組分，揮發(fā)出的油氣不僅造成了能源浪費(fèi)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(biāo)準(zhǔn)GB 37822—2019《揮發(fā)性有機(jī)物無組織排放控制標(biāo)準(zhǔn)》[2]及河北省標(biāo)準(zhǔn)DB 13/2322—2016《工業(yè)企業(yè)揮發(fā)性有機(jī)物排放控制標(biāo)準(zhǔn)》[3]，自2020 年7 月起，儲存真實(shí)蒸氣壓≥5.2 kPa、＜27.6 kPa 的設(shè)計(jì)容積≥150 m3的液體儲罐，以及儲存真實(shí)蒸氣壓≥27.6 kPa、＜76.6 kPa的設(shè)計(jì)容積≥75 m3的液體儲罐采用立式固定頂揮發(fā)性有機(jī)液體儲罐，且應(yīng)安裝密閉排氣系統(tǒng)至有機(jī)廢氣回收或處理裝置。

李榮朵[4]等認(rèn)為采用大罐抽氣裝置對儲油罐揮發(fā)氣進(jìn)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(dá)標(biāo)排放隱患進(jìn)行有效治理。由于國內(nèi)尚沒有一套計(jì)算VOCs 揮發(fā)性有機(jī)物排放量的計(jì)算方法，導(dǎo)致在前期項(xiàng)目建設(shè)過程中技術(shù)人員對儲罐揮發(fā)氣量計(jì)算結(jié)果與實(shí)際收氣量偏差大。受分子擴(kuò)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(shí)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(dǎo)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(shí)際應(yīng)用過程中存在收氣量較少、設(shè)備負(fù)荷率不足20%等問題，由此引起設(shè)備頻繁啟停，建設(shè)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(shù)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(jìn)口[6]，對儲罐中揮發(fā)出的輕烴成分進(jìn)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?xì)饧訜釥t進(jìn)行燃燒。同時(shí)為了防止儲罐內(nèi)形成負(fù)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(bǔ)氣匯管，在儲罐內(nèi)壓力低時(shí)及時(shí)補(bǔ)氣。

設(shè)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(bǔ)氣流程將伴生氣補(bǔ)充至罐頂，實(shí)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(fù)壓＜-295 Pa時(shí)，則設(shè)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(shí)測法

參照SY/T 5267—2009《油田原油損耗的測定》[7]相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，主要采用風(fēng)速表、氣相色譜儀對立式固定頂儲油罐揮發(fā)氣量進(jìn)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(fēng)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(biāo)準(zhǔn)折算揮發(fā)氣量，提供報(bào)告。

2.2 查表法

依據(jù)SH/T 3007—2014《石油化工儲運(yùn)系統(tǒng)罐區(qū)設(shè)計(jì)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(xiàng)提到因大氣最大溫降導(dǎo)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(dǎo)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(biāo)準(zhǔn)計(jì)算法

SIXTII EDITION，NOVEMBER 2009《API2000Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks》[9]標(biāo)準(zhǔn)給出另一種根據(jù)公式計(jì)算儲罐熱呼吸揮發(fā)氣量的方式，根據(jù)公式（1）計(jì)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(dǎo)熱系數(shù)，W/(m2·℃)，按照標(biāo)準(zhǔn)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(dǎo)致油品蒸汽溢出罐外而發(fā)生損耗[10]，因此在計(jì)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(jì)算公式如（2）所示。

式中：EDS(熱呼吸)和EDW(工作損耗)計(jì)算，考慮不同裝載物質(zhì)的蒸發(fā)損耗，采用修正系數(shù)C對原公式進(jìn)行修正，并投入現(xiàn)場應(yīng)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(zhì)量；MV為氣相相對分子質(zhì)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(biāo)準(zhǔn)，儲罐外壁為銀白色鐵皮，因此α取0.6，通過計(jì)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(qiáng)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(jì)算公式，需對工作損耗EDW進(jìn)行計(jì)算，如公式（4）所示。

式中：PVA為真實(shí)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(zhuǎn)因子，無量綱量，當(dāng)周轉(zhuǎn)數(shù)＜36，KN=1，當(dāng)周轉(zhuǎn)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(shè)定壓力，lb/in2。

2.5 計(jì)算實(shí)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(jìn)行多種方法揮發(fā)量測試和計(jì)算，該儲油罐進(jìn)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(jì)算結(jié)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(jì)算方法結(jié)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(jì)算可知，不同的計(jì)算方法結(jié)果差距較大。其中實(shí)測法由于自身存在局限性，不能作為大罐抽氣設(shè)備選型的依據(jù)[5]。因此大罐抽氣項(xiàng)目建設(shè)初期，第一批次設(shè)備選型主要采用的是上述的查表法以及API計(jì)算法對立式拱頂儲罐熱呼吸排放量進(jìn)行計(jì)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(shè)備可處理能力偏差較大，導(dǎo)致設(shè)備負(fù)荷率低。在后續(xù)的研究中，采用排放表系數(shù)法進(jìn)行計(jì)算，實(shí)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(shè)備選型的計(jì)算方法，但對大呼吸量與儲罐進(jìn)液狀態(tài)需要進(jìn)一步分析。

通過以上計(jì)算結(jié)果和應(yīng)用實(shí)例得出結(jié)論：查表法以及API計(jì)算法不建議作為大罐抽氣裝置選型的依據(jù)，同時(shí)初步推斷在大罐抽氣裝置設(shè)備選型的過程中，應(yīng)從整體角度以及不同站場儲罐運(yùn)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(kuò)散趨勢，同時(shí)利用排放系數(shù)法重新計(jì)算站場儲油罐區(qū)的大呼吸排放量，此選型過程應(yīng)是一個(gè)系統(tǒng)工程。

3 氣相聯(lián)通后儲油罐及設(shè)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(yùn)行狀態(tài)如圖2所示。

圖2 連續(xù)輸油站場儲罐運(yùn)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(dǎo)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(jìn)行VOCs 計(jì)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(shè)備為日收氣量500 m3/d 的大罐抽氣裝置，設(shè)備平均運(yùn)行時(shí)率0.4，設(shè)備負(fù)荷率48.2%。設(shè)備運(yùn)行后某段時(shí)間內(nèi)實(shí)際收氣量與裝置啟動壓力如圖4所示。

圖4 某大站一段時(shí)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(shí)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(shè)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(bǔ)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(diǎn)，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(yùn)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(yùn)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(jìn)行VOCs 計(jì)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(shè)備處理能力，設(shè)備選型為日收氣量500 m3/d 的大罐抽氣裝置，設(shè)備平均運(yùn)行時(shí)率0.33，設(shè)備負(fù)荷率41.06%，設(shè)備運(yùn)行中某時(shí)間段內(nèi)實(shí)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(shí)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(shí)段，若卸油量大于外輸排量，儲罐內(nèi)壓力上升，達(dá)到設(shè)定開啟壓力時(shí)設(shè)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(shí)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(shí)段的補(bǔ)氣情況，因此在卸油+連續(xù)輸油站場的設(shè)備選型過程中要綜合考慮卸油點(diǎn)的產(chǎn)液情況與卸油時(shí)間。

3.3 拉油外運(yùn)站場

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

圖8 拉油外運(yùn)站場儲罐運(yùn)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(jìn)行VOCs 計(jì)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(shè)備選型為日收氣量200 m3/d 的大罐抽氣裝置，平均設(shè)備運(yùn)行時(shí)率0.33，設(shè)備負(fù)荷率目前85.5%，設(shè)備運(yùn)行后某時(shí)間段內(nèi)實(shí)際收氣量如圖10所示。

圖10 某一站一段時(shí)間內(nèi)大罐抽氣裝置啟動壓力、收氣量及拉運(yùn)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(yùn)站場，由于儲罐長時(shí)間處于進(jìn)液狀態(tài)，影響大罐抽氣裝置中設(shè)備開啟時(shí)率主要為進(jìn)液量和熱呼吸損耗，儲油罐基本處于微正壓狀態(tài)；當(dāng)汽車?yán)\(yùn)時(shí)，若拉運(yùn)油量遠(yuǎn)大于進(jìn)液量時(shí)，儲油罐內(nèi)壓力逐漸下降，隨著拉運(yùn)油量的進(jìn)一步增大，儲油罐內(nèi)壓力達(dá)到設(shè)備設(shè)定的下限壓力值，開啟補(bǔ)氣流程。

4 經(jīng)濟(jì)效益

如按照API 計(jì)算法和查表法進(jìn)行設(shè)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(shí)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(dǎo)致設(shè)備無法啟動或頻繁啟停，用電能耗增加，設(shè)備易出現(xiàn)故障，站內(nèi)工程投資也會相應(yīng)增加，如大罐抽氣裝置中設(shè)備投資費(fèi)用和進(jìn)口、出口管線用量。大罐抽氣裝置選型對比及經(jīng)濟(jì)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(jì)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(gè)立式儲油罐氣相連通后儲油罐間自身達(dá)到氣相平衡等因素，采用以上選型方法計(jì)算出來的VOCs 排放量與現(xiàn)場實(shí)際回收氣量更接近。技術(shù)人員按該選型方法和排放系數(shù)計(jì)算公式得出結(jié)論后對設(shè)備進(jìn)行選型，可降低建設(shè)投資826 萬元，預(yù)計(jì)年回收自產(chǎn)氣量2.19×105m3，節(jié)約外購燃?xì)獬杀?2.3萬元，消除儲罐無組織排放VOCs的安全隱患。

5 結(jié)論

（1）對處于產(chǎn)能建設(shè)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(yīng)考慮設(shè)備余量，以適應(yīng)產(chǎn)量變化引起揮發(fā)氣量的增加或減少。

（2）進(jìn)液時(shí)，儲油罐的液位升高會導(dǎo)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(kuò)散理論，輕組分自液相向氣相揮發(fā)的趨勢減弱，導(dǎo)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(shí)需綜合考慮安裝站場的主要功能與儲罐運(yùn)行狀態(tài)，并利用黑匣子理論進(jìn)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(jìn)行應(yīng)用，其平均設(shè)備負(fù)荷率分別為45%、31%、48%，累計(jì)回收自產(chǎn)氣量1.1×105m3，節(jié)約外購燃?xì)獬杀?6.9 萬元，減少建設(shè)投資大于826 萬元，取得較好的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保效益。