李武平 武玉雙 郭淑琴 李淵 胡俊平 趙曉龍

（1.中國石化石家莊煉化；2.華北油田公司第五采油廠）

儲油罐廣泛應(yīng)用于石油石化站場中，儲油罐的揮發(fā)氣通過呼吸閥直接排放到大氣中，這部分揮發(fā)出的有機物不僅造成了能源的浪費和環(huán)境污染，也存在較大的安全隱患。隨著《大氣污染防治行動計劃》的頒布，國家對揮發(fā)性有機物（VOCs）的排放有了更加明確的限制，各省環(huán)保部門也制定了更為嚴(yán)格的治理要求[1]。因此，充分利用站內(nèi)設(shè)備設(shè)施，回收儲油罐揮發(fā)性有機物，提高原油商品率，降低環(huán)境污染勢在必行。

由于現(xiàn)用大部分儲油罐均為常壓罐，溶解在原油中的伴生氣在儲存和運輸過程中會揮發(fā)出來，又稱揮發(fā)性有機物（VOCs），這類重要的空氣污染物，通常沸點在50～260 ℃、室溫下飽和蒸氣壓超過133.3 Pa的有機化合物，包括烴類、鹵代烴、芳香烴、多環(huán)芳香烴等。

某站庫通過對部分儲罐進行呼吸損耗測試，其中56座儲罐總呼吸損耗量為23 513 m3/d，充分回收這些揮發(fā)性有機物，合理利用能源，消除環(huán)境污染，已成為安全環(huán)保生產(chǎn)的首要任務(wù)。

1 儲油罐揮發(fā)性有機物回收技術(shù)

1.1 儲油罐油氣損耗的類型

儲油罐的揮發(fā)氣按照揮發(fā)原理分為油罐自然通風(fēng)損耗、“小呼吸”損耗、“大呼吸”損耗三種類型，損耗數(shù)量最大的是“大、小呼吸”損耗，約占損耗的98.3%[2-4]。

一是自然損耗是由于罐頂孔眼高度不同而造成的空氣從上部孔眼進入罐內(nèi)，罐內(nèi)油品蒸汽隨混合氣體從下部孔眼擠出或從罐頂另一孔眼流出而造成的損耗。二是小呼吸損耗是指在油罐靜止儲存時，由于罐內(nèi)氣體空間溫度的晝夜變化和儲罐內(nèi)外壁的溫差引起的損耗。三是大呼吸損耗是儲罐在收發(fā)油和裝卸油過程中因罐內(nèi)液位上升或下降造成的呼吸損耗，這部分呼吸損耗占總體損耗的95%左右。影響儲油罐油氣損耗的主要參數(shù)包括呼吸氣體流量、溫度、壓力、組分以及環(huán)境溫度和大氣壓力等[5]。其中自然通風(fēng)損耗和小呼吸損耗與環(huán)境和儲油罐的設(shè)計有關(guān)，通常情況下?lián)p耗量較小，不好控制；而大呼吸損耗因為占比較大，是治理揮發(fā)氣的主要對象。

1.2 損耗氣量的確定

1.2.1 自然通風(fēng)損耗的計算

自然通風(fēng)損耗的基本公式就是瓦遼夫斯基·契爾尼金[6]公式：該公式是利用克拉伯龍方程在三個假設(shè)條件下推導(dǎo)得出的[7]，適用于各種呼吸損耗的通用公式，是油罐蒸發(fā)損耗的基本關(guān)系式。

式中：ΔG為一次呼出罐外的油品蒸氣的重量，kg；V1、V2分別為呼吸開始及呼吸終了時氣體空間體積，m3；C1、C2分別為呼吸開始及呼吸終了時混合中油蒸氣體體積濃度；P1、P2分別為呼吸開始及呼吸終了時罐內(nèi)混合氣體的壓力；kgf/m2；T1、T2分別為呼吸開始及呼吸終了時罐內(nèi)混合氣體的絕對溫度；K；C為油蒸氣的平均體積濃度，C=( )C1+C2∕2；R為通用氣體，取848 J/(mol·℃)；M為油蒸氣分子量，kg/(kg·mol)。

1.2.2 “小呼吸”損耗計算

“小呼吸”損耗主要是由于晝夜溫差變化引起的，此時可近似認為油罐氣體空間的體積不變，即V1=V2，由式（1）得到“小呼吸”損耗的計算式如下：

式中：ΔG小為一次小呼吸損耗量，kg；V為油罐氣料空間體積，m3。

1.2.3 “大呼吸”損耗計算

對地面油罐的“大呼吸”損耗，假定在此過程中混合氣體的壓力不變，油品蒸氣壓不變，則可采用下列近似公式估算：

式中：ΔG大為一次大呼吸損耗量， kg；ΔV為罐內(nèi)呼出的混合氣體的體積，m3；ρz為油蒸氣的密度，kg/m3。

將以上計算的結(jié)果進行匯總，就得到了油品蒸發(fā)的損耗量。

1.3 揮發(fā)性有機物回收的技術(shù)

揮發(fā)性有機物回收技術(shù)是通過安裝儲油罐抽氣裝置將原油儲罐中揮發(fā)出的伴生氣和輕烴成分進行收集、壓縮，再供燃氣加熱爐燃燒、發(fā)電或生活用氣，儲油罐揮發(fā)氣回收工藝原理示意圖見圖1。

圖1 儲油罐揮發(fā)氣回收工藝原理示意圖

該技術(shù)的應(yīng)用可有效減少儲油罐天然氣外排，不僅可消除因油氣揮發(fā)帶來的安全隱患，而且可通過對回收的伴生氣進行綜合利用創(chuàng)造較高的經(jīng)濟價值[8-9]。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

2.1 傳統(tǒng)的回收裝置

為充分回收揮發(fā)氣，在建設(shè)初期采用傳統(tǒng)的回收工藝，一般應(yīng)用膠囊穩(wěn)壓、螺桿壓縮機及用行程開關(guān)控制螺桿壓縮機運行模式進行大罐收氣。傳統(tǒng)的儲油罐揮發(fā)氣回收裝置示意圖見圖2所示。

圖2 傳統(tǒng)的儲油罐揮發(fā)氣回收裝置示意圖

由于大部分儲油罐均為拱頂罐，通常原油罐工作壓力?。?500～1 500 Pa），揮發(fā)氣回收壓力控制的范圍更小（100～500 Pa）。原油罐揮發(fā)氣回收裝置多采用笨重的皮囊，以緩沖和調(diào)節(jié)原油罐揮發(fā)氣量的變化。壓縮機多數(shù)選用螺桿壓縮機，造價高[11-12]。這種抽氣裝置存在很多問題，如裝置較大，運行不平穩(wěn)，易發(fā)生閃爆充氣膠囊易老化等。

2001年對某站的儲油罐揮發(fā)氣進行了測量，通過對測量結(jié)果的分析，確定大罐收氣裝置的處理能力，也確定了天然氣壓縮機的處理能力。安裝儲油罐抽氣裝置，回收了4 座2 000 m3儲油罐的揮發(fā)氣。投產(chǎn)初期，該站儲輸油量大，揮發(fā)氣量也大。通過儲油罐抽氣裝置流量計測得大罐揮發(fā)氣量約1 500～3 000 m3/d，抽氣裝置出口壓力0.35 MPa，排量3.5 m3/min。隨著油田的開發(fā)，到2008 年日收氣量降為300 m3/d，氣出口溫度30 ℃，壓力0.35 MPa。由于氣量越來越低，儲油罐抽氣裝置頻繁啟停，損壞嚴(yán)重，整個裝置運行不平穩(wěn)，被迫停運。

2.2 改造后的回收裝置

儲油罐通過呼吸閥和安全閥與大氣相連，當(dāng)罐內(nèi)壓力大于呼吸閥開啟壓力時呼吸閥打開，向大氣排放罐內(nèi)氣體；當(dāng)罐內(nèi)氣體壓力小于呼吸閥進氣壓力設(shè)定值時自動打開呼吸閥，向罐內(nèi)補空氣。

為了收集罐內(nèi)氣體，需要對呼吸閥、安全閥等進行改造，新建揮發(fā)氣回收系統(tǒng)。

1）對呼吸閥進行改造，重新設(shè)定呼吸閥排氣和補氣壓力上下限值。

2）對安全閥的開啟壓力進行重新設(shè)定或者改造，使之與新的壓力值相適應(yīng)。

3）關(guān)閉量油孔，杜絕空氣通過量油孔進入罐內(nèi)。

4）安裝和配備相應(yīng)的管路系統(tǒng)，進行氣體收集和氣體補充。

5）各罐均接出氣管線匯合進大罐揮發(fā)氣回收裝置，并設(shè)氣平衡系統(tǒng)[10]。

為解決收氣裝置運行不平穩(wěn)和氣囊易壞等問題，將原來的螺桿式壓縮式改為由行星式傳動機構(gòu)+活塞氣液裝置組成的混輸型儲油罐伴生氣回收裝置，采用雙向傳動氣液回收，取消了緩沖氣囊，解決了過去螺桿壓縮機不能進入液體的技術(shù)難題，同時也擴大了收氣量的范圍?；燧斝蛢τ凸迵]發(fā)氣回收裝置示意圖如圖3。

圖3 混輸型儲油罐揮發(fā)氣回收裝置示意圖

2019年1月，在某一站安裝使用儲油罐抽氣裝置，運行平穩(wěn)，當(dāng)罐頂伴生氣壓力達到0.8 kPa 時裝置自動啟動，低于0.2 kPa 時裝置自動停止，日均回收伴生氣量100 m3/d。

2019 年6 月，某二站安裝使用儲油罐抽氣裝置，當(dāng)罐頂伴生氣壓力達到0.4 kPa 時裝置自動啟動，低于0.1 kPa 時裝置自動停止。日均回收伴生氣量500 m3/d。通過一段時間的運行，對儲油罐抽氣裝置發(fā)現(xiàn)的問題進行了優(yōu)化改造：增加了氧傳感器報警，防止空氣進入裝置系統(tǒng)；增加泄壓閥，防止超壓設(shè)備過載的風(fēng)險；新增硫化氫報警、可燃氣體報警、冷卻循環(huán)系統(tǒng)，同時優(yōu)化控制系統(tǒng)顯示界面，使裝置更加完善。

3 經(jīng)濟效益分析

截止目前，共在38 座儲油罐安裝了揮發(fā)氣回收裝置，日回收伴生氣21 513 m3；年回收氣量7.85×104m3?；厥盏奶烊粴馊〈巳加?，用于站內(nèi)加熱爐燃燒，每年共節(jié)約標(biāo)煤9 535 t，減少二氧化碳排放量24 982 t，二氧化硫81 t，氮氧化物71 t。

4 結(jié)語

儲油罐揮發(fā)氣的回收利用，是新時期利用清潔能源推進節(jié)能減排、降低環(huán)境污染，提高能源利用的效率，助力經(jīng)濟發(fā)展的重要措施。揮發(fā)氣回收技術(shù)的推廣應(yīng)用，不僅實現(xiàn)了系統(tǒng)的密閉集輸，避免了儲罐內(nèi)揮發(fā)性有機物從呼吸閥等處外溢，減少了油氣揮發(fā)對環(huán)境的污染，提高了罐區(qū)的安全防火性能，消除了操作人員氣體中毒的風(fēng)險，同時提高了原油商品率。