油田大罐抽气装置设备选型计算方法简析

陈丽丽 路遥军 芦涛 张光宇 李小永 陈劲松 张桂岭 唐静 钱洪霞

1中国石油华北油田公司

2中国石油青海油田管道处

3中国石油工程建设有限公司北京设计分公司

原油储油罐作为储存设备广泛应用于油田站场中，目前华北油田应用较多的为立式固定顶储油罐，受储罐大、小呼吸及自然通风损耗影响，由此产生的挥发性有机物质通过呼吸阀并根据罐内压力变化情况不定时向大气中排放一部分的轻质组分，挥发出的油气不仅造成了能源浪费和环境污染，而且挥发出的油气也给油田站场造成了一定的安全隐患[1]。根据国家标准GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》[2]及河北省标准DB 13/2322—2016《工业企业挥发性有机物排放控制标准》[3]，自2020 年7 月起，储存真实蒸气压≥5.2 kPa、＜27.6 kPa 的设计容积≥150 m3的液体储罐，以及储存真实蒸气压≥27.6 kPa、＜76.6 kPa的设计容积≥75 m3的液体储罐采用立式固定顶挥发性有机液体储罐，且应安装密闭排气系统至有机废气回收或处理装置。

李荣朵[4]等认为采用大罐抽气装置对储油罐挥发气进行回收，是目前国内外油田回收油罐挥发气的最有效手段。2020 年，华北油田分批次在各油田站场安装大罐抽气装置，对立式储油罐伴生气不达标排放隐患进行有效治理。由于国内尚没有一套计算VOCs 挥发性有机物排放量的计算方法，导致在前期项目建设过程中技术人员对储罐挥发气量计算结果与实际收气量偏差大。受分子扩散理论因素影响，立式储油罐气相管线连通后原油液面顶部气相不与大气相通，气相全部为油气，此时气相压力大于原油的饱和蒸汽压，轻组分自液相向气相挥发的趋势减弱，导致挥发出的气相减少[5]。因此华北油田前期投产的大罐抽气装置在实际应用过程中存在收气量较少、设备负荷率不足20%等问题，由此引起设备频繁启停，建设投资较大，为后续大罐抽气装置的选型以及有较大产能变化的油田站场带来新的技术难题。

1 大罐抽气装置工作原理

大罐抽气装置主要工艺流程为：新建气相连通线，将所有立式储油罐气相连接一起接至大罐抽气装置进口[6]，对储罐中挥发出的轻烃成分进行收集、压缩，大罐抽气装置气出口管线连接站场除油器、干燥器、气处理区，然后输送到燃气加热炉进行燃烧。同时为了防止储罐内形成负压后吸入空气，将站场除油器、干燥器或三相分离器气出口管线接至大罐抽气装置及新建的储罐补气汇管，在储罐内压力低时及时补气。

设备控制原理大体相同，主要为在呼吸阀向外呼气之前，由抽气装置将伴生气抽出，增压至气处理系统（天然气处理单元）；在呼吸阀向内吸气之前，通过补气流程将伴生气补充至罐顶，实现罐顶呼吸阀不动作，隔绝空气。如某站场液压呼吸阀控制压力为正压＞980 Pa、负压＜-295 Pa时，则设定该站场大罐抽气装置为正压＞700 Pa及正压＜200 Pa，使储罐内处于微正压状态，控制原理如图1所示。

图1 油田大罐抽气装置控制原理Fig.1 Control principle of large tank air extraction device in oilfields

2 立式固定顶储油罐挥发气量测量

2.1 实测法

参照SY/T 5267—2009《油田原油损耗的测定》[7]相关标准，主要采用风速表、气相色谱仪对立式固定顶储油罐挥发气量进行测量，操作步骤：①记录储罐状态；②打开罐顶量油孔，等待20～30 min；③将风速表放置油孔处测量呼出气速；④将挥发出气体收集到收气瓶中；⑤采用色谱分析仪分析挥发气组分；⑥按照标准折算挥发气量，提供报告。

2.2 查表法

依据SH/T 3007—2014《石油化工储运系统罐区设计规范》[8]第5.1.6 条规定，通气管或呼吸阀的通气量，不得小于储罐内呼出量之和或吸入量之和。其中规范第C 项提到因大气最大温降导致罐内气体收缩所造成储罐吸入的空气量和因大气最大温升导致罐内气体膨胀而呼出的气体量，宜按表1确定。

表1 储罐热呼吸（小呼吸）通气需要量Tab.1 Ventilation requirements of tank hot breathing(small breathing)

2.3 API标准计算法

SIXTII EDITION，NOVEMBER 2009《API2000Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks》[9]标准给出另一种根据公式计算储罐热呼吸挥发气量的方式，根据公式（1）计算。

式中：VOT为储罐呼吸气量，m3/h；Y为系数，华北油田地理位置处于纬度＜40 ℃，取0.32；Vtk为储罐体积，m3；Ri为保温系数；h为储罐内部传热系数，W/(m2·℃)，一般储罐取值为4；lin为保温材料厚度，mm；λin为保温材料导热系数，W/(m2·℃)，按照标准规范，保温厚度lin=100 mm 硅酸盐保温板保温，λin=0.023。

2.4 修正后排放系数法

在油气储存过程中，受昼夜温度影响，立式储油罐内气体随之膨胀、收缩，导致油品蒸汽溢出罐外而发生损耗[10]，因此在计算过程中需考虑气相空间膨胀系数和排放气体的饱和系数。华北油田某站场内有n座立式固定顶储油罐，其VOCs 排放量通用计算公式如（2）所示。

式中：EDS(热呼吸)和EDW(工作损耗)计算，考虑不同装载物质的蒸发损耗，采用修正系数C对原公式进行修正，并投入现场应证，修正后公式如式（3）所示。

式中：VV为气相空间容积；WV为日均液体表面温度下的气相体积质量；MV为气相相对分子质量，lb/lb-mol；PVA为日平均液面温度下的真饱和蒸气压，lb/in2（绝压）；R为理想气体状态常数，取10.741；TLA为日均液体表面温度，取年平均储存温度，R。；Ks为排放气体饱和度系数；HVO为气相空间高度，ft；KE为气相空间膨胀因子，华北油田按照中石油统一标准，储罐外壁为银白色铁皮，因此α取0.6，通过计算，华北油田立式固定顶储油罐气相空间膨胀因子为0.12；TAX为日最高环境温度，R。；TAN为日最低环境温度，R。；I为太阳光辐照强度，Btu/(ft2·d)；C为华北油田所用的修正系数。

依据公式（1）中立式固定顶储油罐VOCs排放量通用计算公式，需对工作损耗EDW进行计算，如公式（4）所示。

式中：PVA为真实蒸气压，对于原油，A=12.82-0.967 2 ln(RVP)，B=7 261-1216 ln(RVP),RVP为雷德蒸气压，lb/in2；KN为工作排放周转因子，无量纲量，当周转数＜36，KN=1，当周转数＞36，KN=(1 80+N)/6N；KP为工作损失产品因子，一般原油取0.75；KB为呼吸阀工作矫正因子，无量纲量；PI为正常工况条件下气相空间压力，lb/in2，如果处于大气压下，取0；PA为大气压，lb/in2；PB为呼吸阀设定压力，lb/in2。

2.5 计算实例

以某站场立式储油罐区其中1 具3 000 m3固定顶储油罐为例进行多种方法挥发量测试和计算，该储油罐进油量57 m3/h，含水率0.8%，气相空间体积1 200 m3，储罐液体温度为40 ℃，计算结果如表2所示。

表2 某3 000 m3立式固定顶储油罐采用四种计算方法结果对照Tab.2 Results comparison of four calculation methods of a 3 000 m3 vertical dome roof tank m3/d

通过上述计算可知，不同的计算方法结果差距较大。其中实测法由于自身存在局限性，不能作为大罐抽气设备选型的依据[5]。因此大罐抽气项目建设初期，第一批次设备选型主要采用的是上述的查表法以及API计算法对立式拱顶储罐热呼吸排放量进行计算和对照。该站场选用处理能力为10 000 m3/d 的大罐抽气装置，投产后储罐每天平均收气量仅32～40 m3左右，与设备可处理能力偏差较大，导致设备负荷率低。在后续的研究中，采用排放表系数法进行计算，实际收气量与修正后排放系数法热呼吸值相近，因此判断排放系数法可作为设备选型的计算方法，但对大呼吸量与储罐进液状态需要进一步分析。

通过以上计算结果和应用实例得出结论：查表法以及API计算法不建议作为大罐抽气装置选型的依据，同时初步推断在大罐抽气装置设备选型的过程中，应从整体角度以及不同站场储罐运行状态综合分析站场1 具或多具储罐气相连通后引起的液位变化和气相扩散趋势，同时利用排放系数法重新计算站场储油罐区的大呼吸排放量，此选型过程应是一个系统工程。

3 气相联通后储油罐及设备选型

3.1 连续输油站场

有2 座及以上储油罐的站场，储油罐有3 种状态；只有1 座储油罐的站场，储罐有2 种状态。其运行状态如图2所示。

图2 连续输油站场储罐运行状态Fig.2 Operation status of storage tanks in the continuous oil transmission station

例如某大站为连续输油站场，管理2 000 m3储油罐1 座、1 000 m3储油罐3 座、2 000 m3储油罐3座，好油罐区主要接收上游站场来液及该站场坏油罐区脱水合格后的原油，利用黑匣子理论指导方法，整体罐容变化范围为-150～250 m3/d。储油罐区原油流向如图3所示。

图3 某大站储油罐区原油流向Fig.3 Flow direction of crude oil in the storage tank area of a large station

采用修正后排放系数法对该大站进行VOCs 计算，EDS为129.7 m3/d，EDW为-67～112 m3/d，该储油系统最高日排放气量为241.7 m3/d，选型设备为日收气量500 m3/d 的大罐抽气装置，设备平均运行时率0.4，设备负荷率48.2%。设备运行后某段时间内实际收气量与装置启动压力如图4所示。

图4 某大站一段时间内大罐抽气装置启动压力及收气量Fig.4 Starting pressure and gas collection volume of the large tank

由图4 可知，在连续输油站场，由于储油罐区罐容变化较小，热呼吸主要影响大罐抽气装置启动时率，随着气温变化呈规律性上升、下降。随着白天气温逐渐升高，储油罐内压力升高，设备启动抽气；随着夜晚气温降低，储油罐内压力逐渐降低，夜间可能会发生补气情况。

3.2 接收卸油站场

储罐有两种状态（图5）。例如某二站为连续输油站场且作为卸油点，接收上游站场原油来液，该站场管理2 000 m3储油罐4 座，3 000 m3储油罐1座，好油罐区主要接收拉运合格原油及该站场坏油罐区脱水合格后原油，平均外输排量40.7 m3/h。储油罐区原油流向示意图如图6所示。

图5 接收卸油站场储油罐运行状态示意图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

图6 某二站储油罐区原油流向示意图Fig.6 Flow direction of crude oil in the storage tank area of a second station

采用修正后排放系数法对某二站进行VOCs 计算，EDS为74.72 m3/d，EDW为-67.3～115.51 m3/d，该储油系统最高排放气量为205.32 m3/d，由于该区块有产建规划，储油罐功能及储存物料后续含水存在较大变化，因此需放大其设备处理能力，设备选型为日收气量500 m3/d 的大罐抽气装置，设备平均运行时率0.33，设备负荷率41.06%，设备运行中某时间段内实际收气量如图7所示。

图7 某二站某日大罐抽气装置启动压力、收气量及卸油量示意图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

由图7 可知，在卸油和连续输油站场，主要影响大罐抽气装置开启时率的为卸油量和外输排量的差值，即工作损耗。在集中卸油时段，若卸油量大于外输排量，储罐内压力上升，达到设定开启压力时设备抽气，若卸油量小于外输排量，储油罐内压力降低；在夜间停止卸油时段，随着工作损耗和热呼吸共同作用，储油罐内压力持续降低，会出现较长时段的补气情况，因此在卸油+连续输油站场的设备选型过程中要综合考虑卸油点的产液情况与卸油时间。

3.3 拉油外运站场

储罐有3 种状态（图8）。例如某一站为拉油外运站场，该站场管理10 000 m3储油罐2具，主要负责原油外运任务，日进油量170 m3/d，具体流程图如图9所示。

图8 拉油外运站场储罐运行状态Fig.8 Operation status of storage tanks in the oil pulling station

图9 某一站储油罐区原油流向示意图Fig.9 Flow direction of crude oil in the storage tank area of a first station

采用修正后排放系数法对某一站进行VOCs 计算，EDS为129.62 m3/d，EDW最大为41.47 m3/d，该储油系统最高日排放气量为171.09 m3/d，设备选型为日收气量200 m3/d 的大罐抽气装置，平均设备运行时率0.33，设备负荷率目前85.5%，设备运行后某时间段内实际收气量如图10所示。

图10 某一站一段时间内大罐抽气装置启动压力、收气量及拉运油量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

由图10 可知，在拉油外运站场，由于储罐长时间处于进液状态，影响大罐抽气装置中设备开启时率主要为进液量和热呼吸损耗，储油罐基本处于微正压状态；当汽车拉运时，若拉运油量远大于进液量时，储油罐内压力逐渐下降，随着拉运油量的进一步增大，储油罐内压力达到设备设定的下限压力值，开启补气流程。

4 经济效益

如按照API 计算法和查表法进行设备选型，华北油田某大站、某二站、某一站需选择处理能力为20 000～30 000 m3/d 的大罐抽气装置，而现场实际收气量较低，由于压缩单元入口气量与选型规格相差较大，会导致设备无法启动或频繁启停，用电能耗增加，设备易出现故障，站内工程投资也会相应增加，如大罐抽气装置中设备投资费用和进口、出口管线用量。大罐抽气装置选型对比及经济效益分析如表3所示。

表3 大罐抽气装置选型对比及经济效益分析Tab.3 Model selection comparison and economic benefit analysis of large tank air extraction device

通过上述分析，综合考虑多个立式储油罐气相连通后储油罐间自身达到气相平衡等因素，采用以上选型方法计算出来的VOCs 排放量与现场实际回收气量更接近。技术人员按该选型方法和排放系数计算公式得出结论后对设备进行选型，可降低建设投资826 万元，预计年回收自产气量2.19×105m3，节约外购燃气成本72.3万元，消除储罐无组织排放VOCs的安全隐患。

5 结论

（1）对处于产能建设中或储油罐功能存在较大变化的油田站场，大罐抽气装置应考虑设备余量，以适应产量变化引起挥发气量的增加或减少。

（2）进液时，储油罐的液位升高会导致呼出气量偏大，但在储油罐建立气相连通后，根据分子扩散理论，轻组分自液相向气相挥发的趋势减弱，导致挥发出的气相减少，因此大罐抽气装置收气较少，选型时需综合考虑安装站场的主要功能与储罐运行状态，并利用黑匣子理论进行整体考虑。

（3）该选型方法在华北油田某大站、某二站、某一站进行应用，其平均设备负荷率分别为45%、31%、48%，累计回收自产气量1.1×105m3，节约外购燃气成本36.9 万元，减少建设投资大于826 万元，取得较好的经济效益和环保效益。