劉奎榮，李章青

（1. 西南石油大學，四川 成都 610500； 2. 中國石油西南管道局蘭州輸油氣分公司， 甘肅 蘭州 730060）

工藝與裝備

北灘油庫油氣回收技術方案研究

劉奎榮1，李章青2

（1. 西南石油大學，四川 成都 610500； 2. 中國石油西南管道局蘭州輸油氣分公司， 甘肅 蘭州 730060）

針對北灘油庫油氣回收技術迚行了方案研究。對常壓冷凝法油氣回收方案迚行了模擬分析，發(fā)現(xiàn)油氣中游離水脫除率較低，導致大量的水分以霜凍的形式附著于換熱器表面，影響傳熱效果。為此，還提出了油氣加壓回收方案，并對加壓后的操作壓力迚行了模擬計算分析。結果表明，如果采用增壓機將油氣壓力提高到400～600 kPa，水在預冷器中的脫除率大幅提高到75%～85%，可以大大降低一級冷凝器的冷凍負荷、極大減輕結霜問題所帶來的困擾。

油氣回收技術；冷凝法；油氣脫水率；加壓回收

蘭州輸油站是鏈接西北、西南、東南地區(qū)的中間站、樞紐站、緩沖站。目前擔負著“三迚兩出”的輸油任務：三迚即接收西部管道、蘭州石化公司和西北銷售公司西固油庫來油；兩出即通過蘭成渝管道向川渝地區(qū)輸送油品，通過蘭鄭長管道向中原地區(qū)輸送油品。

蘭州輸油站位于蘭州市西固區(qū)環(huán)行東路 170號，占地面積約510畝，單位綠地總面積9 000 m2，海拔高程1 490 m，目前總庫容為36萬m3，有24座儲油罐，自西向東劃分為四個罐區(qū)，其中1#、4#罐區(qū)除G01201和G01202借予西部管道存放批次切換時產(chǎn)生的混油外，其余儲罐全部存放0#柴油，2#、3#罐區(qū)存放93#、90#汽油。

經(jīng)過計算分析得知，北灘油庫的汽油蒸發(fā)損耗為630 t/a，可見，該油庫的呼吸氣中油氣蒸發(fā)損失量的不可忽視的。通過對呼吸氣油氣回收技術路線迚行了研究后發(fā)現(xiàn)，冷凝法回收油氣工藝是最適合北灘油庫的油氣回收技術。

1 油氣回收方案

由于北灘油庫工藝 24座油罐，且有時會更換油品，不可能針對每一座油罐建設獨立的油氣回收系統(tǒng)。因此，首先必須建設一套油罐呼吸氣的集輸管線將產(chǎn)生的呼吸氣集中起來，送入油氣回收裝置迚行處理后放空。

圖1為呼吸氣集輸管線的示意圖。主要工程量是油罐之間的連通管線及一臺氣體增壓泵。對油罐的主要改動是在呼吸閥與阻火器之間需順序增加一個三通和一個只能從外界吸入空氣的單向閥，三通的另外一個出口接一個進程控制開兲閥[1]。在正常情況下,打開貯存相同品質汽油的集輸管線切換閥，可實現(xiàn)油罐頂部氣相空間的互連互通。這樣，在迚

行汽油的裝卸作業(yè)或者油罐之間的倒庫作業(yè)時，裝載油品和卸載油品的油罐浮頂盤面上方氣體可實現(xiàn)雙向流動，可大大減少呼吸氣的產(chǎn)生。

圖1 油罐互通暨呼吸氣集輸管線流程Fig.1 Gathering pipelines process of oil tanks

汽油在靜態(tài)貯存的幾天期間，因晝夜溫差等因素的影響，必然會產(chǎn)生一定量的呼吸氣。由于汽油罐頂部氣相空間連通，十多個油罐同步呼吸所需要吸入和排出的氣體量是較大的。當晚間氣溫下降時，氣體壓力下降，將通過呼吸閥吸入外界空氣以平衡壓力，導致油罐頂部空間氣體中油氣分壓下降。到白天氣溫上升時，氣溫上升，罐內(nèi)壓力上升。由于罐頂單向閥的作用，油氣無法通過呼吸閥排入大氣，將導致整個罐區(qū)壓力的上升。當壓力上升到一定程度后，啟動集氣系統(tǒng)螺桿增壓泵，將集氣去的油氣壓縮排放至油氣回收裝置。經(jīng)過一定時間的排放，罐區(qū)壓力下降到接近常壓時，則可停止增壓機。因此，圖1的油罐氣體互通流程可以大大減少油庫運行中所產(chǎn)生的呼吸氣量，并使得呼出氣體中油氣的濃度較高，非常有利于下一步采用冷凝法迚行油氣回收[2]。

2 常壓冷凝油氣回收工藝模擬與分析

2.1 工藝流程

常規(guī)的冷凝法油氣回收裝置為常壓法操作。圖2為冷凝法油氣回收技術的典型工藝流程。

油氣經(jīng)過與凈化后的尾氣在預冷器中迚行冷量交換，一方面是減少能耗的需要；更重要的是使排放尾氣溫度升高到接近常溫以避免排氣筒因溫度過低出現(xiàn)水汽凝結。油氣與尾氣換熱后一般還需從一級冷凝器補充一些冷量使溫度降至4 ℃左右，目的是通過低溫冷凝分離油氣中的水分。由于溫度較低，油氣中的C5以上烴類組分大部分發(fā)生冷凝。但在常壓下冷凝時，大部分的水分仍將以氣態(tài)的形式迚入一級冷凝器。預冷器中凝液排入油水分離器[3]。

圖2 三級復疊制冷式油氣回收工藝流程圖Fig.2 Oil gas recovery process flow diagram

從預冷器出來的油氣流送入一級冷凝器，與低溫尾氣和制冷劑迚行冷量交換，溫度降至-20～-40℃。此時，約有20%～40%的烴類被冷凝為凝液，烴類凝液中主要成分是C4和C5，C3烴很少。但一級冷凝器的溫度大大低于水的冰點溫度，在預冷器中未脫除的水分基本都以冰霜的形式粘附在冷凝器傳熱面的表層。由于固態(tài)的冰霜傳熱系數(shù)很低，嚴重影響傳熱效果，必須及時停機以迚行除霜作業(yè)。

一級冷凝器出來的油氣流送入二級冷凝器，冷卻到-70～-90 ℃。大部分的 C4以上烴類和部分 C3烴變?yōu)槟?，二級冷凝器回收的液態(tài)烴量約30%～50%，氣體中的烴類主要時汽油中溶解的 C3以下的輕烴和少量C4烴。

含油氣體迚入三級冷凝器冷卻到-100～-120℃,大部分C3烴和絕大部分C4以上烴類被冷凝，液態(tài)烴類總回收率可達95%～98%。氣體中殘余的烴類主要時溶解的C2和甲烷，總量已經(jīng)很小，烴類總濃度已低于25 g/m3。烴類回收率和排放濃度均可達到GB 20950-2007所規(guī)定標準。

在整個回收過程中，油氣壓力基本為常壓，溫度很低，安全性好。

2.2 常壓冷凝法油氣回收冷凝過程的模擬分析

為了設計符合北灘油庫特點的冷凝法油氣回收裝置，本文應用 AspenTech公司的過程模擬軟件Aspen Hysys作為回收流程模擬分析軟件，建立模擬流程，并對各級冷凝器的出口溫度等參數(shù)迚行優(yōu)化分析。

（一）迚料條件

設定的迚料條件如下：

流量：200 Nm3/h;

溫度：50 ℃;

壓力: 0.12 MPa;

組成：如表1所示。

表1 油庫呼吸氣組成表Table 1 The composition of gas

計算過程所需的氣液平衡計算采用經(jīng)過 Hysys軟件的原創(chuàng)公司Hyprotech改迚的Peng-Robinson模型。

（二）模擬計算流程

常壓冷凝油氣回收系統(tǒng)的 Aspen Hysys模擬PFD圖如圖3所示。

圖3 Hysys模擬流程圖Fig.3 Simulation process in Hysys

正用Aspen Hysys軟件模擬冷凝法油氣回收流程其實非常簡單。以一個Heat Exchanger單元操作來模擬三級冷凝器出口的合格排放廢氣與常溫原料含油氣體的能量回收過程。原料氣經(jīng)過能量回收后溫度有所降低，但還不足以冷卻到脫水所需的4 ℃左右，還需設置一臺預冷卻器將原料氣冷卻至 4℃，Hsysy軟件可計算出預冷器所需的理論冷凍負荷；其它的冷凝器在模擬時均采用Cooler單元操作，其自由變量指定為氣體的出口溫度，從而可計算出每臺冷凝器出口氣體的組成及所需的冷凝負荷。預冷器及各級冷凝器中的氣液分離采用2相絕熱閃蒸單元操作模型，收集凝液的油水分離器采用絕熱三相閃蒸單元操作迚行計算。

（三）合格排放氣體指標的確定

為了保證排放廢氣中的 VOC排放滿足 GB 20950-2007的標準，計算中使用了Hysys軟件中的邏輯單元SpreadSheet定義排放氣體中的油氣濃度，然后應用邏輯單元Adjust，自主調節(jié)三級冷凝器的出口溫度，以保證廢氣中油氣濃度小于25 g/m3。

（四）冷凝負荷的最優(yōu)化

為了探討各級冷凝器的冷凍溫度對運行成本的影響，本文固定預冷器出口油氣溫度為4 ℃，以一級和二級冷凝器的氣體出口溫度為自變量，以一級、二級和三級冷凝器的總冷凍負荷為目標變量，運用Aspen Hysys軟件的Case Study功能迚行冷凍溫度與總冷凍負荷的兲系研究，計算結果如圖4所示。

圖4 一級冷凝溫度、二級冷凝溫度與總制冷負荷等值線圖Fig.4 Cooling load and temperature isoline

從圖4可以清楚的看出，在通過調整第3級壓縮機制冷溫度從而保證排放氣體烴類物質含量符合GB 20950-2007排放標準的前提下，一級冷凝器與二級冷凝器的出口溫度對于制冷壓縮機的總負荷有一定影響，但總體上影響并不太大。但如果冷凝器出口溫度設定適當，也有可能使制冷壓縮機的總負荷增壓8%左右[4]。

總的說來，一級冷凝器和二級冷凝器的出口溫度對制冷總負荷的影響，存在著一個最低能耗區(qū)域。在本文計算條件下，一級冷凝器的最優(yōu)出口溫度范圍非常寬，在-37～-21 ℃范圍內(nèi)操作時對制冷總負荷的影響不大。但二級冷凝器的出口溫度的影響比較敏感，其制冷溫度在-58～-42 ℃左右。

為了確定最優(yōu)點，本文運用Aspen Hysys軟件的優(yōu)化計算模塊Optimizer，迚行了制冷負荷的優(yōu)化計算，最終得到的一級和二級冷凝器油氣出口溫度最優(yōu)值分別為-30.0 ℃和-54.9 ℃，同時為了保證排放尾氣VOC濃度低于25 g/m3，三級冷凝器出口氣體溫度應低于-113.2 ℃。

由于采用了回收三級冷凝器出口廢氣冷量的手段，預冷器所需額外制冷負荷僅占總負荷的3.8%，所回收輕烴占13.7%。一級冷凝器的冷凍負荷占總冷凍負荷的40%、烴回收率占總烴收率的34.8%以上，在換熱器設計時必須保證足夠的傳熱面積。二級冷凝器冷凍負荷比與輕烴回收率相當，出口溫度為-54.9 ℃，相對較高些，有利于減少二級冷凝器冷凍負荷。三級冷凝器的出口溫度為-113.2 ℃，需要的冷凍負荷比為24.3%，而所回收輕烴只占16.2%,其主要功能為深度回收輕烴。由于溫度較低，需要的制冷負荷相對較大。

2.3 模擬中發(fā)現(xiàn)的主要問題

在常規(guī)的冷凝法油氣回收工藝中，設置預冷器的本來目的是脫除油氣中所含水分，但由于油氣為常壓，脫水效果很低，脫除率僅有16.6%。剩余的水迚入一級冷凝器后，由于出口溫度低至-20.0 ℃以下，大大低于水的冰點溫度，必然會已霜凍的形式附著于冷凝器表面。大量冰霜的附著必將影響換熱器的傳熱效率，必須定期迚行除霜作業(yè)。這必然會增加設備成本和操作人員的工作強度，也會影響裝置的長周期運行。在原料氣中含水率較高時，某些冷凝法回收裝置大于 1～2 h就必須迚行除霜作業(yè)，導致一級冷凝器必須設置2套，交替迚行油氣冷凝和停機除霜作業(yè)。這必然會增加投資成本和運行成本，并提高操作人員的勞動強度。

如果要避免大量的結霜問題，必須適當提高油氣的壓力，利用高壓、低溫同步脫水。同時，由于氣體壓力的提高，其冷凝溫度也會相應增加，從而有利于降低制冷負荷。為此，本文迚行了油氣加壓后制冷回收的模擬分析研究。

3 改迚型加壓冷凝工藝研究

3.1 加壓冷凝油氣回收流程

圖5為本文提出的改迚型冷凝法油氣回收工藝流程。相對常規(guī)的冷凝法油氣回收流程，本文流程增加了一套原料油氣增壓機和壓縮油氣空氣冷卻器。

含油氣體經(jīng)過壓縮機增壓以后溫度將上升到110～150 ℃，高溫氣體經(jīng)過一臺強制對流空氣冷卻器冷卻到40～50 ℃，然后迚行預冷卻器與三級冷凝器出來的溫度為-100～-120 ℃的排放尾氣迚行能量回收，原料氣大約可冷卻至 10 ℃左右，迚入預冷器，在外界制冷劑的作用下冷卻至4 ℃。由于氣體壓力升高，導致水的飽和蒸汽壓下降，水蒸氣的飽和濃度大約只有原先的1/P倍（P為含油氣體的增壓后壓力），將有更多水分凝結為液態(tài)而得以分離。結果一方面一級冷凝器的結霜現(xiàn)象大大減輕、裝置可以連續(xù)工作更長時間。另一方面可以大幅降低制冷系統(tǒng)的功率消耗[5]。

3.2 油氣壓力對脫水率的影響分析

為了分析油氣的增壓程度對脫水率的影響，本文設定含油氣體出空冷器溫度為 40 ℃、出預冷器溫度為4 ℃，改變壓縮機出口壓力，考察操作壓力對預冷器脫水率的影響，計算結果如圖6所示。

圖5 改進型冷凝法油氣回收工藝流程Fig.5 Condensation recovery process

圖6 4 ℃下油氣壓力對脫水率的影響Fig.6 The influence of Dehydration rate

從圖6可以看出，在油氣壓力較低時，脫水率對壓力非常敏感。當油氣壓力為120 kPa時，預冷器脫水率僅有15%；油氣壓力為200 kPa時，脫水率則達51%；但油氣壓力超過400 kPa以后，脫水率隨壓力的變化率則快速下降；壓力超過 600 kPa以后，脫水率僅能緩慢增加。此時繼續(xù)增加油氣壓力將導致油氣增壓功耗和油氣降溫負荷急劇上升。因此，推薦的油氣增壓脫水壓力范圍為 400～ 600 kPa，相應的預冷器脫水率可達75%～85%。

3.3 最優(yōu)溫度分布區(qū)域的操作結果分析

一級和二級冷凝溫度分布在總負荷最低區(qū)域內(nèi)的典型操作參數(shù)對比。增壓幅度越高，預冷器脫除液態(tài)水的效率越高、回收的輕烴也越多，但所需的增壓機功率越大、空冷器冷卻負荷也越大。隨著壓

力的增壓，增壓機、空冷器和各級冷凝器的總負荷會有所上升。但總負荷的構成中，成本較高的制冷總負荷隨著壓力的上升出現(xiàn)下降[6]。再考慮到壓力上升所帶來的預冷器中液態(tài)水脫除率的提高，推薦采用較高的油氣壓力。但由于增壓機出口氣體的溫度會急劇上升，過高的溫升對設備材質有更高的要求，且空冷器的冷卻負荷也將快速上升。

考慮到實際過程油氣中殘余的水分在一級冷凝器中的結霜效應的負面影響，適當提高壓力以提高水的脫除率對實際操作是有利的。經(jīng)過綜合考慮，本文推薦的操作壓力范圍是400～600 kPa。

4 結 語

本文針對北灘油庫油氣回收技術迚行了方案研究，對常壓冷凝法油氣回收方案迚行了模擬分析，發(fā)現(xiàn)由于油氣壓力太低，受到熱力學氣液平衡理論的限制，預冷卻器出口溫度為4 ℃時，氣體中水的脫除率僅有10%～20%，導致大量的水分在溫度更低的一級冷凝器中以霜凍的形式附著于換熱器表面，這必將導致傳熱效率的大幅下降，影響傳熱效果。為此，本文提出了油氣加壓回收方案，并對加壓后的操作壓力迚行了模擬計算分析。分析結果表明，如果采用增壓機將油氣壓力提高到 400～600 kPa，同樣將含油氣體冷卻到4 ℃，水在預冷器中的脫除率大幅提高到 75%～85%,而且是以可流動的液態(tài)水的形式與凝結的烴類一起流入回收汽油罐，這將大大降低一級冷凝器的冷凍負荷、極大減輕結霜問題所帶來的困擾。同時，可在保持總冷凍負荷與壓縮機功率之和增加幅度小于 2%的條件下，使得各級冷凝器的制冷溫度和總冷凍負荷有大幅下降，運行成本也將有過降低。

［1］黃維秋，蔡智，趙書華，徐燕平. 油氣吸收回收系統(tǒng)的研究及工業(yè)應用[[J]. 石油煉制與化工，2006， 37(8):49-53.

［2］于勇，謝放華. 石油產(chǎn)品裝卸過程中的油氣回收技術.化工環(huán)保，2004，24(3):196-200.

［3］繆志華，張林等. 冷凝法油氣回收技術與應用[J]. 低溫與超導, 2011, 39(6):48-52.

［4］Bennett Riek. Recovery of hydrocarbon vapors from ship loading of crude oil[J]. Petroleum Review, 1993, 47(554):134-135.

［5］Lievens G. Tiberi T P. Gasoline vapor recovery: United States Pat ent,5220799 [P]. 1993,19(1)：66-72．

［6］Baker R W, Wijmans J G, Kaschemekat J H. The Design of Membrane Vapor gas Separation Systems[J]. Journal of Membrane Science, 1998, 151(1):55 - 62.

Research on Oil Gas Recovery Project of Beitan Depot

LIU Kui-rong1，LI Zhang-qing2
（1. Southwest Petroleum University, Sichuan Chengdu 610500，China；2. PetroChina Pipeline Lanzhou Oil&Gas Product Transportation Sub-company, Gansu Lanzhou 730060，China）

Oil gas recovery project of Beitan depot was studied. The oil gas condensation recovery under atmospheric pressure was simulated and analyzed. The results show that dehydration rate is very low, which will cause a lot of water in the form of frost attach on the surface of heat exchangers to affect heat transfer efficiency. Therefore, pressurized recovery project was proposed, and it was simulated. The results show that, if the supercharger increases the pressure to 400~600kPa, the dehydration rate can reach to 75%~85%, which will reduce cooling load of the first stage condenser, and solve frosting problem.

Oil gas recovery; Condensation method; Dehydration rate; Pressurized recovery

TE992

A

1671-0460（2014）10-2009-05

2014-09-10

劉奎榮（1971-），男，遼寧黑山人，高級工程師，工程碩士，1995年畢業(yè)于華北工學院機械專業(yè)，現(xiàn)主要從事石油管道地面建設、儲運以及相關管理工作。E-mail：29526422@qq.com。