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北灘油庫油氣回收技術(shù)方案研究

文檔作者：劉奎榮李章青文檔來源： 1．西南石油大學(xué) 2．中國石油西南管道局蘭州輸油氣分公司，		點擊數(shù)：	更新時間： 2021年10月19日
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第43卷第10期
2014年10月
當(dāng) 代 化 工
Contemporary Chemical Industry
Vo1．43， No．10
October，201 4
北灘油庫油氣回收技術(shù)方案研究
劉奎榮 ，李章青
(1．西南石油大學(xué)，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)
摘 要：針對北灘油庫油氣回收技術(shù)進行了方案研究。對常壓冷凝法油氣回收方案進行了模擬分析，發(fā)現(xiàn)
油氣中游離水脫除率較低，導(dǎo)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進行了模擬計算分析。結(jié)果表明，如果采用增壓機將油氣壓力提高
到400～600 kPa，水在預(yù)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(fù)荷、極大減
輕結(jié)霜問題所帶來的困擾。
關(guān)鍵詞：油氣回收技術(shù)；冷凝法；油氣脫水率；加壓回收
中圖分類號：TE992 文獻標(biāo)識碼： A 文章編號： 1671—0460(2014)10—2009—05
Research on Oil Gas Recovery Proj ect of Beitan Depot
LIU Kui—rong L，LI Zhang-qingz
(1．Southwest Petroleum University,Sichuan Chengdu 610500，China；
2．PetroChina Pipeline LanzhOH Oil&amp;amp;Gas Product Transportation Sub．company,Gansu Lanzhou 730060，China)
Abstract：Oil gas recovery project of Beitan depot was studied．The oil gas condensation recovery under atmospheric
pressure was simulated and analyzed．The resul~ 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 afect heat n．a(chǎn)nsfer eficiency．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．
Key words：Oil gas recovery；Condensation method；Dehydration rate；Pressurized recovery
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(dān)負(fù)著“三進兩出”
的輸油任務(wù)：三進即接收西部管道、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51O畝，單位綠地總面積9 000 m2，
海拔高程l 490 m，目前總庫容為36萬m ，有24
座儲油罐，自西向東劃分為四個罐區(qū)，其中1#、鐘
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 柴油，2樣、
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(shù)路線
進行了研究后發(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(shù)。
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(shè)獨立的油氣回收
系統(tǒng)。因此，首先必須建設(shè)一套油罐呼吸氣的集輸
管線將產(chǎn)生的呼吸氣集中起來，送人油氣回收裝置
進行處理后放空。
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人空氣的單向閥，三通
的另外一個出口接一個遠(yuǎn)程控制開關(guān)閥?。在正常
情況下，打開貯存相同品質(zhì)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，在進
收稿日期： 2014-09—10
作者簡介： 劉奎榮(1971一)，男，遼寧黑山人，高級工程師，工程碩士，1 995年畢業(yè)于華北工學(xué)院機械專業(yè)，現(xiàn)主要從事石油管道地面建設(shè)、
儲運以及相關(guān)管理工作。E-mail：29526422@qq．corn。
化 工 2014年1O月
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
吸人和排出的氣體量是較大的。當(dāng)晚間氣溫下降時，
氣體壓力下降，將通過呼吸閥吸人外界空氣以平衡
壓力，導(dǎo)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人大氣，
將導(dǎo)致整個罐區(qū)壓力的上升。當(dāng)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進行油氣
回收 。
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(shù)的典型工藝流程。
油氣經(jīng)過與凈化后的尾氣在預(yù)冷器中進行冷
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(jié)。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 cC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cs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
進入一級冷凝器。預(yù)冷器中凝液排人油水分離器毋 。
圖2 三級復(fù)疊制冷式油氣回收工藝流程圖
Fig．2 Oil gas recovery process flow diagram
從預(yù)冷器出來的油氣流送人一級冷凝器，與低
溫尾氣和制冷劑進行冷量交換，溫度降至～2O一4O
℃。此時，約有20％一40％的烴類被冷凝為凝液，烴
類凝液中主要成分是c 和c ，C。烴很少。但一級冷
凝器的溫度大大低于水的冰點溫度，在預(yù)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(yán)重影
響傳熱效果，必須及時停機以進行除霜作業(yè)。
一級冷凝器出來的油氣流送人二級冷凝器，冷
卻到一70～90℃。大部分的c 以上烴類和部分c，
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c
以下的輕烴和少量C 烴。
含油氣體進人三級冷凝器冷卻到?100 120
℃，大部分C 烴和絕大部分c 以上烴類被冷凝，液
態(tài)烴類總回收率可達(dá)95％～98％。氣體中殘余的烴類
主要時溶解的Cz和甲烷，總量已經(jīng)很小，烴類總濃
度已低于25 g／m 。烴類回收率和排放濃度均可達(dá)到
GB 20950—2007所規(guī)定標(biāo)準(zhǔn)。
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(shè)計符合北灘油庫特點的冷凝法油氣回收
裝置，本文應(yīng)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)進行優(yōu)化
分析。
(一)進料條件
設(shè)定的進料條件如下：
流量：200 Nm ／h；
第43卷第10期 劉奎榮，等：北濰油庫油氣回收技術(shù)方案研究 2011
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改進的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(shè)置一臺預(yù)冷卻器將原料氣冷卻至4
oC，Hsysy軟件可計算出預(yù)冷器所需的理論冷凍負(fù)
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(fù)荷。預(yù)
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
相閃蒸單元操作進行計算。
(三)合格排放氣體指標(biāo)的確定
為了保證排放廢氣中的VOC 排放滿足GB
20950—2007的標(biāo)準(zhǔn)，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(yīng)用邏輯單元Adjust，自主調(diào)節(jié)三級冷凝器的
出13溫度，以保證廢氣中油氣濃度小于25 g／m。
(四)冷凝負(fù)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(yù)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(fù)荷為目標(biāo)變量，運用
Aspen Hysys軟件的Case Study功能進行冷凍溫度與
總冷凍負(fù)荷的關(guān)系研究，計算結(jié)果如圖4所示。
圖4 ～級冷凝溫度、二級冷凝溫度與總制冷負(fù)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(diào)整第3級壓
縮機制冷溫度從而保證排放氣體烴類物質(zhì)含量符合
GB 20950—2007排放標(biāo)準(zhǔn)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(fù)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(shè)定適當(dāng)，也有可能使制冷壓縮機的總負(fù)
荷增壓8％左右 。
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(fù)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，在一37—21 范圍內(nèi)操作時對制冷總負(fù)
荷的影響不大。但二級冷凝器的出口溫度的影響比
較敏感，其制冷溫度在一58～42℃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，進行了制冷負(fù)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)值分別為一30．0 oC和一54．9℃，同時為了保證
排放尾氣VOC濃度低于25 g／m ，三級冷凝器出口
氣體溫度應(yīng)低于一1 13．2 。
化 工 2014年1O月
由于采用了回收三級冷凝器出口廢氣冷量的手
段，預(yù)冷器所需額外制冷負(fù)荷僅占總負(fù)荷的3．8％，
所回收輕烴占13．7％。一級冷凝器的冷凍負(fù)荷占總
冷凍負(fù)荷的40％、烴回收率占總烴收率的34．8％以
上，在換熱器設(shè)計時必須保證足夠的傳熱面積。二
級冷凝器冷凍負(fù)荷比與輕烴回收率相當(dāng)，出口溫度
為一54．9℃ ，相對較高些，有利于減少二級冷凝器
冷凍負(fù)荷。三級冷凝器的出口溫度為一113．2℃，需
要的冷凍負(fù)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(fù)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(shè)置預(yù)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
水進入一級冷凝器后，由于出口溫度低至一20．0℃
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，必須定期進行除霜作業(yè)。這必然
會增加設(shè)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就必須進行除霜作
業(yè)，導(dǎo)致一級冷凝器必須設(shè)置2套，交替進行油氣
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(jié)霜問題，必須適當(dāng)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(yīng)增加，從而
有利于降低制冷負(fù)荷。為此，本文進行了油氣加壓
后制冷回收的模擬分析研究。
3 改進型加壓冷凝工藝研究
3．1 加壓冷凝油氣回收流程
圖5為本文提出的改進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
1 10 150℃，高溫氣體經(jīng)過一臺強制對流空氣冷卻
器冷卻到40～50℃，然后進行預(yù)冷卻器與三級冷凝
器出來的溫度為?100 120℃的排放尾氣進行能
量回收，原料氣大約可冷卻至1O℃左右，進入預(yù)
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(dǎo)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(尸為含油氣體的
增壓后壓力)，將有更多水分凝結(jié)為液態(tài)而得以分
離。結(jié)果一方面一級冷凝器的結(jié)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t 。
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(shè)定含油氣體出空冷器溫度為4O℃、出預(yù)冷器
溫度為4℃，改變壓縮機出口壓力，考察操作壓力
對預(yù)冷器脫水率的影響，計算結(jié)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(dāng)油氣壓力為120 kPa時，預(yù)冷
器脫水率僅有15％；油氣壓力為200 kPa時，脫水
率則達(dá)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(dǎo)致油氣增壓功耗和油氣降溫負(fù)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(yīng)的預(yù)冷器脫水率可達(dá)75％～85％。
3．3 最優(yōu)溫度分布區(qū)域的操作結(jié)果分析
一級和二級冷凝溫度分布在總負(fù)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(yù)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(fù)荷也越大。隨著壓
∞ 帥踟陽∞ 冊鯽 m 0
第43卷第10期 劉奎榮，等：北灘油庫油氣回收技術(shù)方案研究 2013
力的增壓，增壓機、空冷器和各級冷凝器的總負(fù)荷 如果采用增壓機將油氣壓力提高到400～600 kPa，
會有所上升。但總負(fù)荷的構(gòu)成中，成本較高的制冷
總負(fù)荷隨著壓力的上升出現(xiàn)下降 。再考慮到壓力
上升所帶來的預(yù)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(shè)備材質(zhì)有更高的要
求，且空冷器的冷卻負(fù)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(jié)霜效應(yīng)的負(fù)面影響，適當(dāng)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(jié)語
本文針對北灘油庫油氣回收技術(shù)進行了方案研
究，對常壓冷凝法油氣回收方案進行了模擬分析，
發(fā)現(xiàn)由于油氣壓力太低，受到熱力學(xué)氣液平衡理論
的限制，預(yù)冷卻器出口溫度為4 時，氣體中水的
脫除率僅有10％ 20％，導(dǎo)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(dǎo)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
的操作壓力進行了模擬計算分析。分析結(jié)果表明，
同樣將含油氣體冷卻到4 ，水在預(yù)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(jié)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(fù)荷、極大減輕結(jié)霜問題
所帶來的困擾。同時，可在保持總冷凍負(fù)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(fù)荷有大幅下降，運行
成本也將有過降低。
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