油罐氣微壓智慧回收利用VOCs 治理技術(shù)

孔寧（勝利油田魯勝石油開發(fā)有限責(zé)任公司）

勝坨集輸站于2020 年設(shè)計建造了油罐氣微壓智慧回收利用系統(tǒng)（以下簡稱系統(tǒng)），主要由抽氣管線、壓縮機、分離器等設(shè)施組成。其可實現(xiàn)油罐氣微壓智慧回收凈化，并輸入到用戶使用。避免油罐氣排放大氣中，造成能源浪費，減少碳排放，達(dá)到VOCs 的治理；解決了集輸站罐區(qū)周圍含有大量的天然氣帶來的安全隱患，傷害職工身體健康[1-2]。

1 實施背景

1.1 勝坨集輸站概況

勝坨集輸站為油氣處理站場，占地面積4×104m2，設(shè)計最大庫容量1.8×104m3，現(xiàn)有5 000 m3原油儲罐2座，2000 m3原油儲罐4 座，原油1 100 t，日處理含油采出水5 850 m3，是一座集油氣分離、原油拉運、原油脫水、采出水處理及油、水外輸多功能的聯(lián)合集輸泵站。

1.2 油罐揮發(fā)氣的危害及損失

天然氣，是一種無色氣體，比空氣輕，易燃性、易爆性、靜電集聚性、毒性窒息、易擴(kuò)散性、腐蝕性等，屬于甲B 類火災(zāi)危險物質(zhì)。油罐揮發(fā)氣是原油中的溶解氣，含有C1～C4 組分不等，主要介質(zhì)是CH4。按照規(guī)定，每個半密閉儲油罐有償排放收費12 000 元/月，6 個半密閉儲油罐年有償排放費86.4 萬元，逸散CH4為69.35×104m3/a。

勝坨集輸站采用“三相分離+加熱+重力沉降”的脫水工藝，三相分離器中未完全分離的天然氣經(jīng)過升溫后進(jìn)入一次沉降罐，導(dǎo)致一次沉降罐原油在沉降過程中油氣揮發(fā)嚴(yán)重：油罐氣通過呼吸閥排放到大氣中，主要成分是CH4，溫室效應(yīng)是CO2的25倍；大氣中含有天然氣遇到雷電或者靜電火花容易引發(fā)燃燒爆炸；通過檢測油罐氣體揮發(fā)約為1 900 m3/d，折合原油損耗1.9 t/d，帶來嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失[3-5]。

2 油罐氣微壓智慧回收利用系統(tǒng)建設(shè)

2.1 “智慧+”信息化構(gòu)建

油罐氣微壓智慧回收利用系統(tǒng)，按照“智慧化、組件化、模塊化”的思路，利用安全生產(chǎn)綜合管理平臺，采用GIS、GPS、視 頻、PLC 編程的組態(tài)集成技術(shù)，確定了“481”體系架構(gòu)，即：4個層級、8 個功能模塊、1 個平臺，實現(xiàn)四級聯(lián)動、上下貫通、層層穿透。將多功能變頻調(diào)速技術(shù)與先進(jìn)的可編程PLC 自動控制變頻器運行相結(jié)合，實時規(guī)劃最優(yōu)油罐氣回收利用能力，實現(xiàn)油罐氣有效利用，實現(xiàn)遠(yuǎn)程在線監(jiān)控、自動啟停，運行安全平穩(wěn)，節(jié)約能源保護(hù)環(huán)境[6]。魯勝公司安全管理綜合平臺——PCS 系統(tǒng)見圖1。

圖1 魯勝公司安全管理綜合平臺——PCS 系統(tǒng)Fig.1 Safety management platform in Lusheng company—PCS system

2.2 系統(tǒng)建設(shè)

2.2.1 工藝原理

在原油沉降罐、凈化油罐頂部引出抽氣管路，通過油罐抽氣裝置撬將原油揮發(fā)出的、聚集在大罐頂部空間的烴類蒸氣密閉回收。系統(tǒng)利用自動化控制技術(shù)，變頻器控制壓縮機的排量，使之隨油罐揮發(fā)氣的壓力變化而變化，使密閉油罐始終保持在微正壓下安全運行。在油罐頂部呼吸閥上引出收氣管路，用壓縮機對大罐進(jìn)行抽氣，收集的天然氣、輕組分經(jīng)冷卻、分離、凈化、壓縮后外輸?shù)接脩艄芫W(wǎng)使用[7]。

2.2.2 設(shè)備設(shè)施

系統(tǒng)布置，按照《石油天然氣工程設(shè)計防火規(guī)范》GB 50183—2004 中設(shè)備布置防火間距的要求建設(shè)天然氣站場，盡量降低投資、減少占地面積，在勝坨集輸站西北側(cè)約150 m 處征地660 m2，同時此位置距和利時管網(wǎng)1 000 m，距離近、工期短。系統(tǒng)主要由抽氣管線、壓縮機、油水泵、分離器、空冷器控制箱等設(shè)備設(shè)施組成[8]。

配電系統(tǒng)：勝坨集輸站新建大罐抽氣裝置附近建有變配電室1 座，室外建有變壓器1 臺，變壓器容量為630 kVA，目前已帶負(fù)荷150 kW。新增油罐抽氣裝置后，計算負(fù)荷為200 kVA，已建630 kVA變壓器可以滿足新增用電負(fù)荷需求。

2.2.3 回收工藝流程

回收工藝流程見圖2，油罐罐頂氣沿管道進(jìn)入空冷器冷卻至40 ℃后，進(jìn)入天然氣地下緩沖罐，分離出部分雜質(zhì)和液相，然后進(jìn)入抽氣機增壓至0.3 MPa，進(jìn)入空冷器冷卻，冷卻后的天然氣與集輸站內(nèi)三相分離器分出的伴生氣匯合一起進(jìn)入天然氣分離器，分離出液相后，進(jìn)入天然氣管網(wǎng)。站內(nèi)設(shè)置一路壓縮機組旁通，當(dāng)天然氣管網(wǎng)壓力偏高時，可開啟壓縮機組將天然氣打入管網(wǎng)內(nèi)[9]。

圖2 回收工藝流程Fig.2 The recovery process

2.2.4 補氣流程

由于油罐氣氣量隨環(huán)境溫度的變化而變化，大罐揮發(fā)氣量不穩(wěn)定，在大罐壓力較低、氣源不足時，罐頂氣回收抽氣機需要停機。為了給抽氣機進(jìn)口提供穩(wěn)定的氣源，需要對大罐進(jìn)行補氣。罐頂氣回收系統(tǒng)設(shè)置自動補氣管線和補氣旁通，補氣流程見圖3。自動補氣氣源來自集輸站內(nèi)伴生氣，依靠自立式調(diào)節(jié)閥對大罐進(jìn)行補氣，設(shè)計為閥后控制，閥后壓力低于150 Pa 時控制閥自動補氣，壓力下降到50 Pa 時，開手動補氣。對于凈化油罐，當(dāng)任一儲罐壓力低于100 Pa 時應(yīng)聯(lián)鎖停抽出泵[10]。

圖3 補氣流程Fig.3 Air supply process

2.2.5 連鎖自動保護(hù)系統(tǒng)

1）來氣壓力低壓保護(hù)系統(tǒng)：此保護(hù)采用雙重保護(hù)裝置，由差壓開關(guān)保護(hù)和差壓變送器與PID 自整定調(diào)節(jié)儀構(gòu)成的保護(hù)系統(tǒng)。電氣控制原理見圖4。PID 自整定調(diào)節(jié)儀為下限報警，將兩個下限報警分別設(shè)置為停止壓力和啟動壓力，啟動壓力大于停止壓力，此兩個壓力由PID 自整定調(diào)節(jié)儀設(shè)定好，差壓變送器接收到的壓力信號轉(zhuǎn)變?yōu)殡娦盘枺瑐鬏數(shù)絇ID 自整定調(diào)節(jié)儀，當(dāng)壓力大于啟動壓力時，設(shè)備啟動；當(dāng)壓力低于停止壓力時，設(shè)備停止工作。差壓開關(guān)的壓力動作點略低于停止壓力，主要在差壓變送器出現(xiàn)故障時，保證儲油罐不被抽成負(fù)壓，而且通過差壓開關(guān)保證設(shè)備的運行。

圖4 電氣控制原理Fig.4 Electrical control principle

2）出口壓力保護(hù)系統(tǒng)：為了因管道堵塞而引起出口壓力過高時，關(guān)斷整套系統(tǒng)工作。儲罐設(shè)置呼吸閥及液壓安全閥，其數(shù)量和排氣能力應(yīng)滿足規(guī)范要求。對現(xiàn)有呼吸閥及液壓安全閥的能力進(jìn)行校核，防止儲罐超壓。呼吸閥排氣壓力上限值不宜超過油罐試驗壓力的80%。液壓安全閥壓力的設(shè)定：液壓安全閥的排氣開啟壓力應(yīng)介于呼吸閥工作壓力與油罐試驗壓力之間，但完全開啟壓力不得高于儲罐的設(shè)計壓力及試驗壓力。

3）壓縮機油壓保護(hù)系統(tǒng)：當(dāng)壓縮機出現(xiàn)故障時，該臺壓縮機停止工作并報警。

4）可燃?xì)怏w泄漏檢測與報警系統(tǒng)：為了保障站場內(nèi)安全，罐區(qū)和工藝設(shè)備區(qū)等可能有可燃?xì)怏w泄漏的地方設(shè)置可燃?xì)怏w泄漏檢測裝置，報警信號上傳至站內(nèi)中控系統(tǒng)。

3 實施效果

3.1 投產(chǎn)運行

2021 年6 月28 日系統(tǒng)在勝坨集輸站投產(chǎn)運行。運行前與運行過程中高度重視安全運行管理，進(jìn)一步明確管理責(zé)任，完善操作規(guī)程、專項應(yīng)急預(yù)案，嚴(yán)格落實巡回檢查制度。啟動機組：在現(xiàn)場控制柜操作屏變頻調(diào)節(jié)畫面中切換變頻調(diào)節(jié)15 Hz，在回流調(diào)節(jié)畫面把抽氣大罐的壓力回流調(diào)節(jié)為自動控制，開啟壓縮機，壓縮機運行穩(wěn)定后打開補水閥；觀察壓縮機進(jìn)、出口壓力，排氣溫度是否正常；把空冷風(fēng)機和潤滑油風(fēng)機設(shè)置為自動控制；待大罐壓力接近設(shè)定值時，把電動機變頻設(shè)置為自動控制；設(shè)置在線上傳模式，可觀察到各項運行參數(shù)，診斷分析，實時優(yōu)化油罐氣回收利用方案。實現(xiàn)在線并進(jìn)行實時監(jiān)控，達(dá)到節(jié)約能源保護(hù)環(huán)境的目的。

3.2 運行技術(shù)指標(biāo)

系統(tǒng)的控制方式在于PLC 全自動控制，運行壓力設(shè)定范圍為100～450 Pa；回收氣能力為300～5 000 m3/d，安全可靠。壓縮機為變頻點擊驅(qū)動，運轉(zhuǎn)頻率10～50 Hz；進(jìn)氣溫度小于或等于95 ℃；壓縮機排氣壓力3 500 Pa；壓縮機排氣溫度小于或等于110 ℃；最大用電總負(fù)荷26～30 kW。隨著油罐氣的變化自動啟停壓縮機，并根據(jù)氣量變化調(diào)節(jié)壓縮機轉(zhuǎn)速。當(dāng)油罐氣減少，油罐壓力下降到150 Pa 時，自動報警，自力式補氣調(diào)節(jié)閥自動打開，進(jìn)行補氣，當(dāng)氣量繼續(xù)下降到100 Pa 時，自動報警，停機；壓力下降到50 Pa 時，開手動補氣；當(dāng)壓力回升到450 Pa 時，自動起壓縮機進(jìn)行抽氣回收，始終穩(wěn)定油罐壓力150～450 Pa，確保油罐安全。

3.3 重點注意事項

3.3.1 壓縮機泄漏危險

壓縮機采用傳統(tǒng)盤根壓帽密封，密封效果差；存在輕質(zhì)油漏失進(jìn)入曲軸箱的問題。因此需改進(jìn)壓縮機填料密封，采用新型的密宮式，使壓縮機填料泄露少、磨損少，延長易損件使用壽命；并增加壓縮機填料尾氣的回收結(jié)構(gòu)，使壓縮機的外泄漏減少到零。對壓縮機的刮油環(huán)進(jìn)行改進(jìn)，避免輕質(zhì)油進(jìn)入曲軸箱，污染機油。

3.3.2 油罐負(fù)壓風(fēng)險

僅在匯總管線設(shè)置壓力檢測，但各儲罐未設(shè)置壓力檢測及報警，無法及時檢測大罐內(nèi)壓力，高液位儲罐大排量出料、低液位儲罐因降雨環(huán)境溫度驟降等極端工況易造成大罐負(fù)壓吸入空氣。無法實現(xiàn)儲罐低壓報警，負(fù)壓吸收空氣形成混合爆炸氣體（5%～15%）。遇點火源引發(fā)儲罐火災(zāi)爆炸事故。因此，按照《安全技術(shù)要求》，進(jìn)行大罐抽氣的儲罐設(shè)壓力檢測及報警。采用閉環(huán)控制使油罐壓力保持恒定，利用PID 調(diào)節(jié)儀采用閉環(huán)控制，自動控制壓縮機轉(zhuǎn)速，使罐頂壓力與設(shè)定一致。油罐頂部抽氣管線安裝微差壓變送器，在線監(jiān)測壓力，傳入PID調(diào)節(jié)儀，調(diào)節(jié)儀進(jìn)行比較、PID 運算，將運算后的結(jié)果輸出給變頻器，從而自動控制壓縮機的轉(zhuǎn)速，并設(shè)壓力高低報警。

3.3.3 連鎖保護(hù)缺失問題

大罐抽氣裝置缺少控制閥，低壓連鎖停機保護(hù)，儲罐低壓無法連鎖自停，儲罐負(fù)壓吸入空氣形成混合爆炸氣體，遇點火源引發(fā)火災(zāi)爆炸事故，存在連鎖保護(hù)缺失危險。因此，按照安全技術(shù)要求，應(yīng)通過控制閥控制儲罐向收集總管排氣，當(dāng)壓力超過設(shè)定值時向收集總管排氣。收集總管抽氣設(shè)備的啟停應(yīng)由收集總管的壓力控制。在收集總管或抽氣設(shè)備前的緩沖罐上宜設(shè)壓力低聯(lián)鎖停抽氣設(shè)備。控制系統(tǒng)在軟件和硬件方面設(shè)置了雙保險，連鎖保護(hù)壓縮機。收集匯管安裝緊急切斷閥流程見圖5。該流程具有現(xiàn)場手動和遙控關(guān)斷功能，將罐頂壓力、匯管壓力與緊急切斷閥、壓縮機聯(lián)鎖控制，高于設(shè)定壓力，閥開、壓縮機啟動，低于設(shè)定壓力，緊急切斷開關(guān)、壓縮機停機。

圖5 收集匯管安裝緊急切斷閥流程Fig.5 Collect the process of installing manifold emergency shut-off valve

3.3.4 群罐火災(zāi)爆炸風(fēng)險

儲罐氣相空間通過抽氣管線連成一個整體，罐頂氣出口未安裝管道阻火器，抽氣裝置壓縮機進(jìn)出口未安裝阻火器，并且沒有設(shè)置前后手動切斷閥，存在重大群罐火災(zāi)風(fēng)險。因此，按照安全技術(shù)要求，罐頂抽氣管道出口應(yīng)設(shè)阻爆轟型阻火器，阻火器宜位于儲罐頂部。當(dāng)抽氣設(shè)備未自帶阻火器時，在抽氣設(shè)備進(jìn)出口設(shè)置管道爆轟型阻火器。儲罐頂部抽氣管線出口安裝阻爆轟型阻火器，防止外部火焰進(jìn)入罐內(nèi)。并且阻火器前后設(shè)手動切斷閥，便于儲罐隔離施工、爆轟型阻火器檢定。

4 效益分析

4.1 經(jīng)濟(jì)效益

按照CH4有償排放收費標(biāo)準(zhǔn)計算，6 個半密閉儲油罐減少有償排放費86.4 萬元/a；年回收油罐氣69.35×104m3/a，油罐氣按1.8 元/m3計算，獲效益124.83 萬元/a，共獲經(jīng)濟(jì)效益211.23 萬元/a。項目投資293.54 萬元，壓縮機39 kW/h，每年耗電34.16×104kWh，約合電費23.91 萬元/a。一年四個月收回成本。

4.2 社會效益

系統(tǒng)實現(xiàn)遠(yuǎn)程監(jiān)測控制壓縮機啟停，在線采集油罐氣回收利用各項工作狀況參數(shù)，工作穩(wěn)定，全自動化程度高，保護(hù)措施完善，杜絕原油儲罐燃燒爆炸；減少有毒有害氣體對站內(nèi)人員健康傷害，改善工作環(huán)境，提高工作效率，減輕員工的工作量。

4.3 生態(tài)效益

勝坨集輸站原油儲罐內(nèi)油罐氣回收利用69.35×104m3/a，避免甲烷氣體排放到大氣中，CH4是CO2的溫室效應(yīng)25 倍，在標(biāo)準(zhǔn)狀況下，1 m3天然氣（CH4）的物質(zhì)的量44.64 mol，可以產(chǎn)生CO2為1 964.28 g，碳減排1 362 t/a，治理了VOCs，保護(hù)了環(huán)境。

5 結(jié)論

油罐氣微壓智慧回收利用系統(tǒng)的流程簡單、結(jié)構(gòu)緊湊、占地面積小、運行維護(hù)方便、安全可靠，適應(yīng)氣液共存工況，適用范圍寬，適合老油田改造，把接轉(zhuǎn)站、拉油站、聯(lián)合站等舊油儲罐密閉抽氣，節(jié)省投資，油罐氣回收利用各項參數(shù)在線采集處理分析，實現(xiàn)系統(tǒng)運行全過程的自動化遠(yuǎn)程控制，降低不可再生資源損耗，在一定程度上節(jié)約能耗以及現(xiàn)場人工管理，是智慧回收罐頂烴蒸氣、降低油氣損耗的一種措施。勝坨集輸站回收利用油罐氣減少碳排放，有效治理VOCs，實現(xiàn)密閉儲存、減少環(huán)境污染，節(jié)能增效，消除站場的不安全因素。