石油蒸发损耗的计算与评价

石油蒸发损耗的计算与评价

原油储存过程中的损失与储存设备有关。随着浮顶罐的推广应用,大大地降低了这方面的损耗。但我国各地区技术经济发展不平衡,有些企业还在使用拱顶罐储存汽油,存在着严重的“大呼吸”和“小呼吸”蒸发损耗。目前,我国成品油的运输配送,大部分通过铁路、水路、公路,用管道输送的不足其总周转量的1%。由于铁路罐车、汽车罐车、油船基本上都是敞口式上部装油,有些企业还是高位喷淋装油,故存在着大量的装油损耗。对于汽油年周转量2×105t的油库,仅以1次装车损耗量为例,其年最小装车损耗量为166t。汽油价格按4500RMB/t估算,则年经济损失最少为7.47×105RMB。2003年,我国汽油产量为4.77×107t。随着我国经济的发展和人民生活水平的提高,汽油产量及消耗量还将有较大的增长,汽油从炼油厂到用户的繁杂周转损耗带来的经济损失也十分惊人。石油蒸发损耗及其控制技术一直是一个多学科交叉的重点研究课题[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。笔者从石油蒸发损耗及其控制技术的评价角度,通过建立和实施其评价体系,引导、规范了这方面的研究工作,并配合石油、石化系统正在推行的HSE一体化管理体系,达到降低石油蒸发损耗之目的。1不同蒸发损耗率修正系数的确定在石油储存及收发过程中,铁路罐车、汽车罐车、油船和固定顶油罐等石油储运设备存在着石油的蒸发和油气-空气的传质混合。该混合气体从设备排放口排入大气,造成了石油的蒸发损耗。不同时刻τ油气经该储运设备排放口排放的最低体积分数Cmin、整个排放时间τt内石油蒸发损耗量Gt和损耗率ηloss分别采用式(1)～(3)计算。Cmin=(Cs-C0)1-erf(A)1+erf(υ´)+C0(1)Gt=√DπμinpS(Cs-C0)100zRΤ[1+erf(υ´)]∫τt01√τ{1exp(A2)+Cs[1-erf(A)]+C0[erf(A)+erf(υ´)][100-(Cs-C0)]exp[(υ´)2][1+erf(υ´)]}dτ(2)ηloss=GtG1×100%(3)Cmin=(Cs−C0)1−erf(A)1+erf(υ′)+C0(1)Gt=Dπ−−√μinpS(Cs−C0)100zRT[1+erf(υ′)]∫τt01τ√{1exp(A2)+Cs[1−erf(A)]+C0[erf(A)+erf(υ′)][100−(Cs−C0)]exp[(υ′)2][1+erf(υ′)]}dτ(2)ηloss=GtG1×100%(3)式(1)、(2)中,参数A通过式(4)计算。A=Η-(Η1,0+U1τ)√4Dτ-υ´(4)A=H−(H1,0+U1τ)4Dτ√−υ′(4)在建立石油蒸发损耗数学模型及实验室装油损耗测试系统的基础上,经理论分析、试验测定及数据统计,得到不同收发油操作条件下汽油蒸发损耗率修正系数λ,结果列于表1。浸没式装油方式的蒸发损耗量及损耗率可通过式(2)、(3)计算。各种操作条件下装油蒸发损耗量Gt也可通过式(5)计算。Gt=(100-C0)ˉCG1100(100-ˉC)ρ1μinpzRΤ(5)Gt=(100−C0)C¯¯¯G1100(100−C¯¯¯)ρ1μinpzRT(5)式(5)中的ˉCC¯¯¯通过实测或理论计算来确定。2浮顶罐的损耗率高控制石油蒸发损耗及其对环境污染的技术措施可以分为3类:(1)抑制石油蒸发及油气排放;(2)焚烧石油蒸发排放气;(3)收集石油蒸发排放气并加以回收处理。第2类虽可降低油气对环境的污染,但浪费能源,不经济。20世纪70年代起,国内推广应用浮顶罐储油,大大地抑制了固定顶罐的“大呼吸”和“小呼吸”蒸发损耗。外浮顶罐的损耗率仅为固定顶罐的5%～7%,而内浮顶罐的损耗率约为固定顶罐的4%。20世纪80年代起,国内开始开发油气回收技术,取得了一些成果,已具备推广应用的技术背景。油气回收技术作为主要的降耗措施之一,可用来控制固定顶罐“大呼吸”和“小呼吸”蒸发损耗,并主要用于控制大量的车、船装卸油蒸发损耗。3原油蒸发损失控制技术的评价体系3.1明确规定可装卸量大时,罐车装复我国对环境保护日益重视,已经陆续制订出各种法律、标准或规范来约束石油储运设备的油气排放,如《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》及其“修正案”、《中国石油化工总公司环境保护工作条例》、《石油化工企业环境保护设计规范》等。新的《石油库设计规范》(GB50074-2002)推荐,当油库向汽车罐车(或铁路罐车)灌装汽油的年总装车量大于2×105t时,设置油气回收设施。美国环保局规定,石油装车时如果石油真实蒸气压超过10kPa,并且每天装卸量超过75m3,就要设置油气回收控制系统。同时,美国环保局也规定,在实际储存条件下,真实蒸气压为10.3～75.8kPa的液体不应采用常压固定顶罐储存,而应采用浮顶罐或带有油气回收处理系统的常压固定顶罐或压力罐储存;真实蒸气压大于75.8kPa的液体不能采用浮顶罐储存,而应采用具有油气回收系统的常压固定顶罐或压力罐储存。有关以上法律条文的评价,一般没有具体的控制效果和指标的要求,因此可作为第一层面的评价或基础评价,即法律条文的要求或评价是必须达到的。3.2回收装置性能控制采用石油蒸发损耗降耗率评价降耗设施的效率。降耗率(回收率)η可由式(6)计算。η=Gt-G´tGt×100%(6)η=Gt−G′tGt×100%(6)储运设备蒸发的油气是一种混合气,主要由C3～C7烃组成。在评价油气回收装置的降耗效率或回收效率时,可将油气和空气各作为一元组分考虑。经物料衡算,其降耗率或回收率可由油气回收过程中进、出口油气体积分数来确定,如式(7)所示。η=(1-Cout(100-Cin)Cin(100-Cout)×μoutμin)×100%(7)η=(1−Cout(100−Cin)Cin(100−Cout)×μoutμin)×100%(7)实验室测试得到μin=65.51kg/kmol,μout=48.97kg/kmol。μin值与美国石油学会(API)推荐的μin=64kg/kmol及日本石油学会(JPI)推荐的μin=68kg/kmol相近;而μout值尚未见有报道。汽油等轻质油品蒸发排放的油气含量大,一般Cin为0～50%,平均值约为30%。汽油油气回收装置(Gasolinevaporrecoveryunit,GVRU)的降耗率与进口油气体积分数的关系示于图1。由图1可见,以Cin=30%为例,当回收装置的η不小于95%,应控制Cout小于3%。典型的η不小于99%,应控制Cout小于0.5%。由于回收装置进口油气含量Cin由生产实际决定,因此宜选取合适的Cout或η。如果Cout选得太低,虽然η略有提高,但对设备性能要求变得非常严格,设备投资也急剧上升,综合经济效益反而下降。从国内外生产实践及实验室研究结果来看,可以推荐单一方法的先进的回收系统的η≥95%。如Cout的环保指标要求很低,应采用不同回收方法相结合的集成技术,以取得优势互补。如我国台湾地区规定,油气回收措施的η≥85%,并对采用油气回收措施的企业适当减免排污费或给予补助。针对目前国内技术经济现状,控制石油蒸发损耗的时间进度安排如表2所示。表2设计了两种方式以供选择,Programmode1与Programmode2的控制效果基本相当。当石油的雷特蒸气压(RVP)(或真实蒸气压(TVP))与G同时达到表2中的限值,就要执行表2中相应的降耗时间安排。Programmode1直接采用RVP评价,但由于不同地区大气温度及损耗率有所不同,故参照GB11085-1989《散装液态石油产品损耗标准》的地区划分而作适当调整。Programmode2比较简单,但TVP要通过RVP及操作温度(油温)计算得到,或通过查阅有关图表来确定。油温以当地最热月份的月平均气温值来确定。当由此温度换算出的TVP达到Programmode2中的限值,即需要全年实施控制。由于地区难以区分,以及油气带来的危害性不会因不同地区而有所差别,表2中没有体现不同地区经济发展水平的差异,而在降耗率指标的设定方面总体上有所偏低。3.3油气回收排放限目前,从环境污染或环境保护的角度,国内外大多采用油气排放限值来限定石油蒸发损耗及其对大气的污染。如美国排放标准(59FR64318)规定,每输送或收发1m3汽油时,各种设备排放的尾气中油气含量不大于10g(旧标准为35g)。而欧盟规定,输送或收发汽油时,各种设备排出的1m3尾气中油气含量不大于35g。德国根据卫生情况制定标准(TALuft),规定输送或收发汽油时,各种设备排出的尾气中油气含量不大于0.15g/m3。我国台湾地区规定油气回收措施的η>85%;或每输送或收发1t石油时,其排放的尾气中油气含量不大于300g。我国制订的《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)对石油储运设备非甲烷总烃的排放量及排放浓度也作了规定。从国内外现有的常规的油气回收技术来看,该标准中的排放量指标较易达到;但排放浓度指标要求严格,要通过对油气回收系统的技术处理才可能达标。如要执行该排放浓度限值,建议从表2中的Stage3开始。除了采用油气排放限值作为评价指标外,也可用大气环境质量标准来间接地限定石油储运设备的蒸发损耗及其对大气的污染。但由于污染源较难认定,无法直接评价储运设备的石油损耗大小或污染程度及降耗设施的性能。标准状态下,可采用式(8)进行各种排放源的油气排放浓度(c)与油气体积分数(C)之间的换算。c=22.98κC(8)c=22.98κC(8)当式(8)用于油气回收装置排放的油气浓度的换算时,κ=1;当用于油气回收装置以外的石油储运设备排放的油气浓度的换算时,κ=1.34。3.4原油长距离开采系统的技术经济评价国内外已开发出多种类型的回收技术,如吸附法、吸收法、冷凝法、膜分离法等,有些还含有压缩过程或几种方法的综合利用。3.4.1回收装置技术经济评价表3为油气回收系统技术经济综合评价所需考虑的项目内容及其单项满分值。结合国内外实际应用现状,以目前在国内可实施的处理量相同的回收设备作为参比条件,表3还列出了各种油气回收装置的技术经济评价值。其中,除常温吸收法油气回收系统为国内开发外,其它均参照国外最新的回收装置的特点及报价而定。常温吸收法回收系统为国内开发的、完全立足于国内设备和材料、技术较为成熟的回收系统,因此投资少,综合性能好,宜作为我国目前推广应用的主要选择。与其它传统的分离回收技术相比,膜法回收油气技术最新,在国内尚处于研制开发阶段。由表3中有机膜回收设备的综合评价可以看出,其投资成本高,如国内能开发出无机膜回收油气装置,则可节省投资,延长膜寿命,也可降低维修保养费用。3.4.2工艺投建回收装置经济效益分析在石油化工行业推广应用油气回收装置,可以解决石油蒸发排放带来的一系列问题,得到显著的社会效益和环境效益。石油蒸发损耗的物质主要是轻烃组分,回收汽油的密度小、初馏点低、馏程窄,气化性能好。对于有一定汽油周转量的企业,投建油气回收装置,经济效益也将较明显。以国产回收装置及其配套工程为例,按照国家及行业经济核算标准,估算出静态投资回收期n1、n2与投资额Y、汽油年装运量G的关系,如式(9)(含税)或式(10)(不含税)所示。n1=0.95Y2.60λG-0.184G-0.03Y(9)n2=0.95Y3.51λG-0.184G-0.03Y(10)n1=0.95Y2.60λG−0.184G−0.03Y(9)n2=0.95Y3.51λG−0.184G−0.03Y(10)对于G=2×105t/a的油库,投建国产回收装置,包括配套工程在内的投资额Y为(2.5～3.0)×106RMB,其n1、n2计算值列于表4(按Y=3×106RMB计)。由n1、n2值可知,经济效益较明显。如油库通过汽车罐车给加油站送油、且罐车不清洗及密封性能好,则其经济效益相当明显。这里仅考虑汽油装车外运损耗的回收,如能将企业各个环节的油气损耗全部回收,则设备利用率及经济效益更好。再考虑附加的防止石油质量下降及环保设备投资退税部分(或减少环境污染罚款)的隐性效益(如式(10)),回收装置的经济效益将十分明显。参考式(9),对于给定n1、G,允许的投资额Y1可由式(11)(λ=1)计算。图2为式(11)的部分计算实例。式(11)及图2可作为企业投建回收装置时经济效益分析的参考。考虑到投资规模效益,则G越大,在同一n1下,实际投资额Y将越小于Y1,经济效益就越明显。Y1=2.416Gn10.95+0.03n1(11)4油气排放过程支出—结论(1)石油储运过程中存在着石油蒸发损耗,可通过计算公式(1)～(5)对其进行评价。(2)推荐浮顶罐和油气回收系统作为石油蒸发损耗的主要降耗设施,并从法律条文、降耗率、油气排放标准和技术经济等方面,对其进行了评价。这些评价各有侧重点,