0 引言

天然气是一种稳定、灵活的低碳化石能源，在供应端和消费端具有比较优势，可作为过渡能源为建设清洁低碳、安全高效的新型能源体系以及实现我国碳达峰、碳中和目标提供基础保障。近年，随着国内天然气长输管道的不断建设，沿线压气站及各种工艺站场天然气的放空量逐年攀升，再加上我国在储运工艺技术上与西方发达国家存在一定差距，站场天然气放空量明显偏高。放空天然气基本以燃烧火炬的形式处理，造成能源浪费。2017年全球放空燃烧气量达到1.41×10¹¹ m³，CO²排放量达到3.5×10⁹m³，等同于7.5×10¹¹ kW·h的发电量，超过了整个非洲的年电力消耗。

火炬用来处理工艺过程中无法收集和再加工的可燃气体，是保障安全生产的重要设施，也是必不可少的环保设施。目前石油石化行业在开停车、正常生产过程以及各种突发事故的情况下对装置中产生的可燃气体比较常见的处理方法就是将该可燃气体引导至火炬进行燃烧，然后排放。在火炬中被燃烧的烃类等可燃气体量相当可观。基于前期对我国13个油气田的放空燃烧气量的调查，日放空燃烧气量达到3.33×10⁶ m³，折合年放空燃烧气量1.1×10⁹ m³。火炬气体的燃烧排放不仅浪费能源，造成较大的经济损失，而且燃烧废气直接排放还会产生污染环境，因此非常有必要对放空天然气回收利用技术进行深入研究，改善相关工艺流程，减少经济损失的同时保护环境。本文以禄丰输油气站为例，对火炬放空系统中放空天然气回收的工艺方案进行研究。

1．禄丰输油气站简介

楚雄作业区由禄丰输油气站、楚雄输气站、楚雄输油站、碧城保护站组成。管理管道共计514.8公里：其中原油、天然气管线 并行156.7 公里，油气合建阀室3座；天然气阀室5座；成品油管线152.2公里，阀室5座以及高点放空阀室2座；穿越龙川江、星宿江2处。

禄丰输油气站主要功能有：过滤、分离、清管器的接收与发送、下游用户的分输、计量、调压等。

2 放空天然气回收技术

2.1 放空天然气放空回收的技术要求

2.1.1回收时间尽量短

天然气管道停产，直接影响到用户，对于天然气化工厂等大、中、小型企业，停供天然气会直接导致该企业停产，给用户造成巨大的损失; 对于民用天然气，天然气管道停产往往使成千上万户居民停气，直接影响居民正常生活。计划检修管道一般都选择该管段大用户检修的时间进行。设备安装、调试、放空天然气回收的时间都必须尽量缩短。当然在条件允许的情况下，也可以适当延长放空天然气回收的时间。

2.1.2安全可靠

输气管道放空天然气的回收需要在输气站场实施，天然气是可燃、易爆气体，一旦发生爆炸，后果不堪设想。所以，实施输气管道放空天然气回收必须把安全放在第一位。为此，尽量不用电，阀门全部使用手动，压力、温度全部用机械直读式。设备选型、管道材质等都要求符合相关规范。

为保障安全，还应尽量选用较为成熟的回收技术和可靠的设备。

2.1.3工艺力求简单、设备尽量少

在设计工艺流程时力求流程最短，在安全允许的情况下各种阀门越少越好; 各种显示仪表在保证性能和适用方便的前提下，尽量简单; 内燃机、传动装置、压缩机在保证性能先进的前提下，力求简单、适用。

2.1.4性价比高

如果对放空天然气进行回收只是减少环境污染，节约能源，对企业毫无经济效益可言， 反而增加工作量。在国家没有出台放空天然气必须进行强制回收的法律、法规前，大多数企业对输气管道放空天然气进行回收的会排斥和缺乏主动性。因此，迫切需要制定一个经济可行的回收方案，使企业自愿进行输气管道放空天然气回收。

根据已有的放空天然气回收技术，针对禄丰输油气站生产模式设计回收方案。

禄丰输油气站进行放空天然气时，根据公式

式中：Vn-管段在标准状态下的管存量，单位为m3；

Vt-管段的设计管存量，单位为m3，计算公式为：

式中：Π=3.14159265；

d-管段的内直径，单位为m；

L-管段的长度，单位为m；

Ppj-管段内气体平均压力（绝对压力），单位为MPa，计算公式为：

式中：P1-管段起点气体压力，单位为MPa；

P2-管段终点气体压力，单位为MPa；

Tn-标准参比条件下的温度，数值为293.15K，计算公式为：

式中：T1-管段起点气体温度，单位为K；

T2-管段终点气体温度，单位为K；

Zn-标准参比条件下的压缩因子，数值为0.9980；

Pn-标准参比条件下的压力，数值为0.101325MPa;

Tpj-管段内平均温度，单位为K；

Zt-工况条件下的压缩因子。

得出理论可回收天然气(最大回收气量)如下表所示：

2.2 放空天然气回收利用的工艺

目前各油田都已加紧研究放空天然气回收利用技术，并不断创新研究思路，目前我国放空天然气回收利用工艺主要有以下几种。

（1）气柜回收放空天然气工艺。由于气柜具有缓冲、调节功能，可以稳定压缩机入口压力，避免压力波动，但该项工艺存在投资大，设施占地面积大的缺点。

（2）在线压缩机直接回收放空天然气工艺。压缩后送往燃料气系统，流程简单，设施占地面积小，操作方便，但受来气压力影响会造成压缩机经常启停转换。

（3）天然气压缩（CNG）技术。该技术相关配套设施有CNG充装站、CNG拖车、CNG卸气站三部分。对天然气进行脱水压缩，使其成为在25MPa下能稳定存在的气体。该技术设备成熟、操作简单、适应性强，能够有效提高回收效率，将压缩的天然气充入CNG拖车中，运送至CNG 卸气站。目前，该技术是油田放空天然气回收较为常用的技术之一，其缺点是CNG拖车运输量较小。

（4）天然气引射技术。此项技术根据流体力学原理，在流体通过喷嘴状结构时，进行高速喷射，喷口位置则会出现低压区域，将附近的流体吸入高速喷射的流体内。天然气引射技术主要包括高压气入口、低压气入口、喷嘴、混合腔和扩压断 5 个部分。在天然气引射技术的利用中，天然气经过喷嘴位置，混合腔内出现低压，将低压天然气吸入并且混合，形成高速流动的混合气流，在扩压断进行升压之后传输。在实际的利用过程中，应当根据引射器的低压区域，实现放空管线和低压区域的有效连接，在天然气放空环节中，需要关闭上游闸阀，打开引射流程中的阀门，在压力下降到一定水平之后，需要将引射流程的闸阀关闭，对管线开展放空措施。同时引射器的尺寸比较小，加工非常的简单，生产成本比较少，对放空天然气进行有效回收，减少天然气对周围环境的污染，促进经济、环境和社会的可持续发展。

（5）天然气发电。在油气田开采作业中，天然气发电技术是一项发展成熟的技术，是回收利用放空天然气的有效技术，同时天然气发电中的电力具有灵活的供电方式，也可以采取并网发电和单独供电。在供电的过程中，根据其负荷的不同，设置针对容量的机组，满足油气田部分用电，有效利用放空天然气，有效降低油气田生产成本，此项技术通常在油田中使用。

3 放空天然气回收方案

3.1 方案一

放空火炬管线加装控制阀门，放空总管来气选择性进入缓冲罐或放空火炬，低压放空天然气接入缓冲罐进行气液分离，缓冲罐下游增设电控天然气压缩机组。缓冲罐内气体压力超过压缩机进气压力时，压缩机组自动启动，抽取缓冲罐内天然气，增压至系统压力后，经过单向阀输送至集气站内调压撬、外输。缓冲罐选取双筒式天然气分离器，根据工况对压缩机组进行选型设计。为了保障火炬放空回收整个系统安全性，在缓冲装置、压缩机前增设爆破片和安全阀并联。安全阀与爆破片并联组合时起到双重保护的作用，防止设备压力突然增高安全阀来不及打开泄压，爆破片的标定爆破压力不得超过容器的设计压力，安全阀的开启压力应略低于爆破片的标定爆破压力。在紧急放空状态或超过压缩机最大回收能力时，安全泄压阀打开，天然气经放空管线进入放空火炬燃烧。回收系统工作时，根据各站放空压力等级设定回收系统压力,当放空气超过设计值时,回收系统关闭,火炬系统打开，系统自动信号上传至集气站值班室显示并远程操控。

3.2 方案二

放空火炬管线加装控制阀门，放空总管来气选择性进入缓冲罐或放空火炬，低压放空天然气接入缓冲罐进行气液分离，缓冲罐下游增设电控天然气压缩机组。由于回收的天然气主要用于自用气，燃料气压力较低，需要设置调压装置，回收工艺改造后接入自用气工艺。缓冲罐内气体压力超过0.20MPa时，压缩机组自动启动，抽取缓冲罐内天然气，增压至2MPa后， 经过单向阀输送至下游天然气储罐。天然气储罐内天然气经减压阀减压后，接至自用气流量计下游，提供站内加热炉、生活用气、火炬点火、发电机等设备使用。根据压缩机进气压力0.2MPa， 排气压力2MPa，对压缩机进行选型。

3.3 方案三

根据CNG回收工艺，将CNG充装站改造为车载式，配合CNG拖车，进行回收天然气。CNG技术主要是将天然气进行脱水后，压缩至20 MPa,然后充入至专门的CNG拖车之中，将被压缩的天然气运输至城市加气站，作为汽车燃料使用。经过近些年的发展以及研究的深入,CNG技术已经开始运用到油气田的边缘井站，主要目的就是回收天然气。CNG技术包括CNG充装站、CNG拖车运输和CNG卸气站3部分。放空天然气回收主要以CNG充装站为主。

CNG充装站主要是完成放空天然气脱水与增压的过程,将天然气脱水达到运输标准后,通过增压到20 MPa后充装到 CNG拖车中。按照在工艺流程中脱水装置的位置,分为前置脱水和后置脱水，进口设备由于压缩机对气质一般要求较高,多采用前置脱水;国产设备多采用后置脱水。该技术特点所需的各类设备均可采用分合撬的方式，将各工艺设备分为相对独立又有密切关系的多个单元，每个小撬能实现一个工艺要求,并可根据不同需求进行拆分、组合，组成一个完整的放空天然气回收处理站，当放空量递减后可将各橇装设备调迁到其余场站重复利用。 其缺点有两点：(1)目前CNG压缩机排量较小，其单机处理气量低;(2)CNG拖车运量较低，每次只可运输3600m³~4500m³天然气。

基于场站放空天然气的特点，由于不存在经常性大规模持续放空，所以可以设计一套小型回收系统，主要包括两个大部分:节流和增压回注，主要依托于一台CNG压缩机。在放空管线上增加增加节流阀，节流后的天然气经CNG压缩机进行增压后,重新注回场站流程，以达到回收目的。因CNG压缩机为橇装设备，可根据需要调迁安排。

3.4 方案四

运用天然气引射技术。天然气射流装置（简称射流气），主要由驱动器入口、低压气入口、调节喷嘴、混合腔、扩散腔、混合气出口、调节组件、启动执行机构等组成，应用拉瓦尔管喷射原理，以高压气作为动力，将压能转换为动能，在拉瓦尔喷管里喷射，形成高速气流。根据文丘里效应可知，高速流动的气体附近会产生低压，产生吸附作用，低压气体被高速气流裹挟，吸入混合腔，成为具有统一速度和压力的混合气体后，进入扩散段，在扩散段内混合气流的速度逐步降低，动能转换为压能。

在流程设计上，经干线进站出引出一条高压气作为驱动气源，放空火炬管线加装控制阀门，放空总管来气选择性进入放空火炬或汇至射流气低压入口，将射流气混合气经压缩机增压至系统压力后，输送外输。将射流气直接接入PLC控制系统，利用现场控制箱的信号源，通过气动执行机构带动针形阀杆动作，实现调整喷嘴的有效流流通面积，达到调整高压气体流量的目的。

3.5 方案五

在流程设计上，经干线进站出引出一条高压气作为驱动气源，放空火炬管线加装控制阀门，放空总管来气选择性进入放空火炬或汇至射流气低压入口，将射流气混合气经调压撬跳崖后输送至下游分输或站内自用气。

3.6 主要设备

（1）缓冲罐。由于放空系统天然气量较少，且来气为间歇工况，设置缓冲装置能保证一定的缓冲时间，使压缩机入口压力稳定，确保压缩机的平稳运行。选取设计压力2.5MPa的DN2000双筒式天然气分离器，对放空天然气进行二次分离，并起到一定程度的缓冲作用。

（2）压缩机组。放空天然气回收工艺技术的关键是压缩机，由于放空天然气的流量和组成波动很大，压缩机的选择比较困难。在选择压缩机回收放空天然气前，应对放空天然气的流量和组成进行长期测定，求其平均值。根据平均值选择压缩机，若压缩机选择过小，则放空天然气不能充分回收，选择过大，由于部分气体经常打循环而多耗电。目前国内用于放空天然气回收的压缩机大多采用螺杆压缩机。

（3）天然气储罐。选用设计压力3.6〜 4.0MPa、容积8〜10m³的常温天然气储罐。

（4）按CNG放空天然气回收工艺改造站内管线，需在放空管线上增加1个节流阀、1个三通，如直接回收至外输管线还要增加 1个回收天然气进入管道的入口阀门。CNG工艺的主要投资在于CNG压缩机,1台CNG压缩机撬的价格约为100×10⁴元，若管线改造费用为30×10⁴元，总投资约为130×10⁴元。

（5）射流器。根据工况选型。

4方案综合分析

（1）设计方案一对场站放空天然气的回收较充分，同时考虑了检修过程中站内设备设施泄压时对放空天然气的回收处理，然而该方案对所采用压缩机组要求较高，成本较高，适用于回收量比较大的场站。

（2）设计方案二在成本方面略低于方案一，但是在场站放空天然气量较大时无法及时有效处理，只能通过泄压阀将放空天然气泄放至火炬燃烧。而且该方案在检修时无法对站内放空天然气进行处理，仍然有部分天然气进入火炬点燃，天然气回收不彻底。

（3）设计方案三能将放空天然气有效回收，也能在场站大规模放空时进行场站放空然气回收，应用范围较广，优势明显。

（4）设计方案四同方案一类似，但是能够回收更低压力的天然气。

（5）设计方案五，由于混合气压力不高，不需要压缩机增压，可直接输送至调压撬用于分输或站内自用气，况且射流气体积较小，占地面积缩小，管线布局根据现场空间情况进行优化；投资小，回报周期短，运维成本低，优势明显。

综上所述，方案一、方案二、方案三、方案四、方案五各有优劣，考虑到天然气回收对能源、环境、经济方面的重大意义，选取方案五更为妥帖。

4.1技术分析总结及经济效益评价

通过对天然气回收技术的分析总结如下几点：

（1）以场站放空天然气具有一定回收利用价值，可通过改造创造经济效益并解决环境污染的问题；

（2）放空天然气调压后接入自用气的工艺方法更适用于低压集气站，高压集气站应用时，应对设备压力等级和控制系统有较高的要求；

（3）压缩机回收技术对气量要求比较高，适用于经常性大规模持续放空；

（4）CNG撬装储运技术操作管理均较为方便快捷，可在集气站应用，同时该技术可用于天然气试釆放空回收，通过适当的改造和应用，可产生可观的经济效益和社会效益；

（5）射流器以高压气作为动力源，高压气压力流量相对要稳定；适当调高驱动气流量，降低混合气出口压力，可以有效降低吸入口压力，降低引射系数（驱动气流量与低压气流量比值），提高经济效益；高压气体在节流降压过程中，温度随压力降低而出现降低的情况，高压气要满足一定的露点条件，并有防水化物措施；射流回收的低压气需要被充分利用，避免二次放空，造成资源能源浪费。

5结论

根据禄丰输油气站生产现状，提出五种放空天然气回收方案，并进行了系统地比较优选。目前放空天然气回收工艺方案在经济上是可行的，小站运用射流器回收技术、百万方站场运用储罐加射流器的回收技术、千万方站场运用压缩机回收技术，回收方案安全可靠。现在全国天然气管道总里程达到约11×104Km，如果阀室间距按16Km计算，约有6875座阀室，站场间距按100Km计算，约有1100个场站，天然气放空回收量是非常可观的。对比西方发达国家，我国年放空天然气总量明显较高，因此放空天然气的回收势在必行。放空天然气回收或在投资回收方面周期较长，但在节能环保方面的意义重大，建议推广应用放空天然气回收工艺，为我国在2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和的战略目标而做出贡献。

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