油气回收装置

油气回收装置（精选9篇）

油气回收装置 篇1

油气回收装置是炼油化工企业储运系统的重要生产装置,更是重要的环境保护装置。该装置在投用不久后其油气系统就暴露出令人担心的问题,特别是气柜运行的安全问题。2002年油气系统经过改造,弃用了气柜。油气系统安全对装置的平稳运行和清洁生产具有重要的意义。为了解装置油气系统的火灾爆炸危险性大小,确保装置安全控制,在此运用DOW火灾、爆炸危险指数法对油气系统的火灾爆炸危险性进行评价。

1 评价方法及评价过程

油气系统充满火灾爆炸危险性,评价采用DOW火灾爆炸危险指数法对装置进行危险性评价。该评价方法是以物质系数为基础,求出DOW指标系数、补偿系数、确定火灾爆炸指数,再根据指数大小分级及整体危险程度,采取相应对策进行安全控制。火灾爆炸指数评价法是对工艺及所含物料的潜在火灾爆炸和反应性危险进行逐步推算来进行客观评价。评价过程中定量的依据是物质潜在能量和现行安全防灾措施的状况。

2 油气系统评价

2.1 工艺选取为油气系统单元

油气系统单元工艺:装车栈台油气→油气汇集管路→气液分离器1→喷射器→气液分离器2→吸收塔;工艺通过气液分离器经喷射器将油气抽入吸收塔。

2.2 物质系数MF的确定

油气主要成分为汽油,汽油的物质系数MF值为16,不需要进行温度修正。

2.3 工艺单元危险系数F3

2.3.1 一般工艺危险系数F1的确定

一般工艺危险系数的确定如表1所示。

该单元混合油气只是物理输送过程和物理溶解过程,不存在化学反应,所以放热反应系数和吸热反应系数均不取。输送富油和汽油混合油气且在连接末端装卸车辆,取物质的处理和输送系数为0.5。由于装置是露天放置,所以不取封闭或室内工艺单元系数。油气系统操作区面积1 000 m2,油气回收装置南北各有一条通道作为紧急救援通道通向装置区域,其中一条通向经九路,但消防水系统达不到稳定高压状态,压力偏低,取通道系数为0.25。该单元系统内的物料都是混合可燃气体,一旦泄漏形式爆炸混合物遇火源可能发生火灾或爆炸,所以排放和泄漏控制系数取最大值0.5。由此确定出油气系统一般工艺危险系数F1的值为2.25。

2.3.2 特殊工艺危险系数F2的确定

特殊工艺危险系数的确定如表2所示。

由于装置吸收气体包括化纤液体燃料挥发气,含有大量的工业三苯有毒气体,汽油的NH值为1,苯的NH值为2,所以毒性物质系数取0.2×NH=0.4。油气吸入工艺采用喷射器产生负压,参照标定期间富气的流量计瞬时计量值是450m3/h左右,气液分离器上方的管线系统真空表压力值有时达1～3个压力。所以取负压操作系数为0.5。由于采用负压操作系数,燃烧范围或其附近操作系数及释放压力系数不予考虑,工艺单元内不存在粉尘爆炸,粉尘爆炸不予考虑。工艺操作温度为常温,夏季利用循环水对富油做降温处理,装置采用碳钢结构假定转变温度为10℃,冬季操作温度可能低于转变温度,所以取低温系数为0.3。

工艺储存能量的确定:由于槽车帽口挥发造成火险,考虑到如出现火险,槽车内液体必将释放大量能量,所以最大泄漏量考虑为12节槽车装满时储存的能量,12节槽车装满时储存汽油为540 t(每车按45 t计),则工艺单元中可燃烧物总量对应的总热量为(汽油燃烧热值18.8×10 3BTU/Ib):

根据储存中总能量与危险系数曲线图(Ⅰ类易燃液体),查得储存总能量危险系数为0.96。

装置均按照检修计划测量管线壁厚,定期进行防腐蚀处理,取腐蚀系数为0.2。泵及法兰连接处产生正常的一般泄漏,取泄漏系数为0.3。单元内没有大容量的转动设备会带来危险,不取转动设备系数。因此,特殊工艺危险系数F2为3.66。

2.4 油气系统火灾、爆炸指数

油气系统单元工艺危险系数F3

油气系统火灾、爆炸指数为:

2.5 油气系统安全措施补偿系数(C)的确定

2.5.1 工艺控制系数(C1)

在工艺控制的各个环节中,部分有补偿措施,部分没有。没有补偿措施的补偿系数定为1,其它按照规定进行取值。

由于应急电源与油气吸入系统无关,取系数为1。整个装置无冷却系统,取冷却系数为1。系统有抑爆装置,取抑爆系数为0.98;整个装置无计算机控制,取系数为1。单元采用蒸气或氮气吹扫,但吹扫需要人工操作或启动,取惰性气体系数为1。有正常的操作规程,对于规定的12条重要条款,只有装置启动条件、超负荷操作条件、设备管线的更换或增加等条款不具备,其占分值3.5分。则补偿系数取为0.98。单元没涉及活性化学物质,取活性化学物质系数为1。由新加坡诺卫公司统一指导对工艺过程进行JHA分析,对设备组织进行SCL检查表分析,并在日常管理中发挥重要作用;取工艺危险分析系数为0.95。

工艺控制安全补偿系数是各环节补偿系数的乘积,为:C1=0.8941

2.5.2 物质隔离系数(C2)

物质隔离安全补偿系数如表4。

工艺配备有遥控的紧急切断阀,实现紧急切断功能,取遥控阀系数为1。单元有切入瓦斯系统的管线,能实现备用泄压取补偿系数为0.98。吸入单元不具有自排放功能,处理后的富气可进放散管实现高空排放,取排放补偿为1。油气吸入单元不具备联锁功能,取联锁系数为0.98。

物质隔离安全系数仍是各环节补偿系数之积,为:C2=0.9604

2.5.3 防火措施系数(C3)

防火设施安全补偿系数见表5。

装置配备了可燃性气体报警器,能确定危险的范围,取泄漏补偿系数为0.98。装置区所有承重钢结构都涂有防火层,且涂覆高度均在5 m以上,取钢性补偿系数为0.98。装置消防水系统压力达7个压力,取补偿系数为0.97。单元无特殊系统,取补偿系数为1。单元无喷洒系统,取洒水补偿系数为1。单元无水幕系统,取补偿系数为1。单元内无全自动泡沫系统,取补偿系数为1。配备充足的手提式灭火器和推车式灭火器,取补偿系数为0.98。装置区内电缆均采用地下铺设,取补偿系数为0.98。

防火措施安全系数为各环节补偿系数的乘积:

2.6 补偿后的油气系统火灾、爆炸指数(C)

总补偿系数C:

2.7 油气系统单元危害系数

由于单元的主要危害物质是汽油,其物质系数MF为16,单元工艺危险系数(F3=F1F2)的值为8,根据物质系数MF和单元工艺危险系数查单元危害系数计算图可得单元危害系数为0.67。表示在单元影响区域内,一旦发生火灾、爆炸,有67%的部分将遭到破坏.

2.8 油气系统单元危险分析

2.8.1 油气系统单元暴露半径

2.8.2 油气系统单元暴露区域

暴露区域面积暴露区域体积V1=S1R1=53 263m3

2.9 评价结果

DOW火灾爆炸危险指数法与危险程度的关系如表6。

由于油气系统火灾、爆炸指数(F&EI)为128,根据F&EI值及危险等级分类,油气系统火灾、爆炸危险程度等级为“很大”级别;补偿后的油气系统火灾、爆炸指数(F&EI)为100.35;火灾、爆炸危险程度等级降为“中等”级别。

油气系统单元危害系数为0.67,表示在单元影响区域内,一旦发生火灾、爆炸,有67%的部分将遭到破坏。油气系统单元暴露半径为25.69 m,暴露区域面积为2 073 m2,暴露区域体积为53 263 m3。

3 安全对策措施

作为改造后已经运行达6年的油气回收装置系统,降低系统装置火灾爆炸危险性,减少事故可能造成的人员伤亡和财产损失的对策主要从安全技术措施和安全管理措施及安全培训教育三方面来综合考虑,安全控制的重点是油气系统单元。

牢固树立“安全第一、预防为主”的安全生产意识,建立包括安全思想政治教育、安全技术知识教育和安全管理知识教育在内的企业安全文化教育体系,建立严格的安全管理制度,建全完善的安全管理机构网络。严格执行QHSE控制体系文件,加大安全投入,加强系统的安全监测频次,提高监测水平。

针对系统工作特点,制定系统突发事故处置预案,并组织岗位职工培训;以便系统发生异常时能准确、迅速地采取有力措施,争取在事故初始阶段得到有效控制,防止事故扩大造成更大损失。在区域内进行检修施工等,严格落实用火作业制度和程序,对区域内存在的电器设施,落实有关电气安全技术措施,必要位置限制使用安全电压。区域内设施必须采用本质安全型,使用相应防爆等级要求的设备。保证单元在用设施的安全维护,保证有关的安全生产投入。

挥发烃蒸气控制方面,要落实防火防爆技术措施。增加密闭卸车工艺,最大限度减少原料挥发;改善装置运行环境,优化油气阀操作,正确适时开关,保证装车过程中油气阀打开,装完车及时关闭;严格落实槽车大盖密封检查措施,加强随机性抽查考核;实施一系列技术改进,完善分散一集中式轻质油密闭定量装车系统;完善流量和高液位双重控制的自动化装车监控手段,提高装车效率,减少挥发。

油气回收装置 篇2

为加快推进油气回收治理工作，减少挥发性有机物排放，节约能源，保障安全，减少雾霾，确保我省的空气质量改善，根据省环保厅《关于印发<山东省储油库、加油站和油罐车油气污染综合治理工作方案>的通知》(鲁环办〔20**〕**号)，对加油站、储油库和油罐车油气回收治理工作提出以下要求：

一、严格新项目准入。

新、扩、改建加油站和区域储油库建设项目的环境影响评价、技术审查和环评审批应对同步配套建设油气回收和监督性监测指标及监测计划提出明确要求，并将油气回收治理工作的落实情况作为通过竣工环保验收的前置条件，以及发放经营许可证、车辆营运证等的重要条件。在建或试运行的加油站，储油库应在竣工环境保护验收前完成油气回收治理工作。已完成加油站、储油库、油罐车油气回收治理工作的企业，应确保油气回收设施稳定运行。

二、加快现有项目治理进度。

按照国家部署，20**年底前我省辖区内所有加油站应完成一级、二级油气回收。各级环保部门应督促油品经营企业加快治理设施的建设进度，确保20**年底前完成一级、二级回收装置建设，确保储油库、油罐车和加油站外排污染物符合《储油库大气污染物排放标准》(GB20950-20**)、《汽油运输大气污染物排放标准》(GB20951-20**)、《加油站大气污染物排放标准》(GB20952-20**)(以下简称“三项标准”)要求。未按时限完成治理任务的，应依法限期停业治理，各级环保部门暂停审批项目所在区域或企业集团新、扩、改建排放大气污染物的建设项目，并将有关信息抄送至各级经信、交通运输、安监部门，作为办理相关资质审查的参考。

三、加强政策和技术支持。

油气回收项目是列入国家和我省规划计划要求的重点治理项目，各级环保部门应积极争取政策和资金支持，并通过组织调研、学习，指导企业做好油气回收工作。对于提前完成治理任务的企业，各级环保、经信、交通运输、安监等部门优先给予办理行政许可和资质年审事项。

四、建立联动执法机制。

各级环保、经信、交通运输、安监部门要加强信息沟通，形成监管合力，定期组织对油品经营企业油气回收设施运行和台帐管理情况的检查，督促企业做好油气回收治理验收、和资质、证照审查及备案等工作。对于检查发现的各类违法违规行为，依法予以处理处置。

五、加强舆论宣传。

各级各部门、油品生产经营企业要充分利用报刊、电视、网络等途径广泛宣传油气回收治理不仅能够减少挥发性有机物导致的细颗粒物(PM2.5)污染，而且能够回收资源，明显减少油品经营企业的安全隐患，具有显著的的环境和社会效益，动员全社会力量积极支持，共同推进油气回收治理工作，为实现节能减排和空气质量改善目标做出贡献。

省环保厅

油气回收装置 篇3

原油从开采到加工, 成品油从产出到最终用户消费, 通常要经历开采、炼制、运输、储存等过程。在这些过程中, 由于油品中轻烃组分的饱和蒸汽压力高于外界压力, 有一部分轻烃组分会挥发进入大气, 造成油品的损耗。挥发出来的油气 (VOCs) 不仅造成石油资源的浪费, 同时也给环境带来巨大的污染和许多安全隐患, 严重威胁着我们的生活环境。主要危害有:

(1) 环境污染, 产生不同程度的破坏

(2) 危害人体健康

(3) 危及石油储运各个环节的安全

(4) 浪费能源, 造成严重的经济损失

(5) 影响油品质量

2 国内外研究现状

自上世纪60年代起, 先进的工业国家就将油气回收处理作为降低油品蒸发损耗及防止油气污染的重点技术加以研究推广, 并对油气排放标准加以立法来严格控制油气排放浓度。1970年, 美国实施《清洁空气法》, 开始出现油气回收。日本、美国在60、70年代就已成功研制出了油气回收装置, 形成了成套的活性炭吸附法、贫油吸收法、冷凝法油气回收装置[1]。上世纪八十年代后期, 瑞典、德国、意大利、荷兰、奥地利等国纷纷开始推行美国的油气回收系统。

目前在美国加州和美国中心城市已经全部安装了二次油气回收装置。德国近年也推出了使用膜分离技术的油气回收成套装置, 使油气回收技术得到了进一步发展。在国外发达国家一些重要场所例如加油站、炼厂、油库等地方, 油气回收装置的使用频率己高达百分之九十, 每年所产出的直接利润大约在五百多亿人民币左右[2];而我国仅仅只有百分之三十的炼油厂才拥有油气回收设备, 相当于美国上世纪九十年代的水平。我国有炼油厂及储油库3000多个, 加油站约10万座, 储、运、销作业环境需要大量的油气回收处理装置。外国的汽油蒸发消耗量一般都是小于百分之五的原油加工量, 但是中国的却达到了百分之六到百分之十左右[2]。在安全环保要求日益严峻和石油资源日益紧缺的形势下, 加强油气回收技术研究与应用是十分明智的选择。

目前, 国内外用于油气回收的技术主要有吸收法、吸附法、冷凝法、膜分离法和氧化燃烧法等。本文采用变压吸附方法, 对传统吸附技术进行深入研究并改良, 研发集成式油气回收系统, 完全采用防爆工艺, 增强其使用的安全可靠性, 在节约能源、保护环境、提高企业生产安全性、保护人民生命财产安全方面, 有着不容忽视的社会效益。

3 变压吸附式油气回收装置

变压吸附式油气回收装置主要由以下几部分组成:吸附塔 (A/B) 、缓冲罐、回收罐、冷却水罐、真空泵、换热器、制冷机及回收泵等。

工作时, 原料废气经气相管进入缓冲罐, 再由缓冲罐进入吸附塔A, 吸附塔A开始进入吸附过程, 此时吸附塔B处于解吸过程, 吸附塔A完成吸附过程后 (时间可由废气流速及吸附床大小决定) , 真空泵将被活性炭吸附的油气等解吸出来, 此时吸附床A进入解吸过程, 吸附塔B代替吸附塔A进入吸附过程, 如此吸附塔A、B交替进行吸附&解吸过程。解吸出来的原料由气相管进入换热器与冷水进行换热, 冷却水由冷水机组从冷却水罐中提供。换热后的原料由气相变为液相, 经液相管输送至回收罐, 在回收罐中挥发的气体再次进入缓冲罐重复吸附过程, 液体则由回收泵输送至成品罐, 至此完成一个废气回收过程。

油气回收装置采用型钢焊接框架, 内部布置回收罐、工艺管路、电动阀、变送器、屏蔽泵等部件形成整体撬装架, 方便运输和安装使用。

4 装置特色和创新之处:

(1) 采用了吸附法和冷却结合的复合回收技术, 研究并选用筛选吸附率高、强度高、寿命长、易于解吸的活性炭。具有真空解吸、油气吸附率强、回收率高、节能效果明显等特点。

(2) 将吸附塔、缓冲罐、回收罐、冷却水罐、真空泵、换热器、制冷机、回收泵及工艺管线集成为一体, 安装在一个框架结构内, 实现了整体设计、整体安装、整体调试的目的。结构上采用整体撬装设计, 方便运输和现场安装, 同时提高了装卸控制系统的可靠性。

(3) 传动机器及控制系统采用防爆设计, 适用于I区、II区防爆环境, 且装置寿命长, 能够保证其使用的安全可靠性。

(4) 控制上采用总线式闭环控制系统, 自动化程度高、能耗低, 所有重要的工艺运行参数将在控制室内通过HMI (人机界面) 系统进行监测。设备可无人值守, 全自动、安全地运行和生产。

5 结语

本文采用了吸附法和冷却结合的复合回收技术, 研制出一套安全可靠的新型油气回收装置, 运用防爆的一体化集成设计, 保证其安全可靠性和便捷性, 该装置的使用可以大大降低油气排放对人体的危害和对环境的污染, 保护环境, 还可以提高油品质量、节约能源, 减少油气积聚从而降低石油生产储存企业的风险, 具有极高的经济和社会效益。

摘要：原油炼制过程中的油气挥发危害极大, 本文研制出一套安全可靠的新型油气回收装置, 采用复合回收技术和防爆的一体化集成设计, 具有极高的经济和社会效益。

关键词：石油化工,油气回收,安全,环保

参考文献

[1]邢巍巍.浅谈油气回收技术及其意义[J].中国环保产业.2005, 6:38-40.

加油站油气回收设计（推荐） 篇4

王艳秋

[乐凯保定化工设计研究院 化学工程室] 摘要： 介绍了加油站卸油油气回收、加油油气回收、油气排放处理等系统的设计。加油站设置油气回收系统，可避免汽油油气挥发而产生的资源浪费、环境污染和火灾隐患等问题。关键词：加油站； 油气回收； 卸油；加油；排放

1概述

汽油是一种易挥发的液体，在空气中会由于本身的挥发性而产生易燃易爆的汽油油气。油气经过冷凝还会变成液体，可以再次使用。加油站汽油挥发油气，将直接产生汽油资源的浪费，这一现象在夏季温度较高时尤为明显。挥发的油气还会对站内站外的环境造成污染。随着我国对环境保护的再视程度逐渐增强，以及《加油站大气污染物排放标准》(GB 20952--2007)的实施，不做油气回收的加油站将面临巨大的环境压力。挥发的油气是易燃易爆气体，对加油站及周边环境是一个火灾安全隐患，尤其是在人员密集区和莺点地区的加油站，挥发的油气无异于一个隐形的杀手，随时都有可能造成人员财产损失[1-6]。因此，新建加油站增加油气回收系统设计、旧加油站进行油气回收系统设计和改造势在必行。

加油站产生油气的地方主要有卸油时产生的油气排放和加油时产生的油气逸出。针对不同部位的油气排放需要不同的油气回收系统设计，包括卸油油气回收系统设计、加油油气回收系统设计。

2卸油油气回收系统设计

卸油油气回收也叫平衡式一次油气回收。加油站汽油油罐由于汽油的挥发性，在罐内存在汽油油气。以前加油站设计中，汽油油罐产生的油气通过通气管(其上安装有防爆阻火呼吸阀)直接排放到加油站站区空气中，因此汽油油罐属于开放式油罐。在进行汽油卸油时，罐车内的汽油自流加入到汽油油罐中，油罐中大量油气会被汽油液体挤出排放到加油站站区空气中，造成卸油时的环境污染、安全隐患以及资源浪费[

3、6]。因此加油站需要设计安装油油气回收系统，见图l。

图1 卸油油气回收系统

将加油站内各个汽油罐通气管进行连通，通气管设计公称直径≥50 mm，设计压力为1.0 MPa。为了有效阻止各个油罐溢油情况的发生，连通管的连接位置位于通气管所在地面以上1.1 m处。连通管之上，通气管汇聚成2根，分别安装截止阀，一根通气管顶部安装压力真空阀，压力范围为-2一+3kPa[7]，正常工作时使用，该通气管上安装的截止阀常开；另一根通气管顶部安装防爆阻火呼吸阀，检修压力真空阀时使用，该通气管上安装的截止阀常闭。

在低标号汽油罐人孔盖上增设一根油气回收管道，在地面下引到集中卸油箱内的卸油口处，施工参照卸油口的施工方法，在油气回收管道口安装截止阀和快速接头，管道公称直径为100 mm，设计压力为1.0 MPa。

罐车需要加装油气同收管道，引至罐车出油口位置附近，在油气回收管道末端安装截止阀和快速接头，公称直径为100 mm，设计压力为1.0 MPa，通过油气回收软管与卸油口油气回收管道口连接。

卸油时，卸油软管连接罐车出油口和罐区卸油口，油气回收软管连接罐车油气回收口和卸油口的油气回收管道接口。当罐车内汽油流入加油站汽油罐时，汽油罐内油气通过通气管连通管进入到低标号汽油罐内，再通过油气回收管道流入到罐车内，用相同体积的汽油将汽油罐内相同体积的油气置换到罐车内，整个过程中无油气排放。卸油时由于通气管上安装有压力真空阀，在设定工作压力内不会开启，不会造成油气通过通气管的排放。此方式为平衡式回收，回收率可达95%以上。经罐车回收油气，在罐车回到油库后采用两种方法处理：置换到储罐内或经过膜分离、冷凝或吸附等方法处理后，洁净气体排放空气中，回收分离液体油品进入到储罐中。3加油油气回收系统设计

加油油气回收也叫二次油气回收。加油机加油时产生的油气，除了汽车油箱打开时溢散出的油气(对于此部分油气，国外有的汽车采用将油箱口改造成密闭油箱口的方法加以解决)外，主要是加油时汽车油箱内的油气不断地被加入的汽油液体挤出油箱，造成人体与油气的直接接触及油气在加油区域内的排放，加大了火灾危险性及对人体健康的危害。

加油油气回收是指汽车在加油时，利用加油枪上的特殊装置，将汽车油箱中的油气经加油枪、真空泵、油气同收管道回收到油罐内。目前广泛使用非燃烧系统运作方法，将同收的油气储存在油罐内，维持罐内的压力平衡。要达到这个效果，汽油与油气相互交换比例要接近于体积比为1：1。良好的油气回收设备应适用于各种形式的车辆注油口。目前国内外普遍使用的回收系统多为真空辅助式油气同收系统。真空辅助式油气回收系统是利用外加的辅助动力(真空泵)，将油箱溢发出来的油气吸回油罐[3]。加油枪和加油机内部油气回收改造设计由加油机供货厂家来完成。

①分散式加油油气同收系统

分散式加油油气回收系统见图2。为了使图示更清楚，图中仪显示油气回收管道。在加油站内每台加油机内部安装油气回收泵及相应的管道。加油机加油时同收的油气，经过管道进入加油站内低标号汽油罐内。油气回收管道均应坡向低标号汽油罐，且坡度不能小于l%，管道公称直径为80 mm，设计压力为1.0 MPa。

图2 分散式加油油气回收系统

若油气同收管道不能满足1%的坡度要求，需要在回收管道上增加一个集液管。集液管采用Φ529×8无缝钢管制成，长度为l000 mm，两端采用厚度为10 mm的钢板密封。此时从加油机到集液管的油气回收管道玻向集液管，坡度不小于l%，管道公称直径≥50 mm，设计压力为l.0MPa。从集液管到低标号汽油罐的油气回收管道，坡向集液管或油罐均可，坡度不小于l%，管道公称直径≥50mm，设计鹾压力为1.0 MPa。一定时间后集液管内会积存一定量的液体油品，此时用手动抽液器可将集液管内液体抽出再利用。集液管埋于罐区附近的地下，可按照当地地质条件和油气回收管道坡度要求决定其埋深。

②集中式加油油气回收系统

集中式加油油气回收系统见图3。为了使图示更清楚，图中仅显示油气回收管道。一个或多个真空泵(安装在油罐区附近、油气回收管道的后段)将加油时的油气吸到低标号汽油罐内。因集中式加油油气回收系统中真空泵安装于地面上，油气同收管道先经真空泵，再到低标号汽油罐，不能保证油气回收管道坡向低标号汽油罐，需要在真空泵与加油机之间加装埋于地面下的集液管。真空泵之前的油气回收管道均坡向集液管，真空泵之后的油气回收管道坡向低标号汽油罐。管道坡度均不小于1%，管道公称直径≥50 mm，设计压力为1.0MPa。

图3 集中式加油油气回收系统

4油气排放处理装置设计

油气排放处理也叫三次油气回收。油气回收排放处理系统见图4。该系统将加油油气回收系统回收的油气通过吸附、吸收、冷凝、膜分离等方法进行回收处理。目前国内外的油气回收处理技术主要有5种：吸附、吸收、冷凝、膜分离及氧化法[

1、7]。油气排放处理装置多采用膜分离与冷凝的组合处理技术，处理后的液体回流到低标号汽油罐内，洁净气体排放到大气中，处理后的杂质统一回收处理。本系统是在卸油油气回收管道和低标号汽油罐通气管处各引一条管道至后端油气排放处理装置，通过压力传感器监测管道压力，当压力升高到设定值时，油气排放处理装置启动，进行油气分离处理。此监测压力的设定值应低于通气管上压力真空阀的设定压力。油气回收管道均坡向低标号汽油罐，坡度不小于2%，管径和压力等级与相应的引出管道相同。油气排放处理设备主机位置应距离卸油口1.5 m范围以外，处理装置的排气管口高于地面4 m。

图4 油气排放处理系统

5油气回收系统检测

加油站经过以上油气回收系统设计，建造完成后需要按照《加油站大气污染物排放标准》(GB20952--2007)，主要对气液比、密闭性、液阻、油气排放浓度进行检测，合格后，加油站方可投入使用[8]。

6油气回收系统易出现的问题和应对措施

①系统密闭性不能满足要求：加油机、工艺管道、油罐、通气管等任何部位密封不严都会造成检测不合格。应对措施：设备安装前必须试压，隐蔽前测试工艺系统的密闭性，油罐人孔盖密封垫应选择加厚型。

②油气回收管道坡度不符合要求，管内积液使液阻超标：1%的坡度对于占地较大的加油站可能产生较大的高差，油罐埋深受限，无法达到管道坡度要求，工艺管道交叉。应对措施：处理好管道垫层，优化工艺管道设计，减少弯头，设置集液管。

7结语

2007年8月1日开始实施的强制性标准《加油站大气污染物排放标准》(GB 20952--2007)，对于我国各个地区加油站油气回收系统建设完成时间提出了明确的要求[8]。现有和新建加油站进行油气回收系统设计，势在必行，既解决了资源浪费、环境污染和火灾隐患等问题，又符合国家标准要求。

参考文献：

[1] 赵世健．油气回收的必要性和技术方案的探讨[J]．石油商技，2000，18(6)：26—29．

[2]郝保良．实施油气回收的必要性和技术方案的探讨[J]．石油化工管理干部学院学报，2002，27(2)：41—42．

[3] 劳羡辉．浅谈汽车加油站油气回收[J]．广东化工，2004，31(3)：18一19． 【4] 周勇军，廖传华，黄振仁．膜法油气回收过程的工艺拟[J]．石油与天然气化工。2005，34(3)：149—151．

[5] 李巨峰，陈义龙，李斌莲，等．油气回收技术发展现状及其在我国的应用前景[J]．油气田环境保护，2006，16(I)：1—3．

油气回收装置 篇5

燃气发动机是一种以天然气或其他可燃气体为燃料、靠火花塞点燃的活塞式内燃机。在油田地面工程中, 它可以为抽油机提供连续运转动力, 也可以直接驱动压缩机、注水泵及输油泵, 还可以作为驱动发电机组的直接动力。由于它有效利用天然气和石油伴生气, 大气污染物排放指标优于柴油机和汽油机, 环保效益显著, 已成为原油天然气开采中动力设备的理想驱动装置。但是, 根据热平衡计算, 燃气发动机的燃料能量只有约40%被转化为有用功, 约有35%随废气排出, 15%被发动机冷却水带走, 其他热损失约占10%。由此可见, 燃气发动机近50%的能量被白白浪费掉, 综合利用这些余热资源, 可使发动机的有效热效率达到70%以上, 收到较好的节能效果。

1 热管余热回收装置主要用途

在油气田生产中, 应用热管余热回收装置回收燃气发动机余热主要有以下几种用途:

(1) 生产热水和蒸汽。

利用燃气发动机排出的350～550℃ 中、高温烟气余热, 生产70～95℃或更高温度的热水以及0.2～0.4MPa的低压蒸汽, 用于生产工艺用热、生活采暖用热和生活洗浴热水。例如在油田的边远井站, 燃气发动机不仅是发电和工艺装置的直接驱动设备, 还取消了井站加热炉, 利用其热管余热装置回收的热量加热原油进行外输。

(2) 预热空气。

西部高寒、高风沙地区, 油田燃气发电站燃气发动机组通常安装在建筑物内, 当使用地点的环境空气温度低于设计要求时, 冷空气进入燃烧系统后, 机组会发生喘震现象, 影响冬季的安全运行。因此, 在设计中利用燃气发动机排出的中高温烟气, 通过热管余热回收装置将热量传递给空气, 达到预热环境空气的目的, 从而解决冬季机组发生喘震的技术难题, 有效地保证了燃气发动机的正常工作及系统的安全运行。

2 热管余热回收装置的构造和原理

油田燃气发动机常用的热管余热回收装置按功能划分有热管余热锅炉、热管换热器和热管空气预热器。它们的共同特点是根据发动机排出烟气余热的压力、温度、流量以及品质, 选择若干根特殊热管作为高效传热元件, 组成不同用途的热交换设备。

2.1 热管余热锅炉

热管余热锅炉的主要部件是汽包和热管管束。汽包设计与蒸汽锅炉相同取决于所需要的蒸汽参数。在选择蒸汽参数时首先考虑蒸汽的用途, 通常所回收的蒸汽直接用于油气处理及辅助生产工艺时都是低压蒸汽。一般所需要的最大蒸汽压力为0.3MPa时, 考虑输送管道的压力损失, 余热锅炉的蒸汽压力设计为0.4MPa。如果选用过高的蒸汽压力, 由于炉内烟气与水之间的传热温差变小, 受热面积就要增加, 因而余热锅炉的投资也相应增加。常用的热管余热锅炉使用以水为介质的重力式热管居多, 材料选用碳钢, 最高烟气温度为600℃左右。热管管束的热端置于燃气发动机的烟道内, 冷端插在余热锅炉的汽包内, 当高温烟气横掠热管热端后, 热管吸收烟气余热, 冷端放出热量, 使汽包内液体沸腾相变, 产生一定压力和温度的蒸汽, 再经蒸汽主控制阀输出, 作为原油及天然气场站中原油及污水加热的工艺热源。汽包内的水要经过软化及除氧处理。按照蒸汽锅炉的规范要求汽包上还应设有压力表、安全阀、水位报警器等安全设施。

2.2 热管换热器

通常在油田燃气发动机上采用热管换热器, 主要用于油田场站热水采暖及管线伴热、洗浴热水, 参加换热的流体一边是采暖、伴热、洗浴循环用水, 另一边是发动机排出的高温烟气。为了强化传热, 置于烟气流中的热管加热端, 往往采用翅片管;置于冷却段的循环水流道内, 通常采用光管。换热器用隔板将冷、热介质流区分开, 隔板间还要保证有良好的密封。在水侧压力较高时, 壳体应按压力容器标准进行设计。这种热管换热器要比常规的管式换热器传热系数提高4～10倍, 体积小, 造价低, 维修管理方便。目前, 该技术已经在大港油田的部分油气场站推广应用, 不但无需增加新的能耗, 还取消了站内部分原油加热炉和采暖锅炉, 收到很好的节能效果。

2.3 热管空气预热器

热管空气预热器的应用主要借鉴在寒冷地区解决燃气发动机组冬季运行时发生喘震的工程实例。这种热管空气预热器的结构主要包括热管管束、隔板和外壳三大部分。三者组成了烟气和空气的通道, 隔板将热管的蒸发段和冷凝段分隔开, 同时也将烟气通道和空气通道分隔开。热管管束是传递热量的核心, 可以根据环境温度需求, 将许多根热管进行不同形式的组装, 组成不同尺寸的热管空气预热器。隔板与热管间的密封必须十分严密, 否则实际热效率会大大降低。一般进预热器的烟气温度不高于600℃, 出预热器的烟气温度不低于150℃, 以防烟气结露腐蚀热管。空气侧的压力损失要尽可能小, 以减少风机的一次性投资和运行费用。另外, 减少排烟侧阻力, 满足燃气发动机排烟系统的的背压要求, 保证发动机组的正常运行, 这也是其他热管余热回收装置设计中必须要注意的问题。

3 工程实例及效益分析

由于油气田建设的燃气发电站单机规模较小, 在以往的设计中, 燃气发动机的烟气余热都不做回收。2002年, 在西部某油田一座4×2200kW燃气发电站设计中, 通过技术经济分析, 设计安装了两套“采暖、空气预热一体化热管余热回收装置” (见图1) 。该装置主要用于预热燃气发动机的助燃空气及电站的生活采暖, 其结构上将热管换热器与热管空气预热器一体化设计, 既节省了设备投资, 又节省了占地面积, 操作方便。工艺参数如表1所示。

目前, 该供热系统已投运5年多, 设备运行良好, 取得了满意的节能效果。这项技术作为该发电站的特色技术之一, 获得中油集团公司优秀设计三等奖。

该工程安装两套热管余热回收装置, 投资约20万元, 由于不再新建供热锅炉, 减少设备投资约30万元, 而且不再设锅炉房、机泵及操作管理人员, 减少了运行及维修费用。粗略估算, 在目前运行工况下, 年节省天然气约40万m3, 按西部油田工业天然气价格0.6元/m3计算, 年节约燃料及其他运行成本约30万元, 经济效益显著。

4 结语

油气回收装置 篇6

BMCVR 600防爆油气回收装置是永坪炼油厂自动装车系统的配套设施, 装油鹤管部分设施于2012年12月底完工, 油气回收机组主体设施从2013年3月份开始施工, 于2013年7月份完工开始投用, 主要用于回收汽油、石脑油、柴油等轻质油品装车过程中挥发的油气, 取得了一定的效果, 现具体应用情况介绍如下:

一、BMCVR600防爆油气回收机组介绍

BMCVR 600防爆油气回收机组适用于油品公路发放装车系统, 由于汽油、柴油、石脑油等轻质油品在装车过程中非常容易挥发, 从而产生十分严重的油品固定排放源, 就可使用油气回收装置进行油气回收。它具有技术先进、效果直观、安全性好、操作简单、维护保养少、适用范围广和操作弹性大等特点。

二、工作原理及工艺流程简介

1. 工作原理

冷凝+吸附法油气回收方法是利用制冷技术, 先将油气冷凝到-75℃左右, 使大部分油气液化, 剩余油气经过吸附罐进行吸附, 利用油气-空气混合气中各组分与吸附剂之间结合力强弱的差别, 使难吸附的空气组分与易吸附的油气组分分离。由于吸附可以达到很高的回收率, 排放浓度也低, 可以达到国家标准。

2. 工艺流程

装油栈桥石脑油鹤位、汽油鹤位以及柴油鹤位 (共计14个鹤位) 在进行装车的过程中, 油气收集到栈桥顶部的主管线内, 然后经过主管线至栈桥西侧的BMCVR600防爆油气回收机组, 经过机组处理后, 液体经过机泵转回厂区Ⅱ催化装置或成品库石脑油罐区石脑油储罐内。

三、机组结构及机组配置

1. 机组结构

永坪炼油厂成品车间油气回收机采用槽钢框架结构, 分为上下两层。为了便于操作、易于维修同时遵循制冷原理的相关要求, 把几台压缩机、高效油分离器、热交换气液分离器、储气罐及防爆电控箱等放在了底部, 把风冷冷凝器、预冷器、油冷却器、冷凝分油器、油气分离器等放在上层。并保证两级制冷系统中的每级系统的连接管路走向更合理。

2. 机组配置

BMCVR 600防爆油气回收机组设备性能可靠, 流程控制, 简单、方便的用户操作:采用PLC加触摸屏控制系统, 能显示所有关键参数, 自动化程度高, 操作人员只需按一下开车按钮或停车按钮, 便可完成开车或停车工作;可采用远程计算机监控管理, 各测控点的温度、压力、流量等参数均可实现实时及历史数据查询功能;自动存储装置运行各工作参数和报警故障。

机组配置主要包含:前级预冷系统、一级制冷系统、二级制冷系统、油冷系统、融霜系统、油气系统、吸附再生系统、鹤位密封系统、电气及控制系统等;

四、实际应用

1. 机组操作正常范围

第一级制冷系统:排气压力 (高压) 1.0~2.0MPa, 吸气压力 (低压) 0.05~0.25MPa。

第二级制冷系统:排气压力 (高压) 1.0~1.9MPa, 吸气压力 (低压) 0.00~0.15MPa。

气动阀动作的压力范围为0.3~0.7MPa。

2. 真空泵的运行

由于泵的安装环境温度在0———40℃范围内;我厂地处陕北, 冬季温度小于0℃, 因此停泵时必须用放净冷却水, 防止冻裂筒体。

3. 机组进口压力控制

机组进口压力控制范围:0.1KPa~-0.9Kpa, 此控制压力范围可以根据实际情况进行调整, 但要注意防止憋压或抽真空, 造成事故。

4. 机组控制阀系统

机组内所有调节控制阀必须使用氮气进行风动控制, 不能使用净化风进行控制, 主要是防止进入空气, 出现事故。

结束语

从2013年7月份开始投用BMCVR600防爆油气回收机组, 到现在为止运行情况基本良好, 已经回收凝缩油2.7吨, 创造了一定的经济效益。目前还处于继续监视运行阶段, 我们将对出现的问题继续摸索研究, 进一步完善BMCVR600防爆油气回收装置的应用, 使其更好的为自动装车系统服务。

摘要：本文重点介绍了BMCVR600防爆油气回收装置在成品库油品公路发放自动装车系统的应用, 从系统设计, 机组结构, 工作原理、实际操作以及使用效果等几个方面进行讨论, 具体阐述了BMCVR600防爆油气回收装置在成品库自动装车系统的应用情况。

提高罐车油气回收率 篇7

牙哈装车站第二QC小组于2012 年3 月22 日成立, 小组由站领导、工艺技术主管、生产主管、设备工程师、仪表自动化工程师、计量工程师和岗位操作员工等人员组成, 曾2 次获得油田公司奖项, 1 次获得自治区优秀奖, 是一支技术过硬、素质较高的团队 (表1) 。

2 选择课题

2.1 牙哈装车站油气回收现状

凝析油通过装车泵加压进入凝析油罐车, 装车鹤管为万向装车鹤管, 分气相管线和液相管线两部分, 凝析油由液相管线进入罐车, 挥发油气通过气相管线进入气相汇管最终进入凝液储气罐, 凝液由凝液回收泵加压打入凝析油储罐完成油品回收。

油气损耗量:大罐付油量同过衡量的差值。

油气回收率: 凝液回收罐回收装车过程中气相组分量同油气损耗量的比例。

牙哈装车站对近几年站内凝析油铁路罐车油气回收率进行统计, 2013 年的年损耗量为373.5 t, 回收量为34.7 t, 回收率仅为9.3%。

2.2 选择课题

随着塔中、哈拉哈塘轻质油进站外输, 外输量将由现在的120×104t增加到250×104t。 结合现阶段凝析油罐车油气回收率较低的问题, 选定本次活动课题是:提高罐车油气回收率。

3 设定目标

QC小组结合现场实际情况, 设定本次活动目标为油气回收率由9.3%提高至30%。

4 目标可行性分析

分析一: 小组成员对同行业铁路罐充装作业油气回收率进行调查分析并进行横向对标 (表2) 。

目前我站油气回收率为9.3%, 远低于同行业铁路罐车充装油气回收率。 因此油气回收率达到30%是可以实现的。

分析二:小组成员对2013 年凝析油罐车年损耗进行分析, 发现造成油气损耗的主要原因有两个:一是罐车中阀、 排水管故障导致罐车泄漏造成油气损耗;二是凝析油属于轻质油, 充装过程中产生油气挥发造成油气损失。

小组成员对这两部分损失量进行统计, 结果如表3 所示。

2013 年由罐车故障导致的油气损耗量总计5.55 t, 由此计算装车过程中罐口的油气挥发造成的损耗量367.95 t。

由此可见造成罐车油气回收率较低的主要症结为充装过程中罐车罐口油气挥发至罐外 (即大气) 损失量大, 而由于现阶段油气充装未实现密闭装车, 所以此部分油气回收空间较大, 油气回收率提高至30%完全可行。

5 分析原因

针对 “罐车罐口油气挥发损失量较大” 这一症结, 小组成员利用因果分析树图的方法进行了原因分析 (图1) 。

其中, “罐车型号不统一” 因素由于受制于铁路相关部门, 因此为不可控因素。“气温越高、挥发性越大”因素受制于天气原因, 同样为不可控因素。 因此最后小组成员最终获得末端因素6 个。

6 确定主要原因

小组成员采取现场调查、 验证和比较分析等方法对6 个末端因素进行了逐条确认。

6.1 气相流程未导通

小组成员通过现场核实, 抽查了2013 年5 月11~13 日之间任意3 排车, 共计充装136 节罐车, 统计了装车过程员工未按要求将气相导通的罐车数量为0。

判断标准: 装车过程装车鹤位气相流程导通比例≥95%。

结论: 非要因。

6.2 未紧固集气帽

小组成员通过现场核实, 抽查了2013 年5 月11~16 日之间任意10 排车, 共统计460 节罐车, 统计了装车过程中员工未按要求对集气帽螺栓紧固的数量为60 个。

判断标准: 未紧固罐车占总装车数量比例≤10%。

结论:员工未严格按照要求操作的比例:60/460×100%=13%, 不符合标准要求, 为要因。

6.3 新员工经验少

小组成员对凝析油装车班新员工进行岗位能力评估调查, 发现上岗新员工全部通过岗位能力评估。事后又对新员工进行现场测评, 现场测评结果合格。

判断标准:通过岗位能力评估。

结论: 新员工通过岗位能力评估, 现场测评合格, 为非要因。

6.4 罐车自带紧固螺栓长度过短

小组成员抽查了2013 年5 月11 日进站的2 排95 节罐车, 对罐车型号及螺栓长度进行统计, 现场一共有3 种类型的螺栓, 最长的17cm。

判断标准:螺栓长度≥23cm。

结论:要因。

6.5 集气帽密封圈老化失去弹性

小组成员对凝析油栈桥96 个鹤位橡胶密封圈进行现场统计, 发现共计14 套鹤位橡胶密封圈失去弹性。

判断标准:集气帽密封圈现场完好率≥90%。

结论:失去弹性的橡胶密封圈占总量的14/96×100%=14.58%, 集气帽密封圈现场完好率85.42%, 不满足标准要求, 为要因。

6.6 装车过程中同时开启的鹤管数量较少

小组成员对2013 年5 月11~17 日1 周内装车情况进行了统计: 启动排量300m3/h装车泵装车4次, 每次同时开启的鹤管数量均为12 个;启动排量500m3/h装车泵装车6 次, 每次同时开启的鹤管数量均为16 个。

判断标准: 启动排量为300m3/h装车泵时至少开启9 个鹤位; 启动排量为500m3/h装车泵时至少开启15 个鹤位。

结论: 同时开启鹤管数量均满足标准运行条件的要求, 为非要因。

7 制定对策

根据分析结果, 小组成员进行分工合作, 对单个要因提出合理的解决方案并进行评比。

7.1 未紧固集气帽

表4 和图2 分别为方案比对一及方案评比一。

7.2 罐车自带紧固螺栓长度较短

表5 和图3 分别为方案比对二和方案评比二。

7.3 集气帽密封圈老化失去弹性

表6 和图4 分别为方案比对三和方案评比三。

根据选定的对策方案, 小组成员按照5W1H的要求, 制定了对策实施计划表 (表7) 。

8 对策实施

8.1 组织操作规程的培训宣贯, 开展规程执行安全里程碑活动

1) 装车队队长邱冬对凝析油装车班组开展培训宣贯。

2) 装车队开展安全里程碑活动, 活动内容为未严格执行操作规程数量≤3 起, 加大安全里程碑奖惩力度。 装车队队长重新抽查5 排235 节罐发现未有一起集气帽未紧固现象, 完成“未紧固罐车占总装车数量比例≤10%”目标。

8.2 自制集气帽紧固卡箍, 将集气帽与罐口用螺栓紧固

罐车自带螺栓长度不够, 集气帽与罐口不能紧密贴合, 通过自制可拆卸式的螺栓卡扣将罐口与集气帽连接, 将螺栓长度延长8cm, 螺栓有效长度达到25~26cm, 达到螺栓长度≥23cm。 改进前后的对比见图5~图7。

8.3 更换老化的密封圈

小组成员对北区凝析油栈桥96 节鹤位进行统计, 发现共有14 节鹤位橡胶密封老化失去弹性。

小组成员邱冬联系新疆中拓到现场进行调研, 并对弹性失效密封圈进行更换, 集气帽密封圈现场完好率达到100%。

9 检查效果

9.1 目标完成

小组成员统计了2014 年8~11 月4 个月内的装车损耗量与回收量 (表8) 。

小组成员统计了2014 年8~11 月4 个月内的凝液回收量 (表9) 。

4 个月内装车损失量共计28.15+32.85+32.58+31.623=125.2t, 4 个月内凝液回收总量41.664t, 则4个月内油气回收率为41.664/125.2×100%=33.28%。

由此可以看出此次QC活动顺利完成提高油气回收率至30%的课题目标 (图8) 。

9.2 经济效益分析

2014 年8~11 月油气损耗量为125.2t, 油气回收率由9.3%提升至33.28%。 则4 个月内油气回收量增加125.2× (33.28%-9.3%) =30.02t, 若以5 000元/t油计算, 则4 个月内实现经济效益30.02t×5 000元/t=15.01 万元。 去除改造费用后, 4 个月内累计实现经济效益13.62 万元 (表10) 。

9.3 社会效益分析

1) 节约油气资源———通过应用自制的螺栓卡扣进行装车, 有效地减少了油气资源的挥发。

2) 提高装车过程安全性———罐车周围油气浓度的降低提供了更为安全的装车环境。

3) 减少对环境的污染———降低油气资源在大气中的排放量, 减小对环境的污染。

4) 有益于员工身心健康———空气中油气浓度的下降使装车班的员工直接受益。

10 巩固措施

1) 修订操作规程, 明确集气帽紧固内容, 并严格考核。

2) 开展新操作规程的培训。

3) 持续监测橡胶密封圈老化情况, 每半年进行一次全面检查, 对老化的密封圈及时更换。

4) 持续开展油气回收量统计, 继续做好罐车挥发量及油气回收量的相关统计工作。

11 总结和今后的打算

11.1 本次QC活动总结

通过本次活动, 小组顺利完成了提高油气回收率这一目标, 节约了油气资源, 减少了环境污染, 提高了装车安全性; 小组成员在活动中提高了创新能力和分析问题的能力, 增强了QC知识和团队精神。

11.2 小组下次活动计划

油气回收系统应用效果分析 篇8

中国石油西北销售陕西分公司咸阳油库位于咸阳市东郊石油化工工业园区, 东临机场环城高速, 距咸阳机场11公里, 距西安市区约35公里, 南邻长庆油田公司靖咸输油管道咸阳末站。油库占地面积110亩, 总库容18万立方米, 为国家一级油库。油库主要生产设施:18万方储油罐, 其中汽油储罐6具、柴油储罐8具;公路发油岛11个、共20个鹤位;油库年发油能力300万吨, 吞吐能力400万吨, 日发运各类油品5000余吨, 年周转次数15次以上。

2010年10月, 为使咸阳油库油气达到集中排放, 西北销售陕西分公司进行油气回收系统项目建设, 2011年3月1日一次性投运成功。咸阳油库油气回收系统经过前期广泛论证, 采用活性炭干式吸附法进行油气回收, 利用干式真空泵对油气进行吸取、压缩, 经汽油喷淋与高浓度油气混合达到回收效果, 全程自动化控制, 由PLC智能监控, 可自检气密性、温度、压力、流量、真空泵运行状况及排放浓度等系统参数, 系统整体运行完全实现无人值守。吸附法较目前油气回收其它三种主要的方法——吸收法、冷凝法、膜分离法相比其优点是投资少、油气处理效率高 (99%以上) 、耗能少、处理后的尾气排放浓度低 (小于10mg/L, 国家标准为小于25m g/L) 等。但吸附法也存在着进行吸附时, 活性碳床容易产生热点导致碳床温度过高导致自燃, 同时油气中具有苯类物质容易使活性炭失活, 失活后的活性碳容易对环境造成二次污染, 给后期处理造成困难。

2 基本原理

吸附法的原理是将装油过程中产生的汽油油气, 通过活性炭吸附剂床层, 利用活性炭对油气中烃类组分的强吸附作用, 使得油气中的烃类组分被活性炭吸附, 剩余的浓度极低的油气从排气管排入大气, 整个吸附过程在常温常压下进行。活性碳吸附油气达到一定的饱和度后, 进行抽真空减压再生, 再生过程中脱附出的油气最后再利用液体汽油进行吸收, 吸收后的贫气再返回到吸附过程和再生过程进行再次吸附和吸收。

3 系统工艺流程说明

干式吸附法油气回收系统工艺流程共分为吸附、脱附、吸收三个处理阶段, 具体介绍如下:

3.1 吸附阶段

在进行汽油下装发油作业时, 来自汽车油罐车内产生的油气通过油气回收软管, 汇集至发油台顶棚的集气管线, 集气管线再连接至油气回收装置中的集液罐, 经集液罐分离出油气中的游离液滴后, 进入活性炭吸附塔V200 (V300) , 油气中的烃类组分被活性炭吸附在孔隙中, 空气则透过炭层。达到排放要求的尾气由吸附塔顶部的排放管排放至大气。

3.2 脱附阶段

当吸附塔V200 (V300) 中烃类吸附量达到一定值, 或碳床吸附饱和时, 通过PLC程序控制系统按照预先设定的值, 自动切换至另一炭吸附塔V300 (V200) 进行吸附工作, 而吸附塔V200 (V300) 转入再生阶段, 由解吸真空泵对其抽真空减压至-28mm Hg, 吸附在活性炭孔隙中的烃类被脱附出来。

3.3 吸收阶段

脱附出来的高浓度油气 (富气) 进入真空泵后, 与工作液及部分凝结的液态汽油在真空泵出口分离器中分离。自真空泵出口分离器分离出来的油气 (富气) 送至吸收塔下部, 与来自油罐的自上而下的喷淋汽油在吸收塔中充分接触, 高浓度的油气被汽油吸收。在吸收塔未被吸收的少量低浓度油气, 一部分送入真空泵入口管线进行循环吸收, 一部分则从吸收塔顶部再引至吸附塔前油气总管, 送入吸附塔进行循环吸附。在吸收塔中吸收后的液态汽油最后被回流泵送入汽油罐内。

4 系统运行情况分析

油气回收系统自2011年3月份建成投运以来, 基本处于平稳运行状态。其间出现过一次长时间停机, 原因是由于供油管线上的电动阀被烧, 造成系统不能启动。此后出现的一些小故障, 经油库工作人员现场排除, 保证了系统正常平稳的运行。常见故障包括如下几个方面 (如表1所示) :

5 实际取得的经济效益

5.1 油气回收量

油气回收系统自3月1日正式投运至6月1日, 总共运行92天, 共发93#汽油11.07万吨, 共回收油气15.463吨。

回油流量质累-供油流量质累=回收油气质量

93#汽油目前批发价大约为9345元/吨计算得:

15.463×9345元/吨=14.45万元

5.2 耗电量

设备运行功率×运行时间×电费=耗电量

27kW×10小时×92天=24840kWh

24840k Wh×0.8元/k Wh=1.99万元

5.3 总效益

14.45万元-1.99万元=12.46万元

经过计算油气回收装置自投产以来产生效益12.46万元。

6 社会效益

油气回收系统投运后, 陕西分公司咸阳油库处理后的油气排放浓度由原来的150mg/l降为低于10mg/l, 远远低于国家的排放标准25m g/l, 大大降低了作业现场油气浓度, 降低了风险事故的发生, 改善了员工的工作环境, 保证了员工的身体健康, 保护了自然环境, 具有很高的社会效益。

摘要：中国石油西北销售陕西分公司咸阳油库位于咸阳市东郊石油化工工业园区, 总库容18万立方米, 油库年发油能力300万吨, 吞吐能力400万吨, 日发运各类油品5000余吨, 年周转次数15次以上。2010年10月, 西北销售陕西分公司进行油气回收系统项目建设, 次年3月1日一次性投运成功。投运后, 油库处理后的油气排放浓度远低于国家的排放标准, 降低了作业现场油气浓度, 具有很高的社会效益。

油气回收装置 篇9

1. 安全生产的需要

虽然油库、加油站因油气挥发而造成的的火灾案例并不多见, 但仍然是重大的安全隐患。

膜法油气回收系统对加油站的油罐和管路进行全封闭处理, 经过膜组件分离后排入大气的油气浓度不超过35 g/m3左右, 可达到欧洲94/63/EC标准, 彻底杜绝了加油站油气挥发所带来的消防隐患。

下面是火灾事故的统计图:

从统计图中我们可以看出油库装卸区的油气挥发造成的火灾事故发生概率最高。可见在油库装卸区加装油气回收系统对安全生产管理是非常重要的。

在《汽车加油加气站设计与施工规范》中指出, 如加油站安装油气回收系统设备, 汽油罐加油机及其通气管口的防火距离可以相应减少20%~30%。

新投建的加油站安装了油气回收系统后, 将大大减少占地面积, 从而可以节省一笔可观的资金。

2。油气挥发损失

经济的高速增长和汽车保有量的快速攀升, 中国的石油能源供应日趋紧张, 对国外原油进口的依赖性日益增大。国际形势的变化将直接影响国内的石油供应, 甚至导致油价的大幅上涨。另外, 酝酿中的费改税改革可能会导致油价的大幅上涨。

有资料显示, 2003年仅油气挥发一项造成的经济损失就高达13亿人民币。以一个年加油量为6000吨的加油站为例, 一年的油气挥发率为千分之六以上。按照目前汽油5000元/吨价计算, 一年损失的总金额就达18万多元。这还没把油价可能继续上涨的因素考虑进来。

另外油气挥发造成油品质量下降。油品蒸发损耗的是其较轻的组分, 随着轻镏分蒸发, 汽油的初馏点升高, 蒸气压下降, 启动性能变差, 辛烷值降低。据有关资料介绍, 航空汽油在其损耗率达到1.2%时, 起初馏点升高3℃, 蒸气压下降20%, 辛烷值下降0.5个单位。

3。环保问题

在加油站的卸油和加油过程中, 会导致大量的油气排放。油气主要成分有丁烷、戊烷、苯、二甲苯、乙基苯等, 多属致癌物质。油气被紫外线照射以后, 会与空气中其他气体发生一系列光化学反应, 形成毒性更大的污染物。同时对油站周边的大气环境造成严重的污染。

虽然少数加油站已试验安装了油气回收装置, 但所安装的平衡装置只能抽回加油站在为汽车加油时产生油气的85%左右, 而且抽回的油气在压力及温度的作用下大多又通过呼吸管道重新排入大气。

4。油气回收前后的数据对比

气源为加油过程排放出的汽油蒸汽, 浓度为40 Vol%, 原料气经装置回收后, 可使尾气排放浓度降至1.4 Vol%, 前后数据对比如下表:

5。膜法回收系统跟其它系统的比较

见表1

注:间歇操作是指设备可根据需要进行间断性的开/停车。

6. 膜法油气回收系统的优点

(1) 广泛的适用性, 适用于各种规模的加油站、油库、炼油厂的安装及改造, 小型设备无须停产安装。

(2) 较长的使用寿命, 膜组件为5~10年, 主机如保养、维护得当使用寿命将更长。

(3) 占地面积小、安全性高、回收率高、运行费用低。

(4) 操作简单, 无须专人维修保养。

(5) 根据用户不同的处理量选择不同规格的膜组件。

7. 膜法回收系统的安装与维护

膜法油气回收系统按照模块化设计。油库在施工前只需根据系统设计要求预留管道接口, 设备到位后基本可以在15天之内完成安装调试。

8. 经济效益分析

年加油量为10000吨的加油站

以3‰的回收率计算:

10000吨x 0.003 (回收率) x 5000元/吨 (汽油单价) =15万/年

年运行费用10000元, 一年内即可收回投资。

二膜法油气回收的原理

1.膜材料和膜组件的介绍

膜分离技术的基本原理是利用了高分子膜对油气的优先透过性的特点, 让油气/空气的混合气在一定的压差推动下经膜的“过滤作用”使混合气中的油气优先透过膜得以“脱除”回收, 而空气则被选择性的截留。膜片为复合结构, 由三层不同的材料构成。表层为致密的硅橡胶层, 很薄, 厚度小于1微米, 起分离作用。中间层的材料为聚丙烯腈, 最下层为无纺布, 这两层结构疏松, 主要起支撑作用, 以增强膜片的机械强度。

目前德国G K S S的膜组件是专门为油气回收过程而设计, 与传统的卷式和中空纤维式膜组件相比, 更加安全可靠。其组件是由数十个近似圆环状的膜袋并排套封在一个开孔的中心管上, 然后装入桶状容器中而制成。膜袋是由两张膜片中间夹上格网, 然后在膜袋中间开孔, 四周密封而制成。这样的设计使膜的渗透侧流道变短, 流速可调, 一方面减少了压力损失, 另一方面也可防止膜内产生静电, 消除了爆炸的可能性。