油气回收改造

油气回收改造（共11篇）

油气回收改造 篇1

一、概述

随着经济持续快速的发展, 人民生活水平的提高, 中国汽车保有量特别是家庭用轿车数量快速增长, 对成品油的需求不断扩大。但油料周转过程中不仅产生损耗, 油气排放到大气中还会造成大气污染。油料经油库、油罐车、加油站、加油机到用户车上, 装油次数和卸油次数都不少于3次, 由此造成的损耗超过了0.4%。从全国考虑, 每年至少排放油气1.45×108m3, 造成2.9×1011m3大气污染[1]。

通常1 L汽油能挥发形成100-400 L体积的油气, 可扩散到很大的空间。汽油蒸发所产生的油气有很大的危害, 具体表现在如下几方面:

1.油料挥发产生的油气为易燃易爆物质, 与空气混合后形成可爆炸性气体 (如果烃浓度在1%-7%之间, 则处于爆炸范围) , 它们沉聚在低洼地或管沟内, 一遇明火即刻发生可怕的爆炸事故, 并引发火灾, 给油品贮存环节造成重大生命和财产损失。

2.油气的主要成分是气相烃类, 有毒, 人吸入后会引起急性或慢性中毒。这些烃类可危害人的呼吸系统、神经中枢系统以及造血系统。由于重度大于空气, 可长期漂浮在地面上, 对环境和人体健康造成严重影响。油气还是形成PM2.5导致灰霾天气、产生城市光化学烟雾及其它多种环境问题的一个重要因素。

3.浪费能源, 造成严重的经济损失。珠三角地区温度高, 汽油储、运、销过程中的蒸发损耗大, 排放损耗因子为0.99%, 即每消耗1 t汽油排放9.9 kg油气。

据统计, 南海区09年汽油消耗量达33.35万吨以上, 按照排放损耗因子0.99%估算, 南海区每年排入大气的油气达3300吨。随着南海区汽车保有量的增加, 南海区油气排放量将进一步加大, 既造成了大气环境污染, 又浪费了宝贵的油品资源, 也带来了潜在的安全问题。

为此, 国家环保部及各地方政府相继出台政策, 要求成品油销售企业进行油气回收改造。国家强制性标准《加油站大气污染物排放标准》 (GB20952-2007) 2008年5月1日已在京津冀加油站实施, 长三角、珠三角地区则在2010年1月1日开始实施。

二、南海区加油站油气回收改造实施情况

1.改造时间与范围

南海区现有备案加油站173家, 其中21家加油站因道路扩建或重新规划布点等因素已停业, 余下152家加油站按广东省文件要求全部于2010年9月30日前完成了油气回收施工改造。152家加油站共计1848支汽油加油枪, 发油量约为30万吨每年。

2.改造实施措施

加油站油气回收系统由两级油气回收系统和末端油气回收系统组成。一级油气回收系统是收集油罐车向地下油罐卸油时产生的油气;二级油气回收系统是收集加油枪给车辆加油过程中产生的油气;末端油气回收系统是将收集的油气转化为油[2]。油气回收实际上也就是将卸油、加油时产生的油气通过密闭收集, 最后变回汽油的过程。

(1) 一级油气回收系统

一级油气回收系统, 即油罐车通过卸油口将油卸入储油罐中, 在油罐车卸油的同时, 排出的汽油油气通过专门排气口回收到油罐车, 在此过程中形成一个密闭循环式卸油和油气回收过程。配合油罐车的改造, 加油站对每一个汽油储油罐敷设回气管线、手动阀、快速接头, 采取密闭措施, 形成一个回气管路, 确保油罐车卸油时均可将油气充分回收。同时, 加油站卸油口与一次油气回收管接口按照DN100的规格设置截留阀、密封式快速接头和帽盖。必须注意阀门的选型、安装, 杜绝阀门处于不正常开闭状态, 避免密封装置受到磨损和老化, 造成油气泄漏于卸油槽内并大量积聚, 而形成爆炸危险区和重大安全隐患。

(2) 二级油气回收系统

二级油气回收系统主要是改造加油枪, 将原来单向加油管路改为双向带回气的管路[3], 也就是油品走同轴软管的外层, 回收的油气走同轴软管的内层。加油枪枪头四周设有小孔并与同轴软管内层相通, 内层又连真空泵。加油时油气受到抽吸作用进入油气分离器被回收, 再经油气回收管路按一定的坡度回收到低标号汽油储油罐中, 在此过程形成一个密闭循环式加油和油气回收过程。汽油加油机必须采用带回气管的油气回收型加油枪, 加装油气分离接头、拉断阀。油气回收装置分为集中式和分散式两种形式。前者一台真空泵配多只枪, 真空泵集中布置在罐区;后者一只枪或两只枪配一台真空泵, 真空泵就布置在加油机内。南海区中石化加油站多采用分散式回收装置, 但其他加油站有不少是采用集中式装置的。集中式真空泵如果出现故障, 多只加油枪同时受到影响, 从这一点看分散式可靠性更高一些。密闭储油方式需按照不小于1%的坡度埋设回气管线, 回收的油气进入低标号的汽油储油罐中, 若加油机距离地下油罐较远或者油罐埋深不够时, 回油管路就没有足够的坡度让油回流, 这种情况下可在罐区附近设置集油井, 再配上虹吸阀, 油品就能自动回流了。另外, 为防止回油导致油罐内液位超限, 应当在罐内安装可报警的液位仪。

(3) 末端油气回收系统

末端油气回收系统需要改造油罐通气管。由于改造难度相对较大, 而且我国目前并未严格要求必须配置末端油气回收系统, 从改造投入、后期维护等角度考虑, 全国大部分油站也未实施末端油气回收系统。鉴于将来可能需要, 我区加油站预留了末端油气回收装置接口。

3.验收检测项目

GB20952-2007第4.3节规定了加油站油气回收系统的气液比、密闭性和液阻的限值要求, 所有项目必须检测合格, 才能接受验收。具体说明如下:

(1) 气液比

该项目主要是为了检验加油枪的油气回收效果。由于在用加油枪类型较多, 真空泵安装后是否匹配就需要通过气液比检测来确定。GB20952-2007第4.3.3条规定, 各种加油油气回收系统的气液比应在1.0~1.2范围内。如果符合标准要求, 那么油气回收效率应在90%以上。气液比的控制取决于回收型加油枪的气液比调节阀设备技术, 我区加油站多采用Heally或ZVA品牌进口回收型加油枪, 基本满足气液比控制要求。

(2) 密闭性

密闭性是油气回收系统在一定压力状态下的密闭程度。这也是系统中最重要的部分, 如果密闭性达不到要求, 等同于油气回收系统发挥不了效果。由于密封点非常多, 要达标并不太容易。其中法兰盖、人工量油口、液位仪接口、扩口连接部位等都是容易泄漏的地方, 需要重点检查。另外, 真空压力阀也可能因故不能正常工作而影响系统密封性。检测时应先确定管道上的球阀是否关闭, 然后再利用氮气冲压到550Pa。压力稳定5min后观察压力值变化, 与GB20952-2007第4.3.2条表2数值对比就能确定密闭性是否达标了。

(3) 液阻

检测液阻可以检验加油机与地下油罐之间管线通畅情况, 如果管线坡度不够等问题存在, 管线中的汽油就会积聚而使液阻增大, 这就会导致油气回收效率下降甚至油气完全无法回收。在实际使用过程中, 车辆超载会引起地面沉降, 可能造成管线局部低凹, 引起汽油积聚而使液阻增加[4]。管线中存在集油井时, 也可能因为油液高度超过管口而使液阻增加。上述情况都需要特别留意。检测时先开启氮气, 调节压力到35k Pa, 再分别按照GB20952-2007第4.3.1条表1流量检测压力, 以此判断是否达标。

4.政府资金补助

油气回收改造包括管线改造及设备更新, 加上停业改造期间的成本, 这对一般加油站来说是一笔不小的投入。为响应国际节能减排政策, 推动企业进行油气回收改造的积极性, 共同改善我区环境空气质量, 保护市民的安全和健康, 我区政府规定实施二次油气回收治理改造工程, 治理后满足《加油站大气污染物排放标准》 (GB20952-2007) 的, 加油站可获得财政资金补助, 补助标准为每条汽油回收型加油枪给予0.6万元补助。我区152座加油站完成油气回收改造并通过验收, 共1848条汽油回收型加油枪, 企业投资共约3600万元, 政府发放资金补助共1108.8万元, 补助额占投资额约为30%。在油气回收改造综合治理工作全面完成后, 南海区90%的油气将被回收利用, 保守估计回收量达2970吨, 减少直接经济损失1800万元/年。

三、应用中遇到的问题及对策

在加油站油气回收系统的实际应用中, 在加油站汽油接卸油作业环节, 员工操作不够熟悉, 操作失误, 导致一级油气回收效果不理想。我们要求加油站加强管理, 在卸油区明确标识卸油规程, 加油工需严格按照操作规程, 规范操作。如发现汽油罐车无安装油气回收设备, 应拒绝进行卸油。同时应检查汽油罐车的油气回收软管规格、接头等是否符合要求, 密封圈是否完好, 这些情况是比较容易忽视, 需注意。在油气回收系统应用过程中, 油气回收型加油枪的故障率最高, 而辅助真空泵、气液比调节阀及反向同轴油气回收胶管故障率紧随其后。加油枪的油、气管路之间的密封最容易出现问题。气液比调节阀容易受到灰尘、杂质影响而出故障。如果油箱已满, 继续加油易出问题。辅助真空泵吸入油液后也会增加负荷, 使泵排气能力下降。油气回收型加油枪与普通油枪在结构上差别很大, 内部结构较为复杂和“脆弱”, 因此使用过程中不能碰撞和敲击。加油时杜绝强迫加油, 加油后应把枪管内的残油甩出, 油枪挂好完成加油动作。

四、展望

针对加油站油气回收设备故障率较高, 导致密闭性、液阻或气液比超标, 影响油气回收效果, 且常规的周期性油气回收监测不能及时发现的问题, 我们建议下阶段大力推进加油站安装油气回收在线监测系统, 监测油气回收系统的实时工况。运用在线的监测手段和设备, 长期连续不断地监测油气回收装置的运行状态, 有效减少油气排放。

油气回收工程是系统性工程, 除了对加油站的改造要求外, 对汽油运输罐车及汽油储油库也有严格的要求。为确保油气回收能有效运行, 必须对实施油气回收改造后的油罐车和储油库加强监督管理和技术指导。随着环保技术的不断进步, 油气回收设备的投入和监管措施的加强, 深信油气污染将得以有效控制, 切实保障环境空气质量。

摘要：介绍南海区加油站油气回收改造实施情况, 分析油气回收应用中遇到的突出问题及对策, 为各地开展实施加油站油气回收措施提供参考。

关键词：加油站,油气回收,改造措施

参考文献

[1]黄维秋, 吕艳丽, 白娟, 等.加油站油气回收实施方案[J].中外能源, 2009, 14 (12) :98-103.

[2]徐炜.浅谈加油站油气回收系统原理、检测以及检测中遇到的问题[J].计量与检测技术, 2013, 40 (10) :50-51.

[3]那忠庆, 赖军.加油站油气回收系统[J].油气田地面工程, 2012, 31 (2) :75.

[4]张闻锋.加油站油气回收系统应用过程的故障分析[J].石油库与加油站, 2012, 21 (1) :21-25.

油气回收改造 篇2

工程技术规范

(讨论稿)

编制单位： 中国石化河南石油分公司 编制时间： 二〇一四年三月十九日

目 次 总则〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 2 主要规范性引用文件〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 3 基本控制指标〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃2 4 项目设计要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.1 卸油油气回收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.2 加油油气回收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃3 4.3 油罐及管道〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃4 5 工程施工要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.1 基本要求〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.2 管道施工〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃5 5.3 加油机改造〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 5.4 土建和电气工程〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 6 检验与验收要点〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 6.1 施工过程检验〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃6 6.2 竣工验收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃7 6.3 环保验收〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃〃8

3.4 汽油通气管管口呼吸阀（P/V阀）工作正压2kPa～3kPa，工作负压1.5kPa～2kPa。

3.5 需要安装油气排放处理装置的加油站，油气排放浓度应小于等于25g/m³，排放浓度每年至少检测1次，检测方法见《加油站大气污染物排放标准》附录D。项目设计要点

4.1 卸油油气回收

4.1.1 汽油罐可共用一根卸油油气回收主管，管径宜为DN100，且不应小于DN80。现有加油站已采取卸油油气回收措施但接口尺寸不符的可采用变径连接。

4.1.2 汽油卸油油气回收连通软管管径宜为DN100，应采用导静电耐油软管。

4.1.3 卸油油气回收管道的接口宜采用自闭式快速接头；采用非自闭式快速接头时，应在靠近快速接头的连接管道上装设阀门。采用卸油手孔时，卸油油气回收管道的接口应采用自闭式快速接头。

4.1.4 卸油油气回收管道采取适当措施保证管道坡向油罐敷设，坡度不应小于1%。

4.2 加油油气回收

4.2.1 多台汽油加油机可共用1根油气回收主管，管径宜采用DN80，且不应小于DN50。

4.2.2 埋地油气回收管道可采取管沟或直接埋地敷设方式，并采取适当措施保证管道坡向油罐敷设，且坡度不小于1%。

10钢管。工程施工要点

5.1 基本要求

5.1.1 对现有加油站进行油气回收系统改造时，涉及动火、动电和在受限空间作业等，应严格遵守《石油化工施工安全技术规程》（SH3505-1999）有关规定。

5.1.2 施工前，业主方应组织设计、施工、监理等相关方对施工图纸进行会审并进行现场核对、确认。

5.2 管道施工

5.2.1 埋地敷设管道开槽时应对槽底按设计要求坡度找平。

5.2.2 与油罐相连通的所有管道均应坡向油罐。油气回收管道和油罐通气管横管的坡度不应小于1%，卸油管道坡度不应小于2‰。

5.2.3 当管线坡度无法满足上述要求时，可在油气回收管道上加装收集罐，且管道坡向集液罐坡度不应小于1%。收集罐宜靠近油罐设置，有效容积应能满足液阻要求。

5.2.4 管道焊缝外观应成型良好，与母材圆滑过度，宽度以每侧盖过坡口2mm为宜。

5.2.5 管道系统试压合格后，应用清净水或空气按规定进行冲洗或吹扫。

5.2.6 管道系统应以设计压力进行严密性试验，试验介质应为压缩空气或氮气。

5.2.7 管道外表面防腐应执行《钢质管道外腐蚀控制规

气站设计与施工规范》规定的坡度要求。

6.1.2 管道焊接接头表面不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在，管道焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，连续咬肉长度不应大于100mm，且焊缝两侧咬肉总长不应大于焊缝全长的10%，焊缝表面不得低于管道表面，焊缝余高不应大于2mm。

6.1.3 设备和管道的防腐要求应符合设计文件的规定要求。

6.1.4 管道进行无损检测，缺陷等级评定执行《压力容器无损检测》JB4730的规定。

6.1.5 法兰、阀门等管件连接良好无泄漏，设备处于完好受控状态。

6.1.6 管道系统安装完成后，应按照石油化工管道验收要求进行压力和严密性试验，确保合格。压力试验过程中若有泄漏，不得带压处理，缺陷消除后应重新试压，测试过程和测试结果应保存完成的影像文字记录。

6.1.7 施工完成后，承包商应组织进行油气回收系统气液比、密闭性压力测试和管道液阻测试，确保合格。测试过程和测试结果要求保存完成的影像文字记录。

6.1.8 工程竣工后应绘制竣工图，明确标注油气回收管道、电源线、信号线等线路的走向、埋深、长度及与相邻建（构）筑物的距离。

6.2 竣工验收

竣工验收由业主方组织，设计单位、监理单位、承包商和供应商等单位参加，主要验收要求如下。

简述加油站油气回收与安全环保 篇3

【关键词】加油站；油气回收；安全环保

一、当前加油机构油气回收系统存在的问题

1.系统的回路不完善 油气回收的首要步骤，是在进行到卸油环节时，借助密闭的管道，及时对地下油罐中经由置换所得到的油气及进行收集，并送人进油罐车的储存罐内，由油罐车运出加油站。但是依据相关的调查结果来看，许多驾驶员都并未落实这一环节，而是在偏远地区将油气放掉。就相关负责人的说法来看，这种行为日的是将油气运回油库进行回收。但实际上许多加油机构的油库，日前都还并不具备油气回收处理的专业设备，而且多数已经具备的回收处理系统，也根本无法做到稳定、正常的运行。因此，在油库不能够进行液化处理的情况下，运回油库的油气就只能进行排放处理。

2.运油的设备存在问题

这样的问题，主要是由因油罐军内部的附件设备整体状态不稳定、密封也不严密所导致的问题，也是在运油过程中最容易被轻视的问题。油罐车内部的安全阀门、大盖、量油口、连接油气管路的胶管以及罐体等区域都很可能存在漏油点，无法做到完全的密闭。随着油罐车在路上快速行驶，不断涌向油罐内部泄漏点的外界气流会使油气泄露出去。

3.加油的设备存在问题

油气回收的第二部，是要将车辆在加油过程当中所排出的油气安全输送到埋于地底的油罐内部。许多供应商都一直在试图说明自身研发出的回收枪能够有效对加油时的油气排放进行控制，以保证加油场地内不存在无空气污染，且能够节省能源，达到二次利用的效果。但实际的情况则是：其一，油气回收枪并不具备如此高的收集率。其二，由于气液比较大，多出来的空气反而会将地下油罐内部的油气挤出来，进而导致排放污染大幅增加。

二、油气回收的措施与环保方法

1.对回收系统的建设进行细化布局

最为理想的局面是，以某一个区域为单位，从炼油厂开始进行规划与决策、直到加油站的油气转换环节，都要进行合理的配置，这样一来不但使得油气回收的效率大幅提升，还保护了环境，避免了资源的浪费，减轻了企业的经济负担。但是，我国当前在推广油气回收环节的时候，依然缺乏详细的规划方案，比如许多企业会盲目的在建设油库时采用内浮顶罐。内浮顶盖的投资本就比同定顶罐要高，此外，由于油罐车从加油站运送回来的油气无法循环进入内浮顶罐，因此还必须要加装价格不菲的三次油气回收装置，不但浪费了资金，也完全无法提高油气的转换率。据调查结果来看，欧洲的许多国家在建设油库与炼油厂时，就已经事先考虑了油气的回收环节，采用了拱顶型的油罐，这种油罐能够有效提升油气的转换率，而且也十分节省成本，值得我国的企业借鉴。

2.不可盲日追求气液比与三次回收

业内的许多专家都普遍认为，当前在加油站内强硬的推行三次回收装置是一种对于资金的浪费。已经安装了二次油气回收装置的加油站，通过卸压阀所排放出来的油气本就已经微乎其微，许多欧洲国家对于这种程度的排放量都是完全忽略的。此外，如果气液比偏高，反而有可能会影响非甲烷總烃的排放。究其原因，在机动车油箱内回收的各类气体当中，油气的浓度最高也只能达到40%，其余的部分都是空气，如果能适度降低气液比，少抽一部分浓度较低的油气，相对从地底油罐当中渗出的高浓度油气来说，绝对排放量还能够有所减少。所以，欧盟标准所规定气液比一律为1：0.95-1.05，通过减少过量的空气吸人来达到降低卸压阀排放量的目标。

3.油气回收技术选择需谨慎

日前我国加油站油气回收通用的有4类工艺手法，即吸收法、吸附法、膜分离法以及冷凝法。但是许多企业领域与学术领域的人上，都有武断的否定或肯定某种技术的问题，对于同一种技术的特点也有完全不同的理解。例如对于冷凝技术进行分析时，有的专家认为其安全性是很高的，但也有专家认为其安全性并不高，甚至可以说很差。而针对吸附技术进行分析时，有的专家会认为这项技术的投资很大，但也有专家认为其投资并不是很大，所以这些技术在各项性能上始终都很难得到统一的评价。其实，无论在国外还是国内的加油站，这四项技术都在被广泛应用，其回收率是要依据油库情况、经营的规模，当地的气候情况、排放基准以及相匹配的回收系统的情况进行综合性的评价，无法以一代全。由于各类油气回收方案的控制效果各不相同，所以针对不同区域，也要依照不同的要求与排放基准来对油气回收进行规划。比如对于油气浓度偏高、车流量偏大且排放基准严格的加油点，可以采用多种基本工艺相互组合的方式来实现对于油气的高效回收，较为典型的组合方式包括吸收吸附结合法以及冷凝吸附结合法。

三、结语

我国加油站的油气回收系统，是社会绿色化发展进程当中的必然趋势，能够起到减少环境污染以及节约能源的作用。这种技术的推行，意味着我国的环保事业发展又向前迈进了一步，代表着我国正在逐步向绿色低碳社会迈进，特别是在油资源逐年紧缺的背景下，油气回收技术的开发与研究可以说是推动我国可持续发展的强同之策。

参考文献：

[1]谢英奋加油站的油气回收与安全环保[J].炼油技术与工程，2006，36（5）：53-56

[2]劳羡辉浅谈车辆加油站油气回收[J].广东化工，2004.3“31：18 19

[2]张龙加油站实施油气回收系统的重要性及应用[J].石油化工安全环保技术，2015（1）：41-43

吸收法油气回收技术 篇4

各类油品在储存和运输的过程中, 都会伴随有不同程度的蒸发损耗产生。蒸发损耗产生的废气主要成分是一些挥发性强的轻烃组分, 包括烷烃、烯烃、环烷烃和芳香烃等。油品的蒸发损耗会影响到油品质量, 同时也造成资源的浪费。若不采取一些控制措施, 而让蒸发产生的油气直接排入大气中, 不仅对大气环境造成污染, 影响空气质量, 也会对油品在生产、运输、储存的各个环节产生安全隐患。目前针对油气的蒸发损耗主要是采取回收处理措施, 比较常用的油气回收处理技术有吸收法、吸附法、冷凝法、膜分离法等[1]。吸收法油气处理技术是发展最早、应用最广的方法之一。

2 吸收法油气回收技术

吸收法处理油气属于物理吸收, 在吸收过程中油气中的各组分不与吸收剂发生化学反应, 而是利用油气中各组分在吸收剂中溶解度的不同, 从而将易溶于吸收剂的轻烃组分和难溶解的其他组分分离。吸收法油气回收技术可以分为常压常温吸收法和常压低温 (冷却) 吸收法两个典型的大类[2]。

常压常温吸收法选择在常压常温的条件下, 将油品储存、运输各环节产生的油气-空气混合废气在吸收塔内与吸收剂进行接触吸收从而回收或分离油气的方法。从吸收法油气回收的技术特点和经济角度考虑, 吸收塔设备宜选用填料塔。混合气在吸收塔内与吸收剂的接触方式宜采用逆流接触进行吸收, 即混合气从底部进入吸收塔内, 与从塔顶喷淋而下的吸收剂在填料表面进行接触吸收。常压常温吸收法回收装置可按吸收剂是否再生循环使用分为两类。一类是吸收剂可以再生循环使用, 即对吸收后的吸收剂进行解吸再生, 把油气解吸出来, 使吸收剂再生, 从而可以再次使用。这对吸收剂有较高的性能要求, 要有良好的再生性能;还有一类是吸收剂不循环使用, 吸收油气后的吸收剂返回炼油厂进行加工处理。由于吸收剂吸收后不再循环使用, 故其使用范围有所限制, 一般只适用于炼油厂中的油气回收。由于吸收油气后的吸收剂可以返回炼厂的装置进行加工处理, 所以整套吸收装置操作相对简单、成本较低 (图1) 。

常压低温 (冷却) 吸收法是先使用制冷装置将吸收剂降至较低的温度, 然后送到吸收塔对油气-空气混合气进行吸收分离。在该装置中吸收剂一般常用成品汽油, 直接回收油气。通常使用该方法处理油气, 吸收剂的温度要冷却到-30℃以下。此时对装置中各设备的使用材料及保温处理都有很高的要求。另外, 还要对废气进行预冷脱水和除霜以预防因其含有的水分结冰而使处理装置不能正常运转。相比常温常压吸收法, 该类设备投资大、操作费用高, 适用于一些要求较高的场合 (图2) 。

3 吸收法油气回收技术进展

吸收法油气回收工艺因其设计弹性大, 操作方便, 且投资少、运行成本低而在国内外有大量的研究及应用。

美国PG公司开发的一套吸收法油气回收装置, 是将油气—空气混合废气通入吸收塔底部, 与喷淋下来的吸收剂进行接触吸收。吸收后的吸收剂则通入解吸罐中进行加热解吸再生。再生后的吸收剂再次通入吸收塔, 循环使用, 而从富吸收剂中解吸出来的油气则被液化后回收利用。日本的CHITOSE&COMARUZEN Engineering Incorporation生产了一种使用SOVUR特殊吸收剂的吸收法油气回收装置。油气从底部进入吸收塔内, 在塔体内上升过程中与从吸收塔顶喷淋而下的特殊溶剂SOVUR液逆向接触而被吸收。吸收油气后的溶液由泵送至闪蒸罐。在闪蒸罐中, 富吸收剂在真空泵形成的高真空环境下发生闪蒸而将油气解吸出来, 解吸后的溶液再送入吸收塔顶部循环吸收油气[3]。

早在20世纪80年代, 我国就开始关注油品的蒸发损耗及发展油气回收技术。早期我国主要是从国外进口油气回收装置, 例如从日本引进的采用SOVUR特殊溶液作吸收剂的吸收法油气回收装置。随着我国不断加强的环保要求, 油品的储存运输在我国的迅速发展, 我国也开发出了一些特色鲜明、新颖的油气回收技术, 尤其是以吸收法为主的油气吸收技术有了很大的发展。长岭炼油厂开发的一套油气回收装置经过一系列改造后, 实现了所用设备和技术的完全国产化。该套装置采用高规整碳钢材质的孔板波纹填料作为吸收塔填料, 选用成品柴油作为吸收剂, 油气的回收效率可达到95%左右, 具有良好的经济和环境效益[4]。黄维秋等人开发了一套常温常压吸收法油气回收装置, 根据蒸发油气的特点, 配套开发了油气专用吸收剂AbsFOV-97, 该吸收剂对油气有良好的吸收效果。该套装置已成功应用于铁路轻油装车过程中对蒸发油气进行回收[5]。

4 吸收法油气回收技术展望

吸收法油气回收技术具有装置操作相对简单、成本较低等优点, 在油气回收领域得到了广泛的应用。但该方法也存在着一些不足之处, 如回收效率较低, 对吸收剂要求严格等。随着世界各国不断重视对环境的保护, 污染物的排放要求也更加严格。针对吸收法油气回收技术存在的不足, 该方法也开始往与其他方法相集成的方向发展。集成法油气回收技术结合了不同技术的优点, 具有更合理的处理方式, 更好的回收效率。例如, 吸收法与吸附法集成的油气回收工艺中油气先通过吸收剂进行吸收, 处理后的油气尾气再进行吸附处理。该集成工艺相比单一的吸收法具有更高的回收效率, 出口尾气中油气的浓度也大幅降低, 相比单一的吸附法又有更高的安全性, 可以应用于对排放尾气有较高要求的场合。

摘要：指出了油气回收技术在油品的生产、输运、储存等环节具有重要的意义, 吸收技术因其原理简单、效果良好、投资成本低在油气回收领域中有广泛的应用。详细阐述了常见的吸收法油气回收技术及其工艺, 概述了该方法的技术进展, 吸收法油气回收技术正往多工艺集成上发展。

关键词：油气回收,吸收法,技术进展

参考文献

[1]F.Heymes, P.M.Demoustier, F.Charbit, et al.A new efficient absorption liquid to treat exhaust air loaded with toluene[J].Chemical Engineering Journal, 2006, 115 (3) :225~231.

[2]黄维秋.油气蒸发排放及其控制技术的研究[D].南京:南京理工大学, 2004.

[3]于勇, 谢放华.石油产品装卸过程中的油气回收技术[J].化工环护, 2004, 24 (3) :194~198.

[4]乔海霞.油气回收系统存在问题及优化改进的可行性分析[J].河南化工, 2010, 27 (13) :50~52.

油气回收综合治理方案 篇5

一、工作目标

(一)对全县现存加油站、油罐车等油气设施进行油气回收综合治理。10月底，全县所有加油站、油罐车完成油气回收治理自主改造任务。20底，全县所有加油站、油罐车完成治理改造验收工作。

(二)自本方案实施起，新建、改建、扩建的加油站及新增油罐车必须安装油气回收设施，并经相关责任部门验收合格后方可投入运营。

二、工作步骤

全县油气回收综合治理工作分两个阶段进行。

(一)自主改造阶段(年4月—2014年10月底)

在对全县加油站、油罐车基本情况进行摸底调查的基础上，指导帮助各加油站点和油罐车主自主进行油气回收治理改造。要本着先国营、后民营和因地制宜、先易后难的原则，分期分批指导县内加油站点及油罐车主进行自主治理改造。各油品经营单位应按照一站(车)一案的原则，逐站(车)向县环保部门上报治理改造技术方案和施工设计图，并在期限内自主完成治理改造。加油站油气回收治理工作要按照设计、备案、施工、企业申请验收、环保部门监测的流程实施。县商务局、县环保局要会同有关部门加强对加油站油气回收改造工作的督促指导;县交通运输局要会同有关部门加强对油罐车油气回收改造的督促指导工作。

(二)检查验收阶段(2014年11月—2014年12月底)

加油站、油罐车治理改造验收工作，要严格按照国家《加油站大气污染物排放标准》、《储油库大气污染物排放标准》、《汽油运输大气污染物排放标准》及《储油库、加油站大气污染治理项目验收检测技术规范》有关规定要求进行。加油站及油罐车完成油气回收治理后，各经营单位要向环保部门提交监测申请，监测达标后由县商务局和县环保局组织消防、安监、质监等部门统一现场验收。

三、工作要求

(一)在油气回收治理工程设计、设备供应及施工安装等环节，遵循市场化原则，政府部门不推荐、不介入，经营单位自主选择符合国家标准要求的设计单位、设备供应商及施工建设单位，并按相关法律法规的规定程序组织实施。其中，油气排放污染治理设备需通过具备相应资质的认证机构认证。油气排放污染治理设计需具备石油化工医药行业(石油及化工产品储运)专业资质，施工单位需具备石油化工设备管道安装资质。油罐车经营单位在实施油罐车油气回收改造时，应选择列入国家发展和改革委员会发布的《车辆生产企业及产品公告》内具有生产油罐车资质的厂家。

(二)加油站和油罐车的油气回收治理改造工程必须在不影响全县油品稳定有序供应的前提下，有计划地分期分批实施，按时保质完成，避免因改造工作安排不当而对社会和经济发展的正常用油造成影响。

(三)加油站完成油气回收治理工作后，要经过防爆电气检验、计量检测合格后方可投入使用;油罐车完成油气回收治理后，需经过机动车安全性能检验、计量检测、罐体检测合格后方可上路行驶。

(四)加装油气回收装置(系统)不得影响税务、计量、消防、车辆安全等性能，所有涉及税务、计量、消防(包括安全距离)、建设、规划、安全运输、安全生产等问题的，按国家现行有关法律法规的规定进行。

(五)已建加油站未按期完成油气治理任务或排放不达标的，商务、环保部门依法实施处罚，商务部门不予通过相关成品油资质年度审核;未经检验合格的.油罐车，交通运输、公安部门不予通过油罐车年度审验。新建加油站未配套建设油气回收系统，未经环保部门验收的，商务部门不予通过成品油零售经营资质审核;新登记油罐车未配套建设油气回收系统的，公安部门不予办理车辆登记。

(六)中石化、中石油、壳牌分公司等要按照相关要求制定油气回收治理计划和方案，落实资金，落实专人负责组织实施油气回收治理工作，合理安排改造计划和施工进度。将本系统工作计划和方案报县商务局、县环保局备案。

四、职责分工

成立县油气回收治理工作领导小组，县政府副县长董志毅任组长，县政府办公室联系商务工作的副主任、商务局局长、环保局局长、交通运输局局长任副组长，成员由商务局、环保局、交通运输局、公安局、公安消防大队、安监局、质监局、财政局主管负责同志组成。领导小组办公室设在商务局，办公室主任由商务局主管副局长担任。

商务局：负责做好油气回收综合治理工作领导小组办公室日常工作;负责全县加油站的摸底调查工作;负责组织实施加油站油气回收治理和验收;负责全县加油站治理改造时间的统筹安排，确保供油平稳;会同环保、交通运输等部门做好油气回收综合治理的宣传引导和联合执法。

环保局：负责制定加油站油气回收治理验收标准;组织有关部门对全县加油站及油罐车油气回收治理方案进行审查;负责全县加油站、油罐车治理后的环保监测工作;会同县商务局组织油气回收治理工作验收，对已完成治理任务的加油站、油罐车加强日常监督，保证治理设施正常运行、达标排放。

交通运输局：负责全县油罐车的摸底调查工作;负责组织实施油罐车油气回收综合治理和验收工作。

公安局：负责在油罐车注册登记的年审中，进行机动车安全性能检测，检测合格后发放机动车安全性能检测合格凭证。

消防大队：负责对全县加油站、油罐车油气回收治理改造工程中涉及到的消防设计进行审批和监管。加强对施工单位的消防安全监督检查。

安监局：负责统筹全县加油站、油罐车油气回收综合治理工程的安全审查、安全监管、验收工作。做好加油站施工和安全生产监督。

质监局：负责全县加油站、油罐车改造后加油设备的计量检定、校准、油罐车罐体检测、验收工作。

财政局：负责全县油气回收综合治理工作上级政策补助资金的拨付和监督。

五、保障措施

(一)加强组织领导。县油气回收综合治理工作领导小组将定期召开会议，听取油气回收综合治理工作进展，协调解决相关问题;领导小组各成员单位按照“组织有序，部门联动，安全推进”的原则，齐抓共管，协同合作;县商务局作为油气回收综合治理工作牵头单位，要定期召开联席会议，确认改造进度，及时发现并解决工作中发现的问题，确保工作推进平稳有序。

(二)强化协同推进。商务、环保、交通运输、安监、质监、公安、消防等部门要落实专人负责，为油气回收治理审查、监测、验收等工作建立“绿色通道”，简化手续，提高效率。组织开展油气回收相关技术培训和服务。

(三)严格考核奖惩。县油气回收综合治理领导小组将按照时间节点对各成员单位治理工作完成情况进行验收考核，考核结果经县政府同意后，提交组织部门，按照有关规定，作为对领导班子和领导干部综合考核评价的依据。

油气回收改造 篇6

【关键词】石油化工；蒸汽凝结水；回收系统；疏水器

蒸汽作为一种热媒是石油化工领域的理想动力能源，普遍应用于采暖、换热工艺及系统伴热，不仅能够在冬季为厂区生产提供充足的供热及采暖，而且无论是作为伴热气还是解冻气均是解决装置冻堵问题的有效措施。由此可见，提高蒸汽使用效能对于保障安全平稳生产，实现企业节能降耗具有十分重要的作用，而回收蒸汽经换热后产生的凝结水就是提高蒸汽使用效能最主要的途径。

一、蒸汽凝结水系统节能改造的必要性

蒸汽作为天然气初加工等石油化工企业重要的加热介质，经换热后会产生大量近乎同温同压的饱和凝结水，此类凝结水具备如下两个突出特征：

一是蒸汽凝结水温度相对较高且饱含可达蒸汽全部热量20%至30%的高品位热能，同时蒸汽凝结水所含热量与温度和压力呈正相关，蒸汽温度和压力越高，饱和凝结水的温度和压力也就越高，所含热量也就越多，倘若被排放掉，势必会造成大量热能资源的浪费，而这部分热能若可以充分回收利用，则能够为石油化工装置伴热和解冻提供能源，实现节能降耗。二是蒸汽凝结水由于是释放显热与汽化潜热加热工艺物料后产生的，因而几乎不含盐与氧，若能充分回收利用，可以为锅炉补水提供优质水源。

由此可见，回收蒸汽凝结水不仅能够有效缓解石化厂区能源不足的问题，而且具有保护环境和节约生产成本的重要作用。因此，不断改造和完善蒸汽凝结水回收系统，最大限度回收和有效利用蒸汽凝结水的热量，对于充分挖掘蒸汽凝结水回收的经济效益和社会效益都是十分必要的。

二、蒸汽凝结水回收系统存在的问题

尽管回收蒸汽凝结水具有很大的节能潜力，但是目前石化企业在回收凝结水的过程中仍然存在诸多问题亟待改进，制约了蒸汽凝结水余热利用的效果，使处理和利用凝结水难以达到最优化的经济高效益。

（一）蒸汽凝结水回收系统工艺流程不合理

目前石油化工领域已经越来越重视蒸汽凝结水回收产生的经济价值，应用蒸汽凝结水回收系统的装置区也越来越多，但是投入使用的蒸汽凝结水回收系统在工艺流程设计上却良莠不齐，主要体现在设备布局和官网结构需要进行合理化改造。

1.系统设备布局不合理。回收系统设备布局不合理极大地制约了凝结水的回收量和使用效率。一方面，由于许多蒸汽凝结水回收系统并不是在化工装置建设时同步设计建造的，而是在装置投产后随着生产的需要才陆续建造的，因而受装置区现有条件限制，在安置蒸汽凝结水回收系统的主要设备时难免出现不合理的现象；另一方面，随着厂区新装置的不断投产和对原有生产工艺流程的革新，即便是原本合理的凝结水回收系统也可能因此无法满足新工艺流程的需求。

例如，某天然气厂区投产时建成一套原稳装置和深冷装置，但随着油田开采逐渐进入高含水期，原稳装置来油含水量越来越高，同时该厂区第二套深冷处理装置投产初期与第一套共用一条轻烃外输管线，极大地增加了外输管线负荷，因而为了防止装置区管线冻堵，该处理厂决定增加蒸汽伴热，同时建设一套凝结水回收系统回收动力站蒸汽供暖和蒸汽伴热产生的凝结水，但由于建厂时动力站设计空间较小，且在厂区内周边无可扩展空间，因而蒸汽凝结水回水箱只能在高位安装，从而导致回水箱位置高于回水管线引起回水不畅，使蒸汽凝结水回收量减少，不能为蒸汽伴热补充热能，最终造成蒸汽伴热能耗过高，成本费用支出较大。

2.回收系统管网结构不合理。冷凝水回收系统回收的冷凝水来源于蒸汽换热，一般来说轻烃储罐、污水处理罐等需要利用蒸汽伴热的储罐前都需要加装凝结水回收系统管网。然而，目前不仅部分装置区没有做到每一处都加装回收系统管线，而且已有凝结水回收系统管网也存在结构不合理的问题。究其原因，主要是因为随着装置区规模的扩大，利用蒸汽作为加热介质的地方越来越多，凝结水回收系统管网也随之增多。但是由于部分装置区缺乏对不断增加的凝结水回收管网进行统一的设计，因而随着凝结水回收管网的不断增多，装置区凝结水流向变得较为混乱，压力也随之波动，罐区伴热、采暖设备等供热系统加热盘管内冷凝水难以排出，进而造成运行时存在水击现象，严重者甚至导致管网破裂，污染蒸汽凝结水系统和轻烃等化工产品。

（二）蒸汽凝结水回收疏水系统低效

疏水系统效用低下影响凝结水回收的数量和质量也是目前蒸汽凝结水回收系统存在的主要问题。首先，许多装置在建设蒸汽凝结水回收系统时，仅注意到对来油和外输等工艺主管线蒸汽伴热加装疏水器，但对于液位计、变送器等仪表伴热却重视不够，没有在此类支线伴热上安装疏水器，从而导致支线蒸汽换热后直接并入工艺主管线的凝结水回收管网中，不仅浪费了大量的热能，而且使工艺主管线凝结水管网汽量上升，管网压力增大，影响加装疏水器处凝结水的回收。其次，国家规定石化领域使用国产疏水阀均应达到一年以上使用寿命，但目前许多企业为了控制成本，采用价格较低的热静力式或是热动力式疏水阀，易堵塞、寿命短，特别是高、中压蒸汽系统的疏水阀损坏比较严重，造成泄露，极大地制约了疏水阀发挥自动阻汽排水的功能。此外，部分厂区过多安装热静力式疏水阀则会造成蒸汽的含水量过大而品质下降，甚至引起水击。

（三）回收的蒸汽凝结水水质不达标

由于设备检修和维护不到位，设备配件易损坏，致使污油、轻烃等物质渗漏污染蒸汽凝结水，加之又缺少必要的凝结水质量检测和净化装置，从而造成凝结水水质不达标。若直接和换热器、采暖回水一起回到锅炉，轻则造成锅炉结垢，热效率降低，重则引发锅炉鼓疱、泄露、弯曲乃至爆破等事故。

三、蒸汽凝结水回收系统的改造措施

（一）优化凝结水回收工艺流程

首先，不断优化设备布局，在每年的检修中应当加入对凝结水回收系统的检修维护，对原有不合理的设备布局进行改造，尤其是要符合流体的特性，回水箱位置应当低于回水管线，保障凝结水回水的通畅，防止管网憋压。其次，统一设计并调整凝结水回水管网结构，使之更加合理，特别是要区分凝结水的种类建设各自的回水管线，分开回收采暖回水、伴热回水、换热器回水等等。各管线回水到动力站经水质监测装置监测合格后，再由泠凝水自动泵加压送至锅炉内备用，进而有效防止因管线混乱造成各类凝结水“混水”及系统憋压，影响凝结水回收量。

（二）完善疏水系统，合理选型疏水器

完善疏水系统，在蒸汽管道末端、伴热线、补偿器低处、流量计、立管底部、蒸汽加热设备的凝结水排出口均应全部采用疏水阀，不能遗漏。同时，应当根据装置工艺流程和设备限制的最高压、温度以及疏水器进出口最大压差和最大排水量，从机械型疏水器、热静力型疏水器、热动力型疏水器中选择型号合适的、便于检查和维修的疏水器。同时，还要定期检查已安装的疏水器，及时更换原来选型错误和失效的疏水阀。此外，在安装疏水器之前还要安装截水阀、冲洗管及过滤器，而安装后还要安装冲洗管和逆止阀。

（三）及时检查和清洁凝结水水质

健全蒸汽凝结水水质检验设备和水质精处理设备。凝结水在送出主要装备界区前应严格检查水质，一旦发现凝结水水质不合格时，必须快速查清源头并备有事故排放措施，对化学物质超标的凝结水要进行清除。

参考文献

[1]李涛.化工装置蒸汽凝结水余热的综合利用分析[J].石油石化节能与减排，2013年08月

[2]廖铁，苏梦瑶.万州天然气净化厂硫磺回收单元蒸汽与凝结水节能优化措施[J].石油与天然气化工，2013年12月

作者简介

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。

油气回收改造 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。

改良型吸附法油气回收技术 篇10

现在国内的油气回收技术包括冷凝法, 吸收法, 膜分离法, 吸附法等。而目前国内主流技术是采用吸附法油气回收技术。

吸附法油气回收技术的核心内容是吸附剂。一般通过连续10次吸附和再生试验 (采用的是真空度大于0.09MPa的真空泵抽真空再生方法) , 通过吸附曲线、再生曲线的变化情况, 基本可以评价出吸附剂对油气的吸附和再生效果。用于吸附油气的活性炭是一种专门制造的活性炭。比表面积、孔容、孔径和多次的吸附容量与市场上常见的各种活性炭都不同。根据试验结果, 其它的活性炭, 包括纤维炭, 都不能用于油气的吸附, 主要原因还是不能通过抽真空的方法进行有效的再生。由于活性炭对烃类物质的吸附过程为物理放热过程, 易在床层内产生高温热点, 而油气组分自燃点低, 在300℃以下, 易发生燃烧现象, 特别是, 装置第一次使用, 新活性炭的吸附容量大, 吸附床层的升温高。因此, 必须设有温度检测控制报警系统, 以防意外情况的发生。还有失活活性炭的处理问题, 可能产生二次污染。还有, 由于活性炭填充间隙小, 吸附床层压降大 (8000~10000Pa) , 对装车鹤管的密闭要求高, 由于油罐车车型不一, 密闭系统的通用性较差, 很难做好密闭, 一般在鹤管的密闭处, 产生油气外泄。油气通过管线, 约有三分之一的烃类凝结, 油气压力降低。目前靠油气的自压很难使油气通过吸附床层。目前国内使用的吸附装置基本都出现了这一问题。即便采取抽气设备产生负压收集油气, 虽然可将油气收集起来, 但又产生两个问题, 一是多量的空气进入装置, 出现了水汽的吸附;二是, 加大了装车过程油气的逸散量, 一些精明的业主已就这一问题提出反对的意见。国内的吸附法油气回收设备普遍采用纯活性碳吸附法回收油气。此前日本也曾经使用过采用活性碳吸附法的装置。然而作为吸附剂而使用的活性碳在吸附油气时会产生相当量的吸附热, 因此难以实现稳定的运行。实际上在上世纪90年代的日本, 由于吸附热而引起异常压力上升等故障接连发生, 因此在日本政府的指导下, 这种用于汽油蒸气等高浓度可燃性气体的回收方法, 在日本就不再适用了。目前在日本, 采用活性碳吸附法只用于主要是非燃性化合物的油气回收。现在日本石油公司使用的是采用疏水性硅胶作吸附剂的改良型吸附法, 疏水性硅胶具有的优点:

►无机物, 不可燃, 本质安全, 降低安全风险

►与活性相比硬度高, 结晶结构稳定, 在设备设计使用年限内可作静设备来考虑

►定制的细孔孔径和比表面积, 有利于油气的吸附和解吸, 同时由于没有微孔和超微孔的存在, 不会形成热量的聚积

►相同体积, 热容积大于活性炭, 因吸附热带来的温升低, 相同体积, 对高浓度油气的吸附量大于活性炭, 却不会象活性炭那样因产生大量吸附热而导致系统内温度急剧上升, 疏水性硅胶温升只有10度左右, 从而大大提高了装置的整体安全性能。

►宏观为球状结构, 吸附质通过时, 不生产偏流, 没有沟道效应

►具备一定的导静电能力

图一与图二直观的显示了普通硅胶与疏水性硅胶的结构差异。

可以看到, 通过特殊的制备工艺, 在保留硅胶原有特性的情况下, 通过去除硅胶表面硅烷醇基, 使硅胶表现出不同于普通硅胶的疏水特性, 增强对油气的亲和性, 同时进一步强化了结晶结构的强度新日本石油公司为适合中国国情开发的硅胶+活性炭吸附技术, 采用下层填充硅胶, 上层填充活性炭的双层的高温热点产生几率极小, 而硅胶的强度硬度大, 使用寿命长, 可以达到20年以上, 没有更换吸附剂产生的二次污染问题。而硅胶的填充间隙大, 压损较活性炭小, 可以不加抽气设备, 相比活性炭有较大的优势。

下图是疏水性硅胶 (S-3, S-6) 与中孔活性炭 (MPC) 的等温吸附特性曲线对比

可以看出, S-6, S-3两种硅胶吸附特点如下:

S-6:平均细孔直径60

对低浓度VOC的吸附量少, 但高浓度下吸附量急剧增加。

S-3:平均细孔直径30

对低浓度VOC吸附量多, 但中高浓度的气体吸附量几乎不变。比S-6细孔直径小, 因此与S-6相比解吸效率差。

还可以看出, 中孔活性炭对低浓度油气的吸附能力大于硅胶, 所以将MPC填充于吸附塔的上层, 发挥其对低浓度油气的吸附能力强这一特点, 是一个很好的选择。

油库油气回收技术的应用分析 篇11

1 我国油库油气回收技术的应用现状

根据相关调查数据显示, 在油气运输和经营过程中, 油库中的油气蒸发损失量最高能够达到油气总量的0.3%, 而如果是汽油、煤油等轻质油品, 则这个数字还要更往上。由此可见, 对油库油气回收技术的应用是迫在眉睫的。自20世纪初至今, 各国家对油气回收技术的研究从未间断过, 并且迄今为止已经取得了不少的成果。近几年来, 随着我国石油产业的迅速发展及人们对油气资源需求量的日益增多, 我国也进一步加强了对油库油气回收技术的研究和应用, 但与发达国家相比, 总体技术水平仍旧存在相当的差距。以往我国主要采用的油库油气回收方法是直接焚烧法, 但由于该方法安全性与经济性较低、对环境污染较大, 因此已经被淘汰;而目前所采用的方法主要是:吸收法、冷凝法、吸附法及膜分离法。同时, 我国也在不断研究更加高效的油气回收方法。

2 常用油库油气回收技术的特点分析

2.1 吸收法

吸收法是一种常用的油库油气回收技术, 其基本原理是在一定的温度条件及压力条件下, 利用吸收剂对油气中的轻烃组分进行吸收和解吸。吸收法也有不同的分类, 主要是根据不同的工艺条件来进行划分的, 其中最常用的一类是常压常温吸收法, 利用该方法可以在常压常温条件下通过可再生吸收剂或者不可再生吸收剂的作用与油气充分混合来达到吸收油气的目的;另外还有一类是常压低温吸收法, 其的应用范围也比较广。目前在吸收剂的选择方面, 大多是选用可再生吸收剂, 因为其适用范围较广, 能够满足各种情况下的需要。

2.2 冷凝法

冷凝法也是一种常见的油库油气回收技术, 其是通过在常压条件下进行油气与低温介质换热以达到降温目的, 从而将油气中的重组分冷凝成液体后再进行回收, 轻组分则直接进入到大气当中。由于该方法是一种间接换热的技术, 所以油气回收率受低温介质的温度影响较大, 换句话说就是对介质温度的要求较高, 并且运行成本较高、操作工艺比较复杂, 因此还有待改进。

2.3 吸附法

所谓吸附法, 指的是通过吸附剂的作用将油气中的烃类组分隔离出空气以进行回收的一种油库油气回收技术。一般常用的吸附剂都对烃类组分具有很强的亲合力, 例如活性炭就是一种比较有效的吸附剂, 对烃类组分的吸附率可达到近35%。但是由于活性炭在高吸附热条件下非常容易与油气中的烃类组分发生化学吸附反应, 导致吸附能力大大降低, 所以还有待寻找更好的吸附剂。

2.4 膜分离法

膜分离法是一种起源于20世纪60年代的油气回收技术, 简单来说, 其指的是一种用分离膜对油气进行分离回收的技术。分离膜需要在一定的压力条件下利用特殊的方法进行制作, 并且所使用的材料也各不相同。以往大多都是采用有机膜, 但由于有机膜的性能较差且渗透流量较低, 所以后来被渐渐淘汰;而目前所常用的大多都是氧化铝陶瓷膜, 其不但性能好, 并且渗透流量高, 所以能够起到更好的油气回收效果。

3 油库油气回收技术的具体应用

通常情况下, 在油气卸载过程中, 由于油气处于负压状态, 所以其排放范围较集中、排放量较小, 此时若按照规定标准计算的话则油气排放量会严重超标, 针对这种情况若有条件应当进一步优化设计火车槽罐。在油气储存过程中, 油品极易因外界环境、温度、浓度等条件变化的影响而发生呼吸损耗, 针对这种情况应当进一步加强储油系统的密封性能, 以免损失的油气挥发到空气中。在油气收发过程中, 油品也经常容易发生大量的呼吸损耗, 针对这种情况应当大力加强油气回收, 并集中回收处理密封在油罐中的油气。总体来说, 在选择油气回收装置之时应当充分考虑到施工费用、占地面积、处理能力、能耗效果、安全评价、使用寿命等因素。

4 结语

综上所述, 目前我国的油库油气回收技术比之发达国家尚存在一定差距, 但随着应用范围的扩大, 对这方面的研究也在不断深入。当前常用的油库油气回收技术主要有吸收法、冷凝法、吸附法及膜分离法, 各种方法各有利弊, 在实际应用之时应当结合实际情况进行充分考虑。

参考文献

[1]陈慎意.油库的油气回收技术与经济分析[J].石油库与加油站, 2010, 02:42-44+50.

[2]陈慧敏, 梁少婷, 张龙, 王辉, 拜璐, 徐玉朋.油气回收技术在油库中的应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, 12:50+82.