油气回收系统

油气回收系统（共10篇）

油气回收系统 篇1

1 建设背景介绍

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。

关键词：油气,回收,效益,分析

油气回收系统 篇2

石油产品，特别是汽油发挥出来的有机碳氢化合物，也叫VOC，已经被视为有害污染物，会引起城市上空烟雾，造成全球温室效应，所含有毒致癌物对人类健康造成损害。

许多国家为了限制VOC向大气中的扩散，颁布严格的环保法规。美国加利佛尼亚洲最先颁布“净化空气”法规，接着全美的其他州和大城市也纷纷采取了行动。欧共体于1996年在布鲁塞尔颁布法规，限制燃油在储存、装载、运输和卸载过程中的VOC排放。这个法规要求共同体国家在未来9年内逐步采用油气回收系统，以减少VOC的排放。

欧共体的研究显示，仅在共同体国家范围内，每年汽油和其他溶剂向大气排放的VOC达1000万吨，其中50万吨VOC是在燃油的储运、装卸过程中排放的，而且主要集中在城市地区。由于汽车的灌装和卸载而造成的VOC排放量每年约为20万吨。

欧洲共同体制定的新法规的目标是：在未来15年内，排放污染减少80%-90%；燃料库区内的灌装和储存油料时，排放气体不得超过0.001%（按重量）；加油站灌装和储存油料时，排放气体不得超过0.001%（按重量）。

为了满足共同体新的环保法规，欧洲各国的石油公司、油料库区和运输汽车公司必须在2004年以前完成以下任务：在所有油料库区的安装带油气回收系统的底部灌装加料台；在油料销售终端安装油气回收装置；对油罐车进行改造，使其适用于底部灌装或卸载，同时进行油气回收。

二、采用底部灌装的原因

■ 更安全：„„„„„ 操作是在地面上完成。

■ 更快捷：„„„„„ 一个油罐的各个仓位以同时灌装。■ 更干净：„„„„„ 灌装时采用无泄漏快速接头。■ 油气回收：„„„„ 更加简便，气体量减少。■ 减少静电：„„„„ 底部灌装能够消除灌装时的喷溅。■ 减少气体扩散：„„ 全封闭式灌装。

■安全、环保、高效和易操作，这些优点使得油罐车底部灌装将取代传统的上装方式。

三、上装系统、底部灌装系统的油气回收的效果比较

⒈ 上装式简介：

在没有了解底部灌装的优点时，公路和铁路油品装载是采用上装方式。这一方式虽然被许多国家用更干净、更高效的底部灌装系统取代，但在整个世界仍然应用于灌装石油化工产品。

上装一般有可移动的鹤管输油臂，需要操作员执行以下步骤：  操作员爬上油罐或临近平台顶上。

 人工打开油罐上的人孔盖。操作员直接与从油罐排放出来的油气接触。 操作输油臂插入油罐舱；打开阀门开始溅射灌装。 操作员处在充满在排放出来油气的空气中。

 灌装完毕后把鹤管升起，并把人孔盖盖上。操作输油臂的过程中，产品

从管子里滴漏出来污染环境。

 对于多间隔仓的油灌灌装，操作员只能一次灌装一个间隔仓，或采用至多两个输油臂灌装油罐车的两个隔仓。

⒉ 油罐车底部灌装方式简介

石油产品底部灌装方式在世界上大同小异。这一系统一般由多个输油臂组成，每一输油臂对应不同的产品。对于高容量的产品灌装到多分隔仓的油罐车，在每次作业有一个以上的输油臂包含一样的燃料。底部灌装 系统有以下特点。每一个底部输油臂都有一个“无泄露”，符合API的接头与油罐相连。

4英寸的口径的底部灌装系统灌装速率最大能达到2300升/分钟。（在灌装过程的最大流速中依据严格控制产生静电）。多数的底部灌装输油臂采用软管连接，这些软管具有结构简单、结实耐用，同时使得每一输油臂使用极少的弯头连接。总是充满液体的接头和软管的重量，通过弹簧组，气缸或者其他简单的方法进行平衡。

下装加油台最多可包含5个不同规格的输油臂，这些输油臂依据说明正确安装后，可以通过这些输油臂往多间隔仓油罐车灌装多种油品。APIRP1004标准确定了每个油罐车的API接头位置，以保证输油臂定位于多间隔仓油罐车而不必移动油罐车，但上装车必须移动罐车。

底部灌装系统操作步骤：

 油罐车停在正确的加油台位上。

 把输油臂连接到响应的油罐舱。如有3个、4个、5个分隔舱依次按照此方法连接。

 打开底阀和间隔仓蒸汽排放阀，可以是机械控制操作。

 设置定量装车系统开始灌装。

 灌装完毕后，操作员关闭底阀，卸开软管。

全部油罐车底部灌装操作都在地面操作而操作员不必爬上罐顶，不会直接接触排放出来的蒸汽，操作简单。

底部灌装方式灌装超过3个以上间隔仓的油罐车时可以减少依次灌装间隔仓时间。例如在英国的一辆30000升，6个间隔仓的油罐车采用上装灌装方式需要37分钟，而采用底部灌装方式只需要12分钟。对于油库运做意味灌装相同的油罐车需要比较少的加车台位，或者相同数量的加车台位能够灌装更多的油罐车。对于有3个间隔仓以上的油罐车采用底部灌装方式灌装，比上装方式在同一天能运输更多的产品。

底部灌装油车的优点：  提高安全性

操作工不需要爬到油罐车的顶部去进行装载 操作工不会像在上装车上操作那样直接暴露在油气前 操作清洁  环保

在操作装载臂期间减少燃油滴落和溢出 有效的油气回收  经济 更快装载次数

在油库装载时减少装载时间 杜绝溢出

减少由VOC暴露而造成的身体伤害所引起的赔偿

3、底部灌装油罐车装备简介

世界油品运输行业正朝着快捷、高效、安全的方向发展。最近几年，全球范围内对油品运输的安全和环保要求越来越严格。现代化的油品运输槽车装备，必须包括以下几个方面：

 紧急切断阀：位于油罐尾部，当槽车遇撞倾覆时，能自动封闭油罐，不使油品外泄。正常情况下，该阀门为切断阀，可以在罐下侧或罐顶操作。

 正压/负压释放阀：使油罐具有呼吸功能。

 紧急通气装置；安装在罐顶，当油罐处于烈火当中时，能有效释放罐内压力，防止油罐爆炸。

 完备的油气回收系统，确保在槽车灌装和卸油过程中不将油气扩散到大气中。

 无泄漏输油接头，在快速的连接和拆卸过程中，确保滴油不漏。 全车气动连锁控制系统。

通常，当一个空隔仓灌装时，所有现代的包含有油气回收的底部灌装系统去控制和收集从中置换出来的油气，并防止他们逸出到大气中。收集起来的油气，运用油气回收单元（VRU）进行处理，然后以液体产品形式回到储罐。

大多数油槽车使用在加车台上安装的定量控制系统进行装载，但同样要求安装防溢流传感器，用以在间隔仓过满时切断加油过程。

对于底部灌装车和油气回收来说，最流行的油槽车的构造是每一个间隔仓都安装了以下设备：

 API接头：无泄漏装载管接头允许能够在接头和输送软管在末尾相接。一般人工操作，API接头必须符合APIRP1004标准，以确保接头的互操作性。

 紧急切断阀：这是安装在油槽车底部的一个手动的或气动的阀。 气体回收通气阀：安装在间隔仓油气空间上面，并允许在装载和卸载期间油气可以进行置换。

 人孔盖：盖住在间隔仓顶部的通路孔，并使用螺钉和夹带来保护油槽车。对于上装输油臂，人孔盖一般有一个枢纽盖去盖住开口。对于底部灌装车，人孔盖包括压力释放阀装置以保护抵消在装载过程中压力过大或装载过满是必要的。

 压力/真空呼吸阀：这允许间隔仓的油气间隔开来进行呼吸，它通常位于人孔盖内。

 防溢流传感器：位于油槽车顶部，通过电子连接到发车台，使其应当在间隔仓变得过满时停止装载。插孔通常安装到油槽车上，以允许与发车台相连接。

 油气回收通气阀：位于油气回收集气管中，用于排出集气管在非油气回收释放和阻止压力形成。

 油气回收管接头：将油槽车油气回收通气阀与发车台回气管相连接，使油气回到油气回收装置。

 可能安装的附加设备包括遮盖API接口和防止偷盗的保护部件，紧急切断控制、汲取管、电子系统等。

上述设备通常采用轻质材料，大部分装备采用较轻的铸铝合金，提高槽车

有效负荷，并且可以避免产生火花。

4、对于底部灌装油改造最主要是以下几个方面：

①.人孔盖：底部灌装车的许多重要设备都是安装在人孔盖上的，人孔盖必须是特殊设计，要满足油气回收工艺要求，严格控制油气泄漏排放，符合环保要求；保证在运输过程蒸汽呼吸并符合环保要求；安全可靠，在紧急的情况如车祸等原因造成翻车或火灾发生时，人孔盖的通气孔能自动封闭，保证油品不泄漏，减少损失；如果油罐舱内着火，人孔盖会自动打开把油放出，避免爆炸。

通常人孔盖上安装有：

 压力/负压释放阀，使油罐具有呼吸功能。可设定不同的压力值已满足不同的需要。

 紧急通气装置，当油罐处于烈火当中，须有效释放罐内压力，防止油罐爆炸。

 自动封闭通气口，在槽车倾覆时，防止危险发生和燃油泄漏。 两级开启，在罐盖全部打开之前，先释放掉罐内压力。 防溢流传感器。

②．紧急切断阀，双重功能：在灌装时，利用灌装时的压差顶开底阀，进行灌装完毕自动封闭；卸载时，利用底阀的特殊设计打开底阀进行卸载。符合TTMA和NTTC DOT 406标准，紧急情况下自动断开，防止泄漏。

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

油气回收系统 篇4

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。

油气回收环保通知 篇5

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

油气回收系统 篇6

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。

油库油气回收远程在线监控系统 篇7

为了便于实时了解各油库油气回收装置的工作情况,工作人员通过远程控制方式逐个访问所有的油气回收远程在线监控系统的上位机,并对故障情况进行统计处理,这种方式在系统终端较少的情况下是可行的。近年来,随着各储油库油气回收装置数量的逐步增加,通过人工远程访问查询所有装置的运行情况成为一项耗时耗力的工作。为此,笔者基于OPC及多线程网络通信等技术开发实时在线油库油气回收远程监控系统。

1油气回收远程监控系统*

目前,现场应用的油库油气回收装置的中央控制器大多为西门子和AB公司的PLC［4］; 上位机监控软件则各不相同,但一般都设有OPC访问接口。为使油气回收远程监控系统能够兼容所有的油气回收系统,故选择采用OPC方式实现数据交换［5］。但是由于直接通过OPC方式进行远程数据交换,需要对原有的计算机系统进行较为繁琐的配置,并且可能会降低系统的安全性,因而在设计时采用先使用OPC客户端将服务器中的数据读出,然后打包为XML格式的数据包,再用传统的TCP/IP协议进行远程数据传输的方式,这样就能最大程度地降低对原有操作系统的要求。

某加油站油库油气回收在线远程监控系统如图1所示,主要分为两部分: 安装于油库油气回收在线远程监控系统上位机上的远程监控客户端( 实现数据的读取、打包和传输) ; 安装于控制中心的油库油气回收远程监控服务器端( 实现远程数据的接收、分析、显示和其他功能) 。

2 C#开发平台的应用

C#是一种面向对象的、运行于. NET Frame- work的高级程序设计语言,是. NET Windows网络框架的主角。作为一种由C和C ++ 衍生而来的编程语言,C#安全稳定,在继承了C和C ++ 强大功能的同时去掉了一些复杂的特性。此外,C#综合了VB简单的可视化操作和C ++ 的高运行效率,具有强大的操作能力和便捷的面向组件编程特性,是. NET开发的首选语言。

此处选择C#作为远程监控系统的开发平台, 主要基于: C#具有较为丰富的控件,对OPC、XML和TCP/IP网络连接均有较好的支持,便于缩短开发周期; C#开发界面简单明了,调试简单; C#可同时用于开发基于Web和基于Windows的程序,便于后续的功能升级和扩展。

3 XML数据包

为了使油气回收在线远程监控系统的数据包具有结构性、统一性和扩展性,系统的配置文件和数据文件统一采用可扩展的标识语言XML( Ex- tensible Markup Language) 。XML是一种简单易用的元标注语言,即定义了用于定义其他特定领域有关语义的、结构化的标记语言,这些标记语言可以将文档分成许多部件并对这些部件加以标识。XML语言被广泛用于各类系统,它提供了一种描述结构数据的格式,简化了网络中数据的交换和表示,常被称为智能数据文档。因此,此处采用XML文档作为数据交换的标准格式。

C#对XML文档的读、写提供了非常好的支持,内置了两个非常完善的类库XmlElement和XmlDocument,使用这两个类可以方便地实现XML文档的创建、节点的增加、删除、读/ 写及遍历等功能［6］。其中,操作一个XML文档的核心代码如下:

而在软件内部采用的XML数据包则为树形结构,如图2所示。

4远程监控客户端

远程监控客户端的工作流程如图3所示。正常工作时,客户端首先载入同目录下的XML配置文件,将服务器地址、需要读取的变量列表及OPC服务器等信息读入。然后,客户端连接OPC服务器,并将读取出的数据打包为XML格式。最后, 使用TcpClient类与服务器建立TCP/IP连接,并将数据以文件流的形式传输到服务端,完成传输后,即断开连接。待定时时间到后,重新开始数据的读/取、打包与传输,如此反复。

5远程监控服务器端

远程监控服务器端的工作流程如图4所示。 服务器端启动时,首先载入XML格式的配置文件,然后开启TCP侦听,等待客户端进行连接。 一旦有客户端连接成功后,将收到的文件流重新还原为XML格式的数据包,并对其正确性和完整性进行验证,若数据包无效,则丢弃并等再次连接; 若数据包有效,则对数据包中的内容进行分析,并将结果存储于数据库中,根据实际情况进行数据的显示、报警及报表等操作。

为了使监控系统服务器端能够同时连接多个客户端,文采用多线程网络通信技术,主要使用一个自定义多线程网络通信类实现。首先,在类的构造函数中,声明一个TcpListener对象和一个线程,在该线程中建立死循环,不断对客户端的连接请求进行监听,当发现连接请求时,建立新的线程并调用信息处理回调函数来对该请求进行处理; 处理完毕后,销毁该线程。使用的关键代码如下:

为了验证油库油气回收在线远程监控系统的稳定性和可靠性,在控制中心和若干油库对该系统进行了实际测试,系统的客户端和服务器端的界面如图5、6所示。

将油库油气回收远程在线监控系统在中国石化的若干油库进行了初步试用,运行测试结果表明该系统性能可靠且工作稳定,能够实时显示各地设备的运行情况,并具有报表输出( 表1) 及设备故障报警等多种实用功能,可以完全替代原有的人工查询方式,极大地提高了工作效率。

6结束语

笔者开发的油库油气回收远程在线监控系统,分为安装于油库油气回收上位机中的客户端和安装于控制中心的服务器端。客户端基于OPC技术和TCP/IP技术,能够兼容各类油气回收系统,并将数据以XML格式传递给服务端; 服务器端采用多线程网络技术,可同时连接多个客户端, 实时显示各地油库油气回收装置的工作情况。系统具有自动报表及异常报警等多种实用功能。与原有的人工查询方式相比,该系统实时性强、自动化程度高且性能稳定,极大地提高了工作效率。

摘要：基于OPC、C/S网络通信及XML等技术,在C#平台下开发了储油库油气回收远程在线监控系统,实现了对储油库生产过程中所排放油气回收。现场实际应用表明:该系统具有良好的实时性、兼容性和可靠性,完全满足实际应用要求。

浅析加油站油气回收系统和检测 篇8

近年来,随着人们生活水平的提高,汽车消费进入寻常百姓家,城市中的加油站就像商品超市一样变得不可缺少,而加油站的安全和环保问题引起了大家的广泛关注。按照国家对加油站的规定,2010年1月1日起,长江三角洲地区(包括上海市、江苏省8个市、浙江省7个市)共16个市和珠江三角洲部分城市开始实施新的卸油油气排放控制标准,而全国其他城市将从2012年1月1日起开始实施。而储油、加油油气排放控制将于2015年1月1日起执行更加严格的标准。到时候,我国各城市加油站都将变得更加环保、更加安全。因此,对加油站油气回收系统的检测和分析非常有必要。

1加油站油气回收系统

加油站回收系统就是将加油站卸油、储油、加油过程中产生的挥发油气,最终收集、储存和收入油罐汽车。国内推广的加油站“一阶段”、“二阶段” 油气回收设备均属舶来品。一次油气回收系统即向储油罐卸油时可将储油罐内的油气回收到油罐车内。而加油机向汽车油箱加油时,可将油箱的油气回收到储油罐中,称为二次油气回收系统。简言之,加油站油气回收系统的工艺就是按照“抽出一升油就补回一升油气”的气液平衡原理,抑制油槽内油气的进一步挥发。从美国加州圣地亚哥市1974年实施“第二阶段油气回收措施”起,国外实施油气回收已经有30多年历史。

2加油站油气回收系统的验收和检测

整个油品销售环节包括:油库→运油槽车→加油站油罐→加油机→车辆加油。每个环节都会有油气排放,而挥发的油气主要是在给汽车加油和运油槽车卸油过程中产生。加油站油气回收系统验收主要包括密闭性检测、液阻检测、气液比检测和后端油气处理装置的排放浓度检测等。主要检测设备有油气回收智能检测仪、气液比测试仪等。

2.1 油气回收系统密闭性检测

加油站密闭性检测时,首先要封闭整个管道系统,再对包括加油枪、油气回收管线、埋地油罐、呼吸阀在内的油气回收系统进行气体充压,寻找油气挥发泄漏点。通常检测时先对油罐加压到550 Pa,现场操作员关闭氮气阀门,让压力自然下降(或调节泄压阀释放压力)至500 Pa时开始计时,检测5 min后的剩余压力值与GB 20952-2007《加油站大气污染物排放标准》表2规定数据进行比较,以确定检测结果是否达到国家标准要求。

2.2 油气回收管线的液阻检测

液阻检测主要是检测加油机至埋地油罐的地下油气回收管线内各种因素对气体产生阻力的程度。由于加油站地下管线存在坡度、管线弯曲或其他各种原因,当油气通过管线时遇到较大的阻力;或者凝析的液体汽油积聚在管线内不能回流到油罐。这些问题都将直接影响油气的流动,影响油气回收效率。

2.3 气液比检测

在加油枪的喷管位置处套上一个密合的适配器,适配器两头都添加密封垫圈,防止漏气。该适配器与气体流量计相连,气流先通过气体流量计,然后经过加油枪上的油气收集孔进入油罐。国标规定:1.0≤油气回收设备气液比限值<1.2。在检测过程中,经常发现气液比的值在区间之外,这时就要适当调整加油枪。图1为气液比检测示意图。

加油枪的质量往往能影响油气回收的效率,目前市场上常见的各种加油枪品牌有优必得(OPW)加油枪、西德ZVA型加油枪、雪狗Husky型加油枪等。

3加油站油气回收系统检测中的常见问题

3.1 密闭性检测常见问题

密闭性检测时,打开呼吸阀,关闭检测口、卸油口等处阀门,氮气充入油罐空间内。在检测中发现有时压力一直上不去,分析原因,可能存在以下问题:①呼吸阀损坏,油罐直接与大气相通;②人工检测口、卸油口、球阀等部件存在漏气,可能是垫圈不密封,也可能是螺栓没有拧紧,可用肥皂水涂在管道外、栓接处来查找泄漏点;③检测口、卸油口等处关闭不严导致油气泄漏。

3.2 预留口常见问题

在加油站检测过程中,发现部分加油站没有进行彻底整改,只是对老的加油机进行改进,加油机油气改造部位下面空间很小或安装预留口不规范,导致检测设备上的接头无法连接到预留口开展检测。

4结束语

通过对加油站油气回收系统进行改造,可将原先挥发的油气还原成汽油,具有环保、节能、安全的三重作用,值得大力推广。

摘要：随着环保和安全越来越受到重视,不少加油站开始安装油气回收设备。主要介绍了加油站油气回收系统及其检测技术,并指出油气回收检测过程中常见的质量问题,并提出改进建议。

关键词：加油站,油气,回收系统,检测

参考文献

[1]北京市环境保护科学研究院,国家环保总局环境标准研究所.GB 20952-2007加油站大气污染物排放标准[S].北京:中国环境科学出版社,2007:5-7.

[2]王海波,刘念曾,彭得强.加油站油气回收处理技术的研究及应用进展[J].石油化工环境保护,2002,25(2):8-12.

油气回收系统 篇9

随着大庆石化1200kt/a乙烯工程的建设和投产, 2012年大庆石化公司对储运中心成品装车栈桥进行了改造, 新上了一套油气回收系统, 将苯、MTBE、丁醇、辛醇和异丁醇等液体产品在火车装车过程中产生的油气进行回收, 使油气回收处理后排放的尾气达到国家环保指标要求。

2 回收系统

2.1 回收工艺

行业内较常采用的油气回收方法有吸附法和冷凝法。冷凝法可以使油气含量达到排放标准, 但低于-40℃的深冷加工会增加其它能源的消耗与浪费。通过吸附处理也可以使油气含量达到排放标准, 但用活性炭吸附浓度太高的油气, 不仅可导致活性炭失活而增加运行成本, 而且会使吸附体出现高温、高热现象。因此“冷凝+吸附”技术比较成熟和稳定, 该技术是将油气冷凝至-40℃左右, 使大部分油气液化, 然后将剩余油气经过活性炭吸附罐进行吸附, 可以满足我国的油气排放标准[1]。因此, 本系统采用冷凝和活性炭吸收的联合的方法进行回收。

2.2 系统组成

油气回收系统主要由油气收集管线、冷凝装置、活性炭吸附装置以及控制部分组成。其中回收系统的原理图如流程图所示。装置内控制吸附的电磁阀 (F1、F2、F4、F5) 均采用常开式电磁阀, 当出现供电故障时, 该部分电磁阀处于全开状态, 保证油气经过滤后正常安全排放。

2.3 工艺叙述

2.3.1 主要工艺参数及控制方案

本回收系统主要由两套装置组成, 混合油气首先通入冷凝装置、经过预冷后分离, 其余气体成分进入到活性炭吸附装置净化。

(1) 冷凝装置:装车过程中产生的油气, 经过密闭收集装置进入到双冷凝多级换热器中, 首先由常温冷凝到5℃, 液态成分进入集液器, 气态成分进入下一级冷凝换热器继续进行冷凝到-35℃。经气液分离器, 液体流入集液器内, 并最终流到储油罐内储存, 尚未冷凝下来的气体则由排放口进入活性炭吸附装置 (其工作流程见2所述) , 经过再次处理, 达到回收的目的。考虑到苯有结晶现象发生, 故采用双冷凝换热器结构, 两个冷凝器交替使用 (一台工作, 一台除霜, 联锁控制) , 保证工作的连续性。

(2) 活性炭吸附装置:由冷凝器排放口排出的油气 (只含有少量有机气体) 进入到活性炭炭罐进行吸附, 排空气体中苯的含量达到12mg/m3以内, 非甲烷总烃:120mg m3。在整个过程中, 两个活性炭炭罐交替进行吸附、脱附工作, 以实现装置连续工作。

2.3.2 控制水平

控制电脑:在中控室内电脑配有控制软件用来监视装置的运行并记录数据。

2.3.3 工艺流程图

2.4 系统的工艺技术特点

2.4.1 冷凝部分

(1) 自身安全性高

油气始终在低温下运行, 不会产生高温燃烧;油气组分始终不与其它可燃、易燃物质接触, 没有遇明火爆炸的可能性;所有电气、仪表、元器件及控制系统均按国家石化行业相关标准进行防爆设计、选型, 确保在易燃易爆气体危险环境下安全运行。

(2) 工艺简单可靠

从工艺的复杂程度来看, 冷凝法是最简单的工艺, 只要通过压缩机制冷, 在蒸发器内冷媒换热, 将油气温度降低到设定的温度, 再经优质活性碳吸附, 就可达到回收油气的预期效果。油气经过冷凝处理后再经活性碳吸附, 可延长活性碳使用寿命, 减少二次投入。

(3) 回收物直观、洁净

从回收的产品来看, 冷凝法是唯一可直接见到回收产物的方法, 便于对装置的运行情况进行评价。不需要吸附剂或吸收剂, 油气及回收的液体成分只与金属材料接触, 洁净无污染。

2.4.2 活性炭吸附部分

(1) 吸附装置具有“三低一高”的特点:

①设备投资额低

②能耗低

③生产操作维护费用低

④生产回收效率高:可回收98%-99.9%的挥发性有机化合物

(2) 活性炭吸附真空再造装置

真空控制采用先进的设计, 活性炭吸附真空再造装置的真空系统在设计上考虑了高效, 低吸气端压降的特点, 以确保系统在抽真空和再生阶段的最大吸气量, 从而降低能耗。

(3) 合理的吸附罐设计

在活性炭容器里, 在炭床顶部有一套压环可以在压力恢复阶段防止活性炭颗粒的运动, 从而最大限度地减少因颗粒之间的摩擦而产生的粉尘, 也避免了活性炭床层上形成“V”字形凹陷。该设计的优点是:将来如果需要增大装置处理量时, 可以直接从容器顶部的人孔里加入活性炭即可。

(4) 先进的流程控制, 简单的用户操作

活性炭吸附真空再造装置的生产操作使用计算机系统来完成。装置在运行过程中产生的报警和运行信息会自动存储60天, 用来监督管理各种生产运营故障。此外, 还可借助专业公司对本装置进行远程诊断。

(5) 先进的安全操作保护

活性炭吸附真空再造装置考虑使用了防火失效保护型气动开关阀来控制油气的进入和流出。这种阀门不依靠二级设备就可启动操作, 避免了因使用电动阀门可能带来的断电失效和溢流等安全管路问题。并且, 活性炭吸附真空再造装置在设计上也考虑了系统内部爆炸可能造成的承压安全保护。

(6) 高性能的活性炭

活性炭吸附真空再造装置采用优质高效的活性炭。这种活性炭的脱附性能非常好, 从而有效地保证系统的再生效果。此外, 与普通活性炭相比, 这种毛细孔面积很大的活性炭使用寿命很长。活性炭吸附真空再造装置使用自然耐温高达450℃的煤基活性炭, 经最新DSC方法测试具有工业应用的最佳安全性, 从而提高了活性炭的使用寿命。

2.4.3 回收装置的安全性高

该回收装置的安全设计理念体现被动安全和主动安全。

被动安全保护:装置内控制吸附的电磁阀 (F1、F2、F4、F5) 均采用常开式电磁阀, 当出现供电故障时, 该部分电磁阀处于全开状态, 保证油气经过滤后正常安全排放。另外, 尽管装置的所有容器的实际工作状态是常压, 但系统却是按照压力容器进行设计, 从而保证了良好的被动安全性能。

主动安全保护:储油罐装设有液位报警系统。当储油罐内液体液位达到安全高度时, 报警系统启动, 确保液体不会冒顶。

3 结论

该油气回收系统采用了冷凝+活性炭吸收的技术对油气进行回收, 处理油气的能力达到600m3/h, 其中苯油气200m3/h、MTBE油气100m3/h、丁醇油气100m3/h、异丁醇油气100m3/h、辛醇油气100m3/h, 操作弹性为0~110%, 满足了实际的需求。回收的液体成分储存在储油罐内统一处理。排空口排出的气体尾气排放指标为苯:12mg/m3;非甲烷总烃:120mg/m3。满足了《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996要求。综上所述, 油气回收系统设计合理, 满足了实际需求, 实现了油气回收和安全环保的目标。

摘要：分析了大庆石化成品罐区火车装车设施的油气回收系统的工艺过程, 重点讨论了回收工艺和技术特点。结果表明:该油气回收系统的工艺设计合理, 油气回收能力满足实际需求。

关键词：油气回收,冷凝,吸附,活性炭

参考文献

油气回收系统 篇10

关键词：加油机,检定,油气回收系统,检测

0 引言

目前我国正在大力推行健康、安全、环保 (HSE) 的加油站建设, 加油站已纷纷响应国家要求, 实施油气回收改造工作。油气回收系统的安装使用, 对于减少加油站油气挥发、节约能源、保障安全发挥了积极作用。但目前我国还没有专门针对加油站油气回收系统的检定规程或校准规范, 普遍采用的检测依据主要是GB20952—2007《加油站大气污染物排放标准》和HJ/T431—2008《储油库、加油站大气污染治理项目验收检测技术规范》, 且很多地区的加油机检定与油气回收系统检测是由不同机构分别完成的。随着油气回收治理工作的不断推进, 我国油气回收装置技术逐步完善, 自主研发水平有了较大提高, 原有国家标准的检测方法已不能完全适应当前技术发展的要求;同时由于加油站油气回收系统的特殊性, 其质量好坏会对加油机示值误差产生一定影响。因此, 探讨分析燃油加油机检定与油气回收系统检测方法及两者的关系, 对于科学指导油气回收系统工程设计、施工、验收及管理工作, 保证贸易公平, 维护交易双方的合法权益, 有着重要意义。

1 加油机的常规检定方法

加油机检定分为首次检定和后续检定两大类型 (如发生计量纠纷可能引入仲裁检定) , 检定项目主要包括外观检查、防欺骗检查、示值检定、付费金额检定 (首次检定时进行) 。检定用主要设备包括标准金属量器、温度计、秒表等。外观检查就是通过目测的方法对加油机铭牌及其标注内容、油枪编号、流量测量变换器、编码器与流量测量变换器间的封印机构进行检查;防欺骗检查就是读取加油机中监控微处理器、编码器的序列号和异常加油量并做好记录;示值检定有两种情形:对于首次检定, 分别在3个流量点下检定3次, 即0.90Qmax≤Q1≤1.0Qmax、0.36Qmax≤Q2≤0.44Qmax、0.14Qmax≤Q3≤0.18Qmax (Qmax表示加油机在现场所能达到的最大流量) , 对于后续检定, 则在Q1、Q2两个流量点下进行即可, 各检定点示值误差的平均值不超过0.30%、重复性不超过0.15%, 最后在各点的示值误差中取最大值作为加油机的示值误差;付费金额检定在示值检定Q1点的同时记录相关数据, 其金额误差平均值应不超过最小付费变量。检定结果处理:对于检定合格的加油机出具检定证书, 并粘贴检定合格证, 同时分别在流量测量变换器调整装置、编码器与流量测量变换器间、计控主板与机壳3个位置加以封印;对于检定首次不合格的加油机允许调整后重新检定;对此前经调整的加油机检定仍超差的按不合格处理, 出具检定结果通知书, 并粘贴禁用标志。检定周期按不同情况分为6个月和3个月。检定时应注意环境条件需满足规程要求、标准量器调好水平并正确读数、油温测量以及后期数据处理。

2 油气回收系统检测方法

完整的加油站油气回收系统由卸油油气回收系统、汽油密闭储存、加油油气回收系统、在线监测系统和油气排放处理装置组成, 但目前国内多数地区的回收系统缺少后面两部分, 因而油气回收系统现场检测主要就是密闭性、液阻、气液比3个参数。检测主要用到的设备是油气回收检测仪、金属量器等, 配套设备设施主要有秒表、油桶、氮气和气瓶及静电服等安全防护设施。检测前, 加油站应提前30min以上停止加油作业, 3h内和检测过程中不得有卸油作业。综合考虑, 优先进行回收系统的密闭性试验, 首先确认检前条件, 然后通过油罐测量系统读取剩余油量, 用实际容积减去当前油量得出油罐的油气空间, 接着连接检测仪通过预留检测口读取初始压力 (调整至125Pa以下) , 然后向油气回收系统充入氮气, 充压约到550Pa (注意充压时间需符合条件) , 调节泄压阀使压力降至500Pa初始压力时启动秒表计时, 每隔1 min记录一次系统压力, 将5min后的系统压力值与规定最小剩余压力限值进行比较, 判定密闭性是否符合要求。接着对具备油气回收功能的加油机进行液阻检测, 找到预留检测口, 用软管与检测仪连接, 开启对应油罐的卸油油气回收接口阀门, 控制好氮气的出口压力, 分别在18L/min、28L/min、38L/min流量下稳定30s后读取相应液阻值, 然后与规定的最大压力限值进行比较, 判定液阻是否符合要求。最后进行气液比检测, 确认符合试验条件, 然后向油桶注入不少于15L的汽油, 让其具备初始条件后开始检测, 在加油机示值归零后, 分别以Qmax (不小于20L/min) 和Q2流量向油桶内加油, 同时开始计时, 当加油量达到15~20L时, 停止加油和计时并做记录, 若气液比检测值与限值的差不大于0.1, 允许对检测装置进行调整, 重复检测3次, 取算术平均值作为结果, 气液比在1.0~1.2内为合格。检测过程中, 应注意设备接地, 确认好检测前的各项条件, 检测时应严格执行加油站有关安全生产的规定。

3 加油机检定与油气回收系统检测的关联及存在的问题

加油机检定与油气回收系统检测的承担主体都是加油站, 前者针对加油机, 而后者则涉及加油机和回收系统, 二者既有联系也有区别。如果把加油机检定与油气回收系统检测结合起来, 将更有利于加油站经营者及计量监督管理部门的工作。首先, 检定与检测均对油站的正常营业带来影响, 因为回收系统检测需对油站进行围闭, 特别是对于规模较大的油站, 所需检测时间较长, 但若能将二者统筹, 如在气液比检测同时进行加油机检定, 可提高效率, 减少对经营者和消费者的影响。另外无论是检定或检测, 通常需要油站管理者在场才能使用专门的加油卡, 两者同时进行方便工作安排, 周期上也是可行的。另一方面, 燃油加油机属于贸易结算方面列入强检目录的计量器具, 其计量性能准确与否直接关系到国家、消费者以及经营者的切身利益, 因而其检定具有很强的法制性, 如检定封印是受法律管制的, 如有破损需立即报告当地有关质量技术监督部门。由于日常加油机维修或油气回收系统维护可能需要破坏封印, 所以将两者结合起来, 有利于行政部门的计量监督管理和油站自身的管理。

根据多次试验结果分析, 油气回收系统是否开启会对加油机的示值误差产生影响, 最大影响量在0.08%左右, 而加油机的最大允许误差为0.3%, 所以该影响量已构成决定加油机检定是否合格的重大因素。根据检定规程要求, 有油气回收装置的加油机检定时应同时开启该装置, 然而很多加油站并未安装油气排放处理装置 (三次回收) , 部分已安装的不能正常运转, 反而加大了油罐中饱和油气的挥发, 同时油气回收未形成闭环, 部分油罐车在一次回收后直接把油气放掉, 给人造成油气回收意义不大的错觉, 另外油气回收有一定的耗电量和噪音, 种种原因导致油站工作人员日常不愿开启回收装置, 所以加油机检定工况与实际使用可能会不一致。此外, 目前部分地区的加油机检定与油气回收系统检测是相互独立的, 通常油机检定由计量院所实施, 系统检测由其他检测机构完成, 实际上很多加油机检定人员并不关注油气回收系统是否正常, 而回收系统异常会给加油机检定带来风险, 但如何判定回收系统正常与否对检定人员而言却存在困难。再者, 对于已检定合格的加油机, 在进行气液比检测时可能会对调节阀进行调整, 而这将可能对加油机的示值误差带来影响, 所以这些问题需引起大家注意。

4 结论与建议

综上所述, 加油机检定与油气回收系统检测有着密切联系, 如何实现方便日常监督管理, 更好地服务于企业, 有待大家共同探讨。在此, 笔者建议检定与检测工作协同开展, 加油机检定前应确认油气回收系统运行正常, 各指标满足要求, 而油气回收系统检测过程中应注意保护好相关封印等, 以免引起不必要的麻烦。另外, 建议有关部门在进行国家标准或规程修订时, 考虑加油机与油气回收系统的联动功能, 并充分考虑加油机检定与油气回收系统使用实际, 确保加油机的计量性能在多种条件下均能符合规定, 保障贸易公平, 同时优化系统设计, 真正解决加油站油气回收问题, 从而实现降低污染、节能增效的目标。

参考文献

[1]JJG443—2006　燃油加油机检定规程[S].