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储罐装车装船

罐区及装载(装车、装船)系统

油气回收处理工艺

1.1储罐油气收集系统

石油化工和煤化工的液态油品产品在储罐进料发料和储存过程,不断地会发生VOCs的排放。被称为“大呼吸”的呼出排放和“小呼吸”的呼出排放。“大呼吸”呼出排放是储罐在进料时,液体进入储罐内,罐内液位升高,挤压罐内空间,当空间压力超过“呼吸阀”的呼出控制压力时,将 VOCs 气体排放到大气环境。“小呼吸”呼出排放则是随着气温升高的热胀冷缩效应,罐内液体气体体积膨胀过程,将空间VOCs气体排放到大气环境。与呼出排放对应,还有储罐发料过程的“大呼吸”吸入和“小呼吸”吸入空气,稀释罐内空间气体浓度,加剧液面蒸发,再次形成饱和浓度的挥发气体,待下次发生大小呼出排放时,将VOCs气体排放到大气环境,同时造成液态油品化工品的损耗。储罐呼出排放 VOCs,不但造成资源损失,还污染大气环境。治理储罐区VOCs排放,不但是节约资源减少损失的需要,更是保护大气环境的需要。

1.1.1罐顶基本配置

主要有安全压力控制的配置和防火控制的配置。基本的压力保护设施有全天候呼吸阀、单呼阀、紧急呼吸阀。全天候呼吸阀是确保罐体承压安全的基本设施,单呼阀是安装密闭排气系统专用的单向阀件,紧急呼吸阀是防止储罐遇到意外情况(包括操作原因或天气原因发生的意外情况)时,保护罐体安全的关键设施。根据罐体设计技术条件,紧急呼吸阀有呼吸式、泄放式、吸入式。

1.1.2 常压内浮顶和拱顶储罐的油气收集宜采用单罐单控或直接连通方案。

1.1.3 对储存介质性质差别较大,直接连通后影响安全和产品质量的储罐,其油气收集系统不应采用直接连通方案。

1.1.4 储罐安全附件的设置应符合国家现行标准《石油化工储运系统罐区设计规范》SH/T 3007的相关规定。

1.1.5 油气收集系统应根据储罐储存物料的性质、火灾危险性、储存温度、排气压力和罐型等因素合理设置。

1.1.6 下列储罐应独立设置油气收集系统,当其经过预处理后可与其他油气收集系统合并设置:

    1 苯乙烯等易自聚介质储罐;

    2 操作温度大于90℃的高温物料储罐;

    3 气相空间硫化物体积含量大于等于5%的储罐;

    4 遇其它气体易发生化学反应的物料储罐;

    5 其它需要独立设置气相收集系统的储罐。

1.1.7 对于下列发生火灾风险较高的储罐,其罐顶的油气收集支管道上应设置具有远程隔断功能的阀门:

     1 储存极度和高度危害液体的储罐;

     2 储罐气相含有较高硫化物,硫化亚铁自燃风险高,且容量大于或等于1000m3的甲B和乙A类可燃液体储罐;

1.1.8 当多座储罐的气相直接连通共用一个压力阀时,其储存的介质应为同一品种或性质相近的物料,并应符合下列规定:

    1 对性质差别较大、火灾危险性类别不同、影响安全和产品质量的,储存不同种类介质的储罐气相不应直接连通;

    2 储存极度和高度危害液体的储罐不应与储存非同类物料储罐直接连通;

    3 不同罐组的储罐气相不宜直接连通;

    4 不同罐型(拱顶罐、内浮顶、卧式等)的储罐气相不宜直接连通;

    5 成品储罐与其它储存非同类物料的储罐不应直接连通;

1.1.9 每座储罐气相支管道上应设阻火设备,阻火设备应靠近罐顶结合管安装,并应设置与油气收集主管道隔离检修的切断设施。

1.1.10 储罐油气排放压力的确定应避免与呼吸阀和紧急泄放阀等设定压力相交叉。

1.1.11 储罐顶部气相空间的操作压力不宜低于0.2kPa,油气排出压力不宜低于0.8kPa且不应高于呼吸阀的呼出整定压力,并应设置压力就地及远传仪表。

1.1.12 油气收集系统能力应满足同一系统内同时运行的不同介质储罐的小时最大排气量的要求。

1.1.13 储罐的挥发气量应根据液体进料产生的大呼吸气量、气温升高产生的小呼吸气量、高温进料导致的蒸发气量、高压进料释放的溶解气量等确定,并应符合国家现行标准《石油库节能设计导则》SH/T3002的相关规定。

1.1.14 当储罐需要设置惰性气体保护系统时,每座储罐应设置单独的保护气阀组,且其接入口和引压口均应位于罐顶。

1.1.15 储罐的保护气体用量应考虑物料性质、储罐的输出量和气温变化引起储罐温升或温降等因素的影响。对于苯乙烯、醋酸甲酯等遇氧存在聚合、氧化结晶等介质的储罐,还应增设符合下列规定的安全措施:

    1 储罐气相空间应设置压力低报警,报警值不应低于储罐呼吸阀的设定负压值;

    2 储罐气相空间应设置氧含量监测报警及联锁保护;

    3 呼吸阀带阻火器应为耐烧型爆燃阻火器。

1.1.16 常压储罐的油气收集管道不宜排入全厂性可燃性气体排放系统,当受条件限制需排至全厂低压可燃性气体排放管网时,应符合下列规定:

1 气体热值和氧含量应满足国家现行标准《石油化工可燃性气体排放系统设计规范》SH3009的相关要求;

2 油气收集管道上应设在线氧含量分析仪,并应设置氧浓度高高联锁切断设施;

3 油气收集管道上应采取措施防止火炬气倒流入储罐区油气收集管道。

1.1.17 储存设施的油气收集管道上应设置便于操作的紧急切断阀;当多个油气收集系统共用一套油气回收处理装置时,在进入油气回收处理装置前应分别设置紧急切断阀。

1.1.18 储罐油气排放至罐组收集总管的控制方案可采用切断阀控制方案或单呼阀方案。为减少氮气耗量,应合理设置氮封阀的定压。单呼阀、呼吸阀的定压值尽可能高,便于油气的回收处理,减少油气排放至大气。

1 切断阀控制方案

储存同类油品储罐的气相通过连通管道并入罐组收集总管,通过罐组收集总管送入厂区收集总管。

在罐组收集总管靠近油气回收装置的位置设置切断阀,其开启由收集总管上的压力变送器进行联锁控制,当罐组收集总管上的压力达到设定高限压力值时打开切断阀将油气送至油气回收装置进行回收;其关闭由收集总管上的压力变送器进行联锁控制,当罐组收集总管上的压力达到设定低限压力值时关闭切断阀。

2 单呼阀方案

在储罐油气收集管道上防爆轰型阻火器上游设置单呼阀。单呼阀通过罐内压力机械操作,排气起跳设定压力应低于罐顶呼吸阀的呼气起跳压力,关闭设定压力高于罐顶呼吸阀的吸气起跳压力,若储罐设置了氮气保护,此压力还应高于氮气保护的关闭压力。


储存不同介质的储罐气相通过油气收集管道并入罐组收集管,不同罐组收集管在进凝液罐前合并进油气回收处理装置。并在进回收装置前设置紧急切断阀。

3 高硫高温罐组收集总管

排放气中含有较高浓度硫化物的罐组收集总管除满足以上两种方式外,管道和设备附件应选用抗硫腐蚀的材质。对于需治理的含高温废气的储罐VOCs宜单独收集,以便后续处理。

1.1 装车设施油气收集系统

装车尾气净化回收技术在油品装车过程中会有大量VOCs挥发出来,由于一般油品挥发性较高,造成企业在装油过程中损失油品。造成油品挥发主要是由于鹤管锥形帽与油罐车罐口接触不严造成,致使无法有效收集装车尾气。

1.2.1 鹤管与油罐车的连接应严密,不应泄漏油气;密闭装车鹤管与罐车冒口的密封压力不应小于5kPa。装车鹤管上所设的油气收集罩与槽车的装油罐口需要接触紧密、不漏缝,从而达到密闭的效果。因为装卸槽车的罐体规格各不相同,因此导致罐口尺寸不统一,因此鹤管上安装的固定式油气收集罩就会出现与槽车罐口不对应的情况,从而在连接处出现空隙,达不到鹤管密闭的效果;另一种影响鹤管密闭的情况是由鹤管悬臂配套的气缸压力不足所引起的,由于槽车装油罐口对油气收集罩的压联力度不够,从而使收集罩被油气自身的压力顶而泄漏油气。所以需要将鹤管进行密闭改造

1 上装鹤管密闭改造收集尾气

将上装鹤管改造成与油罐车灌装口严密结合的鹤管,以收集鹤管尾气。

2 上装鹤管更换成下装鹤管。

1.2.2 甲B、乙A类可燃液体装车应采用顶部浸没式或底部装载方式,顶部浸没式装载出油口距离罐车底部高度应小于200mm。

1.2.3 汽车槽车和铁路罐车内气相空间压力不应低于2kPa,且不应高于罐车上呼吸阀呼出整定压力。

1.2.4 油气收集支管公称直径不宜小于鹤管管径。

1.2.5 在油气收集支管上和油气回收处理装置的入口处均应设置切断阀。

1.2.6 油气收集支管与鹤管的连接处及油气回收处理装置的入口处均应设置阻火器。

1.2.7 装车设施油气收集总管的管径应根据油罐车的承压能力、油气回收处理装置及油气收集管道的压力损失,经统一水力计算后确定。

1.2.8 装车设施的油气收集管道上应设置便于操作的紧急切断阀,该阀应设置在装车台外,与装

车台边缘的距离不应小于10 m。

1.3 装船设施油气收集系统

由于港口在进行液体散货装船作业中油品挥发的VOCs会从船舱的通气管或呼吸阀直接排出且由于码头装船效率高、装船量大因此油气挥发的问题会更加突出。

1.3.1 易挥发性石油化工液体物料装船设施应设置液相装船臂和气相返回臂,气相臂与油气收集系统应密闭连接。

1.3.2 船舱内气相空间压力不应低于5kPa,且不应高于船舶上呼吸阀呼出整定压力。

1.3.3 装船设施应设置安全可靠的船岸安全装置,并应满足国家现行标准《码头油气回收船岸界面安全装置》JT2013-31和《码头油气回收设施建设技术规范》JTS196-12的相关规定。

1.3.4 油气收集系统设计应符合下列规定:

1 与气相臂连接处应设置阻火器和远程切断阀;

2 油气收集支管道上应设置压力与温度监测和烃浓度与氧浓度在线分析仪表。

3 当油气压力或温度超过设定值时,应联锁切断远程切断阀。

1.3.5 装船设施的油气收集系统应设置紧急切断阀;紧急切断阀宜设在栈桥根部陆域侧,距码头前沿的距离不应小于20m。

1.4 油气回收处理装置

罐区及装载尾气特点:①浓度高,组分复杂;②理化性质跨度较大,存在不安全因素较多;③安全风险点分布较大。

针对废气的理化特点,油气进入处理设备前,首先进入吸收工段的预吸收塔。预吸收塔能将油气蒸汽吸收下并将油气总体浓度由高浓度降至低浓度。

废气首先经过油洗塔除去大部分溶于油的物质,洗涤后的废气被送入缓冲罐,均衡气体流量和浓度,均衡后的气体进入三级冷凝回收。



     经过冷凝回收后的部分不凝气,经过稀释后,进入到RTO/CO设备进行焚烧,处理后的废气达标排放


工艺流程图


Aspen Plus 工艺模拟

工艺优点

油洗+冷凝:

1 设备安全可靠,高浓度废气始终在低温下运行,可以去除高浓度有机废气,不会发生安全问题;

2 可回收部分具有回收价值的有机物;

3 “一机两挂”,避免结冰问题。

RTO/CO

1 安全高效,净化效率彻底;

2 运行稳定,可以有效去除VOCs;

3 不产生二次污染。

安居乐GRTO主要特点:

1)以IDI项目为代表创行业99.9%的VOCs净化效率;

2)零泄露提升阀技术保障超高的净化效率;

3)以住友项目为代表创低于1mg/Nm3的近零排放成功案例;

4)先进的安居乐“G”技术保障了工艺安全,10年零事故;

5)国家环保部鉴定的“国际领先”的安全型的GRTO蓄热式焚烧炉技术;

6)入选2018年国家环境保护重点推荐技术名录。

7)入选国家环保部科技成果转化平台。

1.4.1 制冷系统的设计

1 设置自动除霜,冷凝后的油水混合物应设置油水分离装置,水冷凝器的制冷装置应采取防冻措施;

2 采取保冷措施;

3 冷凝风机选用防爆轴流风机。

1.4.2 进催化燃烧和蓄热燃烧装置处理的油气中有机物浓度符合下列规定: 

1 油气中有机物浓度应低于其爆炸下限的25%;

2  当油气中有机物浓度高于或等于爆炸下限的25%时,应采取预处理措施使其浓度降低至爆炸下限的25%以下方可进入催化燃烧反应器处理;

3  对于含有混合有机物的油气,其控制浓度应低于最易爆组分或混合气体爆炸极限下限的 25%。

1.4.3 催化燃烧装置的设计应符合下列规定:

1  催化燃烧装置的净化效率不应低于97%;

2  油气中不得含有引起催化剂中毒的介质或组分;

3  催化剂的设计使用寿命不应小于1年;

4  催化剂的工作温度应低于700℃;

5  催化燃烧装置应进行整体保温,装置主体外表面温度不应高于60℃;

6  反应器催化剂中间床层应设置温度检测报警及过热保护措施;

7  反应器应设置防爆泄压装置,且设计压力不应小于1.0MPa;

8  装置进气管道上应设置双向爆轰阻火器,排气管道上应设置管端爆燃阻火器;

9  催化反应器、电加热器等材质宜选用耐温不锈钢材料;

10 反应器进口管道上应设置烃浓度检测仪,并应设置快速切断阀和失电自动关闭功能。

1.4.4 蓄热燃烧装置的设计应符合下列规定:

1  遇氧易发生反应、易聚合的有机物油气不应采用蓄热燃烧法进行处理;

2  进入蓄热燃烧装置的油气流量、 温度、 压力和油气浓度不宜出现较大波动;

3  两室蓄热燃烧装置的净化效率不宜低于 95%,多室或旋转式蓄热燃烧装置的净化效率不应低于98%;

4  蓄热燃烧装置的热回收效率不应低于90%;

5  进入蓄热燃烧装置的油气中颗粒物浓度应低于5mg/m3,并应严格控制含有焦油、 漆雾等黏性物质;

6  燃烧室内衬耐火绝热材料宜选用陶瓷纤维;

7  蓄热体宜选用蜂窝陶瓷或组合式陶瓷等规整材料;蓄热体支架应采用高强度、防腐耐温材料;

8  蓄热体比热容不应低于750 J/kg·K,可承受1200℃的高温冲击,使用寿命不应低于40000 h;蓄热室进出口温差不宜大于60 ℃;

9  辅助燃料应选用天然气、液化气等清洁燃料;

10  燃烧器应具备温度自动调节的功能;

11 蓄热燃烧装置应进行整体内保温,外表面温度不应高于60℃;

12 环境温度较低及湿度较大时应采取保温、 伴热等防凝结措施;

13 当处理含氮有机物造成烟气氮氧化物排放超标时,应采用选择性催化还原法(SCR)等脱硝工艺进行后处理;

14 当处理含硫或含卤素有机物产生二氧化硫、卤化氢时,应采用吸收等工艺进行后处理;

15 燃料供给系统应设置高低压保护和泄漏报警装置;压缩空气系统应设置低压保护和报警装置。

16 蓄热燃烧装置应具有过热保护功能。

17 换向阀宜采用提升阀、旋转阀、蝶阀等类型,其材质应具有耐磨、耐高温、耐腐蚀等性能,泄漏率应低于0.2%。