《化工安全与环境》XXXX年41期(油气回收系统问题的现场诊断参考)

《诊断油气回收系统问题的一次实践》《化工安全与环境》2010年第41期作者：颜晓琼所在机构：江苏中川通大环保设备制造有限公司诊断油气回收系统问题的一次实践江苏中川通大环保设备制造有限公司212212颜晓琼摘要：被奥运会、世博会、亚运会推动，与会地区出现了安装油气回收系统高潮。但从先期安装了两年多的油气回收装置看，系统不能正常运行、见不到预期效果的却不在少数。对油气回收系统看不见、摸不着的故障现象，提出简单易行、判断准确的诊断方法。并举例供参考。关键词：油气回收系统、密闭、动态阻力1.理顺思路，界定诊断范围所有油气回收设备供应商都会向用户承诺，其油气回收设备能够见到回收的油品并将产生可观的经济效益。可在设备投运之后，只能见到比预期数据大大折扣的回收油品，或根本看不到回收的油品，甚至吸收法油气回收设备用于喷淋吸收的汽油也逐渐损耗，判断就是系统出了问题。开始诊断前，要确认油气回收系统后端的油气处理装置能够正常开机，设备配置、工艺选择方面也没有错误问题。油气回收系统可分为前端、中段、后端三大区域。前端有“油气收集设施”和进入装车状态的油罐车；中段有“油气集输管路”，包括气相主管路和支管路；后端是“油气回收处理装置”。表1油气回收系统区域界定范围系统区域系统内容故障界定范围前端“油气收集设施”和进入装车状态的油罐车收集的油气输送到处理装置入口进不去，还是油气传送不到后端的装置入口处中段“油气集输管路”，包括气相主管路和支管路前者是后端装置内压降太大，或堵塞，需请设备供应商解决。后端油气回收处理装置后者要仔细检查前端密闭的状态和中段动态阻力的问题。PDF文件使用pdfFactory试用版本创建安装仪表，创建测压模态诊断的步骤：第一步，摸清管路系统的状态；第二步，安装测压仪表、建立测压模态；第三步，测算动态阻力、分析装置压降。关于压降，由于计算的条件限定、参数选择都会因人而异，这些差异不但会带来核算难度，还会造成分析问题的复杂性和准确性。因此，简易可靠、操作性强、可见性好的方法是在系统的关键点实地安装压力表，实时显示各处压力值，采集各个阶段管道压降数据。①、建立模态：任何发油系统都可以简化为图示模态。见图2②、选择仪表：选用指针式膜盒压力表，表盘直径100mm或150mm；量程范围：表1选0—20kpa，表2、3、4选0—10kpa。③、仪表选点：选择仪表安装位置见示意图，最少应安装4个表。④、安装方法：有条件的油库，在安全措施完备，经过管理部门批准动火后，可现场焊装仪表。但是，在系统的气相管路已经有油气存在时，严禁现场动火，可将便于卸下部位移动到现场外焊接压力表接口，或可利用管路上原有法兰连接处加装三通预留压力表接口。我公司利用法兰加装三通的方法在现场安装了表2、表3，并将后端油气回收装置入口管路上的弯头拆卸到油库外焊接压力表接口，完成了表4的安装。表2系统测压仪表的安装及作用表位安装位置作用效果表1油罐车的罐体上、可以利用罐顶人孔大盖上安全阀或量油口等的接口安装判断油罐车罐体密闭状态表2油气回收密闭鹤管上方判断鹤管密闭罩密闭状态表3油气回收气相主管路前端判断气相支管路动态压降及收集油气效果的状态表4油气回收装置入口处，也可以利用装置本身取样阀接口安装判断气相主管路动态压降状态，确认油气是否输送到装置后端：油气回收装置前端：密闭鹤管中段：气相主/支管路PDF文件使用pdfFactory试用版本创建现场安装压力表的实例（一）表3：表2：表1：表4：表4：弯头拆卸到油库外焊接头加装压力表表2、表3：利用现有法兰连接加装压力表表2表3图4现场安装压力表的实例（二）PDF文件使用pdfFactory试用版本创建实地测压，分析系统问题《储油库大气污染物排放标准》（GB20950—2007）第4.2.4条规定：“储油库油气收集系统应设置测压装置，收集系统在收集油罐车罐内的油气时对罐内不宜造成超过4.5kPa的压力，在任何情况下都不应超过6kPa。”此规定对油气回收系统密闭状态提出两个方面的要求：一个是包括密闭鹤管和油罐车附件在内的密闭状态，应该确保在发油时油罐车罐内空间产生不小于该数据的压力值，才能有向输送管路和装置传输油气的推力；一个是气相管路包括气相总管路和鹤管气相支管路以及油气回收装置不能有大于该数据的动态阻力，否则油气难以送进油气回收装置。管道阻力有局部阻力(弯头，阀等附件)和沿程阻力（管径、长度、流速的动压阻力、内壁粗糙度的摩擦阻力﹤pa/m﹥）等。气相主管路和支管路阻力大，或油气收集设施不密闭（鹤管密闭帽与罐口不密闭、油罐车的安全呼吸阀失效或出气管口敞开、量油口不密闭）、油气回收处理装置的压降大，等等，都会影响油气的传输效率，进而影响油气回收处理装置的效果。实地测压，在发油过程即时读取各处压力表读数，能够直观状态，判断系统状态和问题更加简单化。4个压力表的读数及对应的状态如下：表位对应数据及系统中的状态表1读数应在4—6kpa（在发油流量不同时，数据也不同）。3kpa，油罐车及密闭鹤管有泄漏。6.5kpa，说明密闭状态尚可，而鹤管以后输送油气的气相管路及油气回收装置动态阻力大。表2数据及状态与表1的情况差不多。表3表2与表3的读数差值，反映气相支管路动态阻力状态。（在流量最大时，该数据宜小于1kpa。当读数大于2kpa时，有必要考虑对气相支管路的管径、长度及弯头数量等进行合理改进。）表4表3与表4的读数差值，反映气相总管路动态阻力状态。（如果装置排气管安装的只是阻火帽时，表4反映油气回收处理装置的压降数据。如果装置排气管安装有真空压力阀，表4读数减去真空压力阀正压数据，得到的即是装置压降数据。）PDF文件使用pdfFactory试用版本创建诊断实践，相关数据状态某炼油厂油库油气回收系统管路为：DN200的油气主管路长度120米、弯头7个折当量长度31米，合计151米。DN50的鹤管气相支管路长度13米、弯头7个折当量长度10米，合计23米。气相管路最长一路的总长度达175米。我们按照图2的流程并如图3、图4所示，安装了压力表，在该油库建立了测压模态。2010年5月14日到17日，在该油库进行诊断实践，共采集了11辆油罐车发油时，各个压力表的数据，并根据读数分析了系统存在的问题，整理汇总报表。例1车号：陕K53541发油流量m³/h表1读数（kpa）表2读数（kpa）表3读数（kpa）表4读数（kpa）80.2332.80.80【分析】①油罐车及鹤管密闭不良②气相管路阻力大于3kpa例2车号：陕AC4831发油流量m³/h表1读数（kpa）表2读数（kpa）表3读数（kpa）表4读数（kpa）78.525.252.20【分析】①油罐车及鹤管密闭尚可②气相管路阻力大于5kpa例3车号：蒙K44629发油流量m³/h表1读数（kpa）表2读数（kpa）表3读数（kpa）表4读数（kpa）105.52.22.20.60【分析】①油罐车及鹤管密闭不良②气相管路阻力大例4车号：陕K16000发油流量m³/h表1读数（kpa）表2读数（kpa）表3读数（kpa）表4读数（kpa）106.50.20.100【分析】①油罐车及鹤管密闭不良②气相管路阻力大例5车号：陕AC1642发油流量m³/h表1读数（kpa）表2读数（kpa）表3读数（kpa）表4读数（kpa）84.966.86.54.1.6【分析】①油罐车及鹤管密闭较好②气相管路阻力大于5kpa例6车号：陕K34615发油流量m³/h表1读数（kpa）表2读数（kpa）表3读数（kpa）表4读数（kpa）92.124.64.21.20【分析】①油罐车及鹤管密闭尚可②气相管路阻力大于4kpa例7车号：陕AC7855发油流量m³/h表1读数（kpa）表2读数（kpa）表3读数（kpa）表4读数（kpa）80.46.1641.5【分析】①油罐车及鹤管密闭较好②气相管路阻力大于4..5kpaPDF文件使用pdfFactory试用版本创建解决问题，系统正常运行5.1影响系统效果的是密闭不良和气相管路阻力大从现场诊断的数据确认，影响油气回收系统运行效果的原因是密闭不良和气相管路阻力大。除了管路配置不当，操作的密闭和发油速度也影响系统运行。5.1.1现场测压读数看，密闭不良时油罐车油罐空间压力不足3kpa，说明系统不密闭，油罐空间压力小，不但油气收集困难，而且油气传输无后劲。5.1.2密闭稍好点的油罐车，现场发油流速在105m³/h左右时，瞬间压力在表上超过量程最大数字10kpa（压力表量程0—10kpa），鹤管会弹跳起来，说明气相管路规格小、阻力大，发油速度或发油量大时，气相管路不能及时疏导油罐内产生的油气，表现为油气“过不去”，油气不能到达油气回收处理装置。5.2发油速度应控制在管路压降许可的范围国外有关标准对油品灌装流速也有严格限制，油气的流速取决于液态油输送的流速。例如，美国API标准规定，不论管径如何，流速限值为4.5～6.0m/s；美国Mobil公司标准规定，DN100鹤管最大装车流量不应大于125m³/h，折算流速为4.4m/s。《石油库设计规范》规定装卸车流速不应大于4.5m/s。该油库现场采用DN50的气相支管路在发油流量105m³/h时，流速高达15m/s。流量80m³/h时，流速高达11.3m/s。流量60m³/h时，流速高达8.5m/s。都明显高于标准规定的流速。国家交通部行标《汽车运输、装卸危险货物作业规程》（JT618—2004）规定，装卸车流速不应大于4.5m/s。对于DN80的鹤管，发油量应该控制在80m³/h，产生油气量93m³/h。DN50气相管路压降0.3811kpa/m。要控制压降不大于4.5kpa，其直管长度不能大于11m。（如果管路中有90°弯头，应该按每个弯头当量长度1.5m计算）。要控制DN50的气相管压降不大于4.5kpa，在发油流量为105m³/h时，管路压降达到0.6134kpa/m，长度不能大于7m。流量60m³/h时，管路压降达到0.2304kpa/m，长度不能大于19m。而该油库现场DN50的鹤管气相管路有13m，管路中7只90°弯头的当量长度10.5m，合计23.5m。对照以上不同发油量所允许的气相管长度，证明本案例的气相管长度严重不符合标准规范的要求。PDF文件使用pdfFactory试用版本创建重视管路动态压降，优化设计气相管路规格《油气回收系统工程技术导则》（QSH0117-2007）规定“每个汽油装车鹤管所配置的油气回收支管道直径宜比鹤管直径小一个规格等级，即DN100鹤管配DN80油气回收支管，DN80鹤管配DN50油气回收支管。”我们所诊断的油库，正是DN80鹤管配置DN50气相支管路。但是，气相支管路弯头多、阻力大，加之发油速度过大。如果不用仪表测压，回收设备供应商和用户根本看不见也摸不着油气“过不去”的真正问题在于阻力大。故，油气回收系统的整体设计不能生搬硬套标准规范，要重视现场操作实际工况、管路长度及动态压力降的影响，合理优化选择气相管路规格。2010年8月初，该油库将气相支管路规格改为DN65，缩短集气管路的长度，系统压降立即减少到1.4kpa，油气回收处理装置的回收效果也立竿见影。PDF文件使用pdfFactory试用版本创建