液化石油气站

液化石油气站（共8篇）

液化石油气站 篇1

1 液化石油气常见危险特征

液化石油气是一种常见的清洁燃料, 其具有高热量、低污染、使用便捷等特点, 在人们的生产生活中得到广泛的应用。但液化石油气也是一种危险化学用品, 在日常使用过程中需要注意防范其危害性。液化石油气常见的危险特征有如下几个方面:

一是易燃易爆是液化石油气的最主要危险特征之一, 其火灾危险性为甲类。由于液化石油气的主要成分为丙烷、丁烷, 所以与空气混合后, 只需极小的点火能量便能引发燃烧爆炸。二是其具有蒸发与泄露扩散的特征, 液化烃的低沸点性使其极易蒸发, 一旦在装卸、储运过程中出现密封不严等情况, 便会发生泄露扩散事故。液化石油气密度比空气大, 一旦发生泄露, 容易聚集在地表、下水道等地方, 易被事故现场人员吸入, 其毒性会对人的健康造成损害。三是液化石油气极易产生静电与受热膨胀, 是火灾爆炸事故的导火线。

2 液化石油气站危险因素分析

(1) 火灾爆炸危险因素液化石油气的火灾爆炸危险因素包含两方面, 一方面是人为操作类的危险因素, 包括装卸、抽残液等。装卸过程主要指的是液化石油气的充装与卸液。在充装过程中, 充装台周围会形成一个易爆炸区域, 该区域内严禁使用明火和禁止任何可能引发火花的操作, 如金属碰撞、摩擦等。卸液过程中, 储罐漫溢、泄露以及静电等都是造成火灾爆炸的危险因素。抽残液只需达到要求即可, 避免造成石油气纯度的变化, 对残液的处理需进行专业处理。

另一方面, 非人为事故引发的火灾爆炸主要指的是液化石油气的沉积、渗漏、电气设备泄露以及自然环境如雷击等造成的火灾爆炸事故。由于储运需求或者管道老化等原因, 液化石油气操作过程中不可避免地会出现外泄, 若气体与气站外的火源接触, 极易形成火灾爆炸。

(2) 液化石油气储运危险因素液化石油气的储运过程包括储罐的装卸、压缩机运行、液化石油气储存和充装过程等。液化石油气站一般设置有装卸栈桥, 有的栈桥在建设过程中未按照标准进行建设, 栈桥长宽不合理或者没有相应的吊装设备, 造成装卸困难, 给操作埋下安全隐患。压缩机进出口管道工艺设计不合理或者压缩机室设备布置不规范, 存在气体阀门不密封或者操作不便等问题, 储存过程中则存在设计制造缺陷或者是充装软管破裂、充装间的不规范布置等问题, 都会造成安全事故。

(3) 中毒气体危险因素液化石油气在装卸过程中, 规定的浓度范围是1000mg/m3以内, 而引起液化气石油中毒的最低蒸汽浓度为17999mg/m3, 此时, 人在此蒸汽浓度范围内会出现头晕目眩、恶心呕吐等症状, 严重时会使人休克。

3 液化石油气站危险因素处理方法

(1) 安全管理理念转变与创新对液化石油气站危险因素预防与处理的首要工作是, 促使管理人员和管理部门转变观念, 提升安全管理思想认识, 并借鉴国内外的先进管理方法, 坚持以人为本、安全第一的原则, 强化安全管理工作, 全面提高生产和管理人员的安全意识与管理技术水平。

(2) 建立安全管理应对措施针对不同的危害因素, 建立专门的安全管理机构对其进行管控, 将安全管理责任明确到具体的单位部门与人, 将安全管理落实到每个基层单位。

首先, 建立安全管理制度, 加强员工的液化石油气安全教育与培训, 从实际出发, 提高员工安全管理意识, 确保安全管理工作有效进行。其次, 定期进行安全检查, 及时发现问题并纠正, 对于安全工艺操作流程与操作规范, 要严格贯彻执行, 保证工艺参数的准确性。针对场站的火源、设备, 划分危险点、源区域, 强化火源管理。最后, 对重大危险源进行重点管控, 并制定重大事故的应急预案管理, 完善安全管理细节。

(3) 完善设备管理措施设备管理措施的完善集中在对储气罐、气站、压力管道、压力容器采取定期检测维修的管理措施, 并依据相关技术规范, 聘请专业人员对一定年限内的设备进行检测, 消除安全隐患。此外, 加强对防雷、防静电等相关设备的管理, 保证设备随时处于最佳的运行状态。

(4) 加强消防控制措施消防措施的加强要秉承“预防为主”、“防消结合”、“安全第一”的原则, 通过定期的宣传教育、应急预案演练以及安全经验分享等活动, 切实提高场站操作人员的安全意识。

4 结语

液化石油气站危险因素的预防与安全管理是一项长期而持久的工作, 需要我们在日常的工作当中恪守安全红线, 以不变的韧性和积极的态度做好安全管理工作, 保证液化石油气站的安全平稳运行。

摘要：液化石油气站是液化石油气储运的核心场所, 关系到能源供应与社会发展的稳定。本文从液化石油气常见的危险特性出发, 对液化石油气站的危险因素进行了分析, 并在此基础上探讨相应的处理方法, 具有一定的借鉴意义。

关键词：液化石油气站,危险因素,处理方法

参考文献

[1]王波.液化石油气站储运设备的安全管理研究[J], 化工管理, 2012, (12) :17-18.

[2]林娜.浅谈液化石油气使用安全管理[J], 中国新技术新产品, 2015, (5) :189-190.

[3]梁成锋.液化石油气储配安全管理[J], 技术与市场, 2015, (3) :108-109.

液化石油气站 篇2

本卧发[2021]42号 签发人：杨广武

2021年“安全生产月”活动总结

根据公司 “安全生产月”活动方案的通知精神，我公司结合实际，紧紧围绕“落实安全责任，推动安全发展”的活动主题，研究制定了可行的活动方案，精心组织、全面部署、认真落实、注重实效，以宣传国家有关安全生产法律法规、安全生产知识、公司安全生产管理制度，增强全体员工的安全意识和防范事故的能力为重点。积极开展形式多样、内容丰富的安全活动，加大隐患排查治理力度，进一步强化了全员对安全工作重要性的认识，加深了对安全生产责任的了解，完善了安全管理机制，提高了安全生产的质量水平和防范事故的能力，及时有效的消除了安全隐患，取得了显著成效，保证了安全生产。现将我单位“安全生产月”活动总结如下：

一、加强领导，精心组织，分工负责，分口把关，制订了 “安全生产月”活动实施方案，明确了活动的主题和具体要求，要求我单位各部门要把“安全生产月”活动列入重要议事日程，精心组织、务求实效，明确目标，明确责任，明确任务，活动要讲求实际，注重实效，真抓实干，抓出成效，严禁形式主义，严禁走过场。在活动开展中，公司成立了以杨广武经理为组长的领导小组，领导小组亲自抓，做到一级抓一级，一级对一级负责。抓点带面，抓两头带中间，保证安全月活动开展的富有成效。通过活动，进一步促进我单位安全生产各项工作的落实。为了加强“安全生产月”活动宣传效果，我单位在6月2日上午，在培训室成功举行了“安全月宣传展览暨交通事故警示图展”活动，取得了不错的效果。

二、大力宣传、营造氛围、提高安全工作意识，热真组织开展警示教育活动。

安全生产工作宣传是安全生产月的重要内容之一。我单位通过制作，悬挂安全生产月宣传横幅，发放宣传资料等活动形式，营造了良好的安全生产氛围。我公司于2021年6月1日、6月10日、6月20日分三次在安全培训例会上针对公司所有员工播放安全生产事故警示系列片等影像资料，突出了典型，加强了效果。通过观看，参加人员受到了深刻的教育，对安全生产工作加强了重视。为进一步完善我单位的安全生产管理工作提供了切实可靠的保障和依据。

三、积极配合上级主管部门向社会进行广泛宣传。充分发挥宣传阵地作用，向驾乘人员进行宣传的同时，向群众发放乘车基本常识、播放宣传告知视频。通过活动进一步加强了我单位安全管理人员的安全生产责任意识，促进全社会的交通参与者对安全行车和安全乘车的重视。通过活动受到教育的群众近千人，取得了良好的社会宣传效应，营造了较为浓厚的安全生产月氛围的同时宣传了企业形象。

四、开展管理人员培训、增强素质、提高安全管理水平。为进一步提我单位所有管理人员的安全生产管理水平，针对当前安全生产的重点、难点我司在活动期间，要求各科室结合本科室实际精心准备培训内容，认真组织实施，从而通过培训切实提高全体管理人员的安全生产知识和安全管理水平。同时要求各科室在活动期间进行安全自查自纠，领导小组则进行安全大检查，找漏洞、挖细节，保障此次活动的质量和效果。

五、保质保量开展 2021年危险货物驾驶员、押运员培训，签订安全责任状。对危险货物驾驶员、押运员进行了安全月专项考试、打非治违专项考试，要求每位驾驶员认真答题，培训结束考核合格后才可上岗，不合格者进行脱产学习。通过签订安全责任状的形式，加强危险货物驾驶员、押运员的安全意识，提高安全责任心，确保将安全落在实处。举行车辆技术状况专项检查和生产隐患排查活动。我单位结合道路危险货物安全工作实际情况，为了进一步落实企业安全生产主体责任，加大安全隐患排查治理力度，增强安全意识，提高全员安全管理水平，促进危险货物驾驶员、押运员遵章守法，遏制各类生产安全事故发生，保障我司道路运输安全生产形势稳定有序，按照安排和部署于6月15日进行了夏季安全生产暨安全月专项检查活动。本次活动从宣传动员、自检自查、集中整改、分项排查、检查验收到总结，共计3天。

六、进行应急预案演练、提高应急处置能力今年“全国安全生产月”活动的主题是：“落实安全责任，推动安全发展”。我们紧紧围绕这个主题，制订了行车事故应急预案、汛期防洪应急预案、消防应急预案，并于6月30日进行消防演习的实施。通过所有人员的积极参与，临时突演，注重了流程，检验了我单位的方案科学性、有效性，强化应急、增加效果，提高了每位员工消防安全的“四个能力、三提示、三懂三会”。

七、以“安全月”带动“安全年”，以“安全月”推动安全标准化达标，确保 2021 安全生产局势的稳定每年一度的“全国安全生产月”虽然已经结束，但是我们心中的安全生产日、安全生产月、安全生产年却永远没有结束。安全生产工作必须时时抓、日日抓，真抓敢管才能出成效。况且我单位还存在安全生产薄弱环节，时时刻刻在威胁着我们来之不易的安全局势。所以我们必须认真总结“安全生产月”活动的经验，发扬好的做法，克服薄弱环节，按照安全标准化要求全面执行安全工作，如履薄冰地保持我单位的安全生产局势的稳定。

本溪市明山区卧龙液化石油气站 2021年7月2日

液化石油气站 篇3

汽车尾气的排放污染已成为我国大中城市的重要污染源而日益受到人们的关注。减少尾气排放污染也已成为治理城市大气污染的主要手段之一。1994年4月, 由科技部等部门新组建的国家清洁汽车协调领导小组及办公室。正式启动了“空气净化工程———清洁汽车行动”, 力争在3—5年内使主要城市的空气质量有明显改善。“空气净化工程”首先将在占汽车总运行里程约40%—50%的公共汽车和出租汽车行业内大力推广清洁燃料如液化石油气 (LPG) 等代用燃料汽车。大庆市在清洁燃料 (LPG) 汽车方面的推广工作起步较早, 但目前的发展进度却落后于广州、上海、北京等城市, 燃气汽车加气站的建设缓慢是其中的主要原因。在城市里进行加气站建设要受到城市总体规划、安全间距以及加气是否方便等诸多因素的制约。尤其是在已建成的市区内可用来新建一个燃气加气站的空地很少。因此改造一些有条件的加油站使之兼备加油、加气功能, 不失为解决目前大庆市燃气汽车加气能力不足的有效途径。我们对大庆市十几座加油站进行了改扩建设计, 在设计过程中我们着重对以下几个问题进行了探讨。

1 加气站的选址与平面布置

加油加气站的选址首先应满足城市总体规划和单项规划的要求。在统一规划的指导下具体实施, 并非任何一个加油站都可改建为油气站。事实上, 已建加油站由于隶属关系、地理环境等因素使得改造的条件参差不齐, 加之当初的设计未考虑扩展LPG加气功能、使改建的总平面布置不十分理想, 一些站仅能增加一个LPG储罐而另一些站则不得不借用加油站红线以外的空地如城市绿地等。在总平面布置上应尽量将油、气储罐分区布置, 便于运输车辆的分流, 方便操作与安全管理。由于采用的是埋地式阀井, 罐区的管线、阀门等设在阀井内及埋在地下。建成后既不会对绿地有大的影响, 又解决了原有油站因面积小而无法改建为双燃料加注站的矛盾。

2 加气站的工艺流程特点

使用压缩机还是泵卸车要视具体情况而定。简化流程, 减少占地, 成为油站改建设计的主要矛盾。如何合理地简化流程是改建加气站的关键。已有的加气站设计规范要求采用压缩机来卸车, 但我们认为在进行加油站改造时如采用压缩机卸车, 压缩机安装位置与储罐要有一定的安全距离, 这对于一些面积较小的加油站来说几乎没有地方来安排。因此可考虑采用大流量的烃泵安装在罐区附近用以卸车。当需对卸车泵检修时可利用槽车与储罐的自然高差卸车。对于有条件的站则可采用压缩机来卸车。

值得注意的是, 经过调研目前上海市在运作的六个加气站内均未安装卸车泵或压缩机, 而是采用了在上海煤制气集团的运输槽车上安装车载卸车泵, 由该集团专用槽车统一给各加气站送气。该方案进一步简化了站内的流程, 减少了占地及泄漏点, 使加气站的安全性得到进一步提高, 还节约了一大笔投资, 在运行中加强管理可充份保证安全供气, 是值得提倡和借鉴的。

将储罐人孔及阀门安装在地下阀室的形式其感观效果要比露出地面的做法更容易被加气站的经营和使用单位所接受。因为加油 (气) 站的直观形象会影响其市场竞争能力。针对我们设计的加油站实际情况, 我们采用了地下阀井工艺管线流程, 将加气潜液泵以及汇集到储罐的阀门和部分管道安装在地下式阀井及管沟内, 并设置可燃气体泄漏报警探头, 报警浓度为石油气爆炸浓度下限的20%;井面及罐池盖板上严禁行车;储罐液位计设高低液位报警并与紧急切断阀联动;阀井要求做防水及阴极保护的电绝缘处理;平时采用自然风驱动的涡轮风机通风, 加强井内气体的对流, 减小石油气聚集的可能性以确保阀井的安全。

油气加注站是对社会服务的场所, 客流量较大, 人员复杂。因此, 事故状态下的紧急控制是十分重要的。储罐区与加气岛应共设一套紧急切断系统, 并要求气动控制卸压点的设置方便操作。无论站内哪个部位出现问题, 都能在最短时间内切断气源, 将事故危害控制在最小范围。

3 加气站设备的选用与制造

目前, 除烃泵、压缩机和储罐国产化率较高外, 加气机及加气泵和一些重要的管件阀门的使用还是以进口产品为多。考虑到加气站安全的重要性, 作者建议对重要部位应选择优质的国内产品或进口产品为宜。

3.1 加气泵和加气机

对于新建的埋地储罐我们主张采用潜液式加气泵。加气泵主机及控制部件目前还是以采用进口设备为宜, 加气泵套筒可在国内知名压力容器生产厂家生产, 加气机可选用自动化程度较高具有防爆照明装置的进口产品并安装在已有或新建加油岛内。加气机内必须安装防接切断保护装置。

3.2 储罐

加气站采用埋地钢制储罐进行LPG储存, 储罐采用阴极保护。为确保安全, 储罐气、液相出口管设紧急切断阀, 管道、储罐就地设安全放空装置。为保证国产储罐与进口阀门、液位计的匹配, 保证罐顶埋深不小于0.5米, 须对储罐管口进行校核, 如有必要, 还需在定货时向厂方提出有关定货要求, 在厂内将阀井内的设备统一安装、试压。因加气站不像气化站那样必须连续供气。因此, 如场地紧张, 也可设置单罐。检修时, 燃气汽车可到其他的站加气。

4 结论

4.1 加气站的总平面布置应结合城市的总体规划, 在不破坏整体环境的条件下, 充分利用城市的现有空间;

4.2 加气站的卸车装置可以采用烃泵卸车或由槽车车载烃泵卸车;

4.3 实践证明, 配以足够的安全措施, 地下式阀井是可行的;

液化石油气站 篇4

选择题，每题2.5分，共计100分。

1.液化石油气钢瓶属于下列哪种压力等级的气瓶？（）

A)高压气瓶

B)中压气瓶

C)低压气瓶

2.有关充装液化石油气体以下描述中错误一项是？（）

A)实行充装重量复验制度，严禁过量充装。

B)称重衡器的校验期限不得超过三个月。

C)可以从液化石油气槽车直接向气瓶灌装。

3.液化石油气储配站四周应设置高度不低于多少米的非燃烧实体围墙？（）

A)1.5米

B)2米

C)2.5米

4.液化石油气充装称重衡器的定期校验期限为多长时间？（）

A)每年1次

B)每半年1次

C)每3个月1次

5.下列哪种燃气的爆炸极限范围最大？（）

A)天然气

B)人工煤气

C)液化石油气

6.液化石油气的爆炸极限为下列哪一项？（）

A)5%—35%

B)1.5%—9.5%

C)10%—20%

7.钢瓶内装的液化石油气的状态为下列哪一种状态？（）

A)气态

B)液态

C)气、液共存

8.液化石油气储罐的安全阀定期检验周期为多长时间？（）

A)半年

B)一年

C)三个月

9.液化石油气充装时，若不慎接头部分的液体泄漏出来喷到操作人员手上，会对操作人员造成什么伤害？（）

A)烫伤

B)冻伤

C)腐蚀伤

10.下列哪一项是发现液化石油气罐漏气的实时正确处理方法？（）

A)把它移出至空旷地方

B)开抽气扇

C)应自行尽快修好它

11.为防止液化石油气泄漏时在厨房的地柜内沉积发生危险，地柜柜门上的通风口应设置在什么位置？（）

A)上部

B)中间

C)下部

12.燃具从售出之日起，液化石油气和天然气热水器判废年限为多少年？（）A)4年 B)6年 C)8年

13.市面上液化石油气的主要成分是什么（）A)乙烷和丙烷 B)甲烷和丁烷 C)丙烷和丁烷

14.液化石油气中含有沸点较高的_____及其以上成分，在常温下不能气化而残留在气瓶内，称之为残液？（）A)C3B)C5 C)C415.气瓶充装液化石油气时，应____充装？（）A)满瓶 B)按80%容积 C)按充装系数

16.居民液化石油气钢瓶属于____，氧气，氮气瓶属于____？（）A)低压气瓶高压气瓶 B)低压气瓶中压气瓶 C)中压气瓶高压气瓶

17.甲乙丙类液体储罐区和液化石油气储罐区的消火栓，应设在什么位置？（）A)储罐下 B)防护堤内 C)防护堤外

18.液化石油气的残液应该由_____负责处置？（）A)燃气供应企业 B)使用者个人 C)燃气供应企业或个人19.CNG撬车瓶组应配备_____，且处于有效期内？（）A)二氧化碳灭火剂 B)干粉灭火剂 C)泡沫灭火器

20.拖车驾驶员和押运员在任何情况下禁止饮用酒精类饮料，禁止工作时吸烟，对在CNG运

输车____范围内吸烟的人员有劝阻责任？（）A)5米 B)10米 C)20米

21.向CNG储配站和CNG瓶组供气站运送压缩天然气的气瓶车，在充装温度为20℃时，充装

压力不应大于____Mpa（表压）？（）A)16 B)20 C)25

22.CNG撬车必须严格按照普通公路不超过____，高速公路不超过____的速度行驶？（）A)100公里/小时120公里/小时 B)80公里/小时100公里/小时 C)60公里/小时70公里/小时23.撬车在雪天和冰路转弯路段，最高时速不得超出___？（）A)CNG30公里/小时

B)40公里/小时 C)60公里/小时

24.CNG撬车充装过程中，应时刻注意温度计刻度的变化，温度必须在____之间，如果温度

超出此范围，应降低充装速度？（）A)-20～40℃ B)-20～60℃ C)-40～40℃25.气瓶车在充装过程中_____移动？（）A)严禁 B)可以小范围移动 C)没有明确规定

26.CNG撬车充装完毕后，必须复查流量计和压力表，主要目的是？（）A)检查流量计和压力表是否运行正常 B)防止超装，如超装，严禁驶离充装现场 C)检查有无泄漏27.CNG撬车充装完毕后，不得在阳光下暴晒，主要目的是？（）A)避免升温过快，压力过高，必要时要用水降温 B)防止驾驶室温度过高 C)防止瓶体外壁涂漆晒伤

28.为保证CNG撬车的良好使用状况，应___对撬车进行一次排污？（）A)每个月 B)每两个月 C)每季度

29.CNG撬车排污禁止在夜间进行，且作业现场____米范围内，严禁火种？（）A)5 B)10 C)15

30.新的或检修后的CNG撬车在充装前必须对钢瓶内的空气进行置换，置换后瓶内气体含氧

量不大于？（）A)1% B)3% C)5%

31.CNG加气站内应设置气瓶车固定车位，每个气瓶车的固定车位宽度不应小于____，长度

宜为气瓶车长度？（）A)2.5m B)3.5m C)4.5m32.以下说法不正确的是？（）A)CNG运输车禁止他人搭乘 B)驾驶员在场站等待时间较长时，可以在场站内进行车辆的维修和保养作业 C)拖车驾驶员在行驶途中和停车前严禁空档滑行33.CNG撬车充装前对管路系统的检查中不包括？（）A)管路上各焊点无泄漏，管路与球阀连接点无泄漏 B)汇总固定U型螺栓紧固 C)与钢瓶相连的连接管无泄漏 D)瓶体表面无机械刮伤或碰伤，表面涂漆完好

34.CNG撬车凡出现下列情况的，可允许进行充装作业？（）A)钢印标记、颜色标记不符合规定，对瓶内介质未确认的 B)附件损坏、不全或不符合规定的；经外观检查，存在明显损伤，需进一步检验的C)D)35.A)B)C)36.A)B)C)37.A)B)C)38.A)B)C)39.在校验期内，瓶内有剩余压力

首次充装或定期检验后的首次充装，未经置换或抽真空处理的《建筑设计防火规范》规定消防车道的宽度不应小于多少米？（）3.5米4.5米 5.5米

下列关于钢瓶充装的说法不正确的是？（）钢瓶标记、颜色标记不符合规定的严禁充装

充装后的钢瓶应进行重量检测及检漏，合格后应贴合格证方可出站 首次充装的新瓶可以直接充装

液化气储配站罐区运行、钢瓶充装、装卸罐车在进行操作时不得少于多少人？（）1人 2人 3人

有的用户冬天将液化气钢瓶放在室外，急用时几次点火都不着，这时应该？（）瓶内液体冻结，用火烤或用开水烫

将钢瓶放回室内略置片刻，当钢瓶温度接近室温时再点火使用 重新换一瓶

为避免钢瓶受液化气灶具火焰的烘烤，二者之间应保持一定的距离，即自灶具头至减压阀出气口的安全距离不低于____？（）A)0.3米 B)0.5米 C)1.0米40.燃气胶管最好在多久内更换？（）A)12个月 B)18个月 C)36个月

答案：1.CCBCB6.BCBBA11.CCCBC16.ACABC21.BCABA26.BBABB31.CBDCA36.ACBBB

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液化石油气站 篇5

随着我国石油化工工业的发展以及国家原油战略储备库项目的实施,石油及石油产品在生产、生活中的应用越来越广泛,各类油库、加油加气站日益增多。储罐是储存散装油或液化气最重要的设备,液化石油气储罐一旦泄漏,遇点火源会发生火灾爆炸事故,引起爆炸冲击波、容器碎片抛出及巨大的火球热辐射,对周围的人员、建筑和设备造成很大的破坏。因此,在液化石油气储存中,如何有效地采取措施降低事故发生的概率及损失是极为重要的。本文从防止爆炸性气体环境的产生、消除点火源和抑制事故扩大三方面来提出有效的安全措施。

2 案例基本情况

某镇建有一座LPG储配站,主要从事LPG的储存、充装业务。该LPG储配站位于某镇某村西南侧,东侧为一条宽为15m的小公路,公路东侧为空地;站南面、西面及北面50m范围内均为空地。

该站占地面积5000m2,生产区(包括储罐区、卸料罩棚和充装间)与辅助区(包括消防水泵房、配电间和办公用房)东西分开布置,两区之间设置高度为2m的砖砌实体围墙。储罐区设置在生产区西南侧,距罐区北侧15m处为卸料泵罩棚,距罩棚北侧7m处为充装间。罐区与充装间的距离为25m。罐区及充装间距围墙均为20m。距离罐区东侧35m处为消防水泵房和配电间。消防水泵房南侧有一消防水池。站区东北角为办公室,距离充装间20m,距离罐区40m。

储罐区建筑面积320m2,由南至北依次设置1个20m3的残液罐、1个20m3及2个50m3LPG储罐,各储罐之间的距离为相邻较大储罐的直径。该罐区周围设置1m高的砖混墙,占地面积约352m2,且装设可燃气体报警器。储罐具参数见表1。

3 液化石油气储罐区的火灾爆炸危险性分析

3.1 液化石油气危险特性

液化石油气由丙烷、丁烷、丙烯、丁烯等组分混合构成,丙烷是液化石油气的主要组分。丙烷的沸点-42.1℃;闪点-104℃;临界温度96.8℃;-55.6℃时的饱和蒸汽压53.32kPa;临界压力4.25MPa;引燃温度450℃。

常压下液化石油气气体密度约为空气密度的1.5-2.0倍,点火能量约为0.2-0.3mJ。

液化石油气在常温常压下极易气化,爆炸下限为2.25%,爆炸上限为9.65%。其爆炸下限低,泄漏在空气中,能很快与空气混合形成爆炸性混合物,遇热源和明火会发生爆炸。

3.2 危险产生的途径

该储罐区液化石油气发生危险最为常见的途径是泄漏,泄漏的主要原因有以下几点。

(1)储罐质量缺陷或配件不齐全

储存液化石油气的储罐质量不好,如设备选材不当、设计存在缺陷、防腐措施不到位等都可能会降低产品的质量,或缺乏必要的安全装置(液位计、安全阀、压力表等),就会很容易造成液化气泄漏。

(2)液化石油气的运输系统故障

如果输送气相、液相的液化气烃泵、管道等设备发生故障,有可能导致LPG的泄漏。引发LPG泄漏的主要因素为机泵、阀门和法兰的密封不好,管线的腐蚀等。

(3)安全装置失效

LPG储罐必须配备质量合格的安全装置,如果液化石油气储罐的安全附件(压力表、液位计、温度计、安全阀、排污管等)失效,很容易造成储罐超装或超压,导致罐体开裂引起泄漏;可燃气体报警装置失效,不能及时发现泄漏情况,使泄漏更加严重。

(4)人为失误

储存和充装液化石油气过程中,由于错误操作、违章操作、盲目指挥和设备检修保养不善很容易出现物料的跑、冒、滴、漏事故,继而导致火灾爆炸的恶性事故。

3.3 液化石油气储罐危险造成的事故后果

(1)火灾

LPG储罐的管道、阀门损坏造成LPG泄漏,遇明火点燃则形成火灾。罐区一旦发生火灾,热量向四周传递,引燃周围的易燃物质,从而导致燃烧越来越猛烈,同时火焰本身及其产生的热辐射,可使周围的设备燃烧或变形,甚至造成人员伤亡等。并且若储罐区没有设置防止泄漏物流散的设施,当发生火灾事故时极有可能导致流淌火灾事故的发生。

(2)爆炸

液化石油气储罐泄漏后,在常温常压下,LPG迅速蒸发至空气中,扩散到广阔的区域,经过一段延滞时间后,在罐区范围内形成了可燃性蒸气云之后才被点燃,则会发生蒸气云爆炸。当储罐受到外来强热辐射作用,罐内压力超过对应温度下材料的承压极限时,会使储罐发生灾难性的失效,储罐内LPG急剧气化,大量的气化的LPG释放出来,随即被火焰点燃,从而导致沸腾液体扩展蒸气爆炸。

爆炸事故发生后,产生的冲击波向周围扩散,可引爆周围的储罐及其它设备,从而产生更大的冲击波,并伴随有冲击碎片。此时,冲击波和冲击碎片由车间内的泄爆玻璃窗释放,造成附近的建筑物、设备破坏及人员伤亡。

3.4 火灾爆炸事故后果的影响预测

假设该储罐区一个50m3的LPG储罐发生泄漏,采用蒸气云爆炸模型和沸腾液体扩展蒸气云爆炸模型对火灾爆炸事故后故进行预测。不同的伤害模型将有不同的伤害/破坏半径,不同的伤害/破坏半径所包围的封闭面积内,人员多少,财产价值多少将影响事故严重度大小。伤害/破坏半径划分为:死亡半径、重伤半径、轻伤半径及财产损失半径。分别求得液化石油气储罐蒸汽云爆炸和沸腾液体扩展蒸气云爆炸破坏情况如表2。

由于以上的计算是在没有任何防护措施的情况下进行的,故而蒸气云爆炸和沸腾液体扩展蒸气云爆炸所产生的冲击波及辐射热伤害范围很广,即火灾爆炸后的安全距离为大于211.0m。在实际建设时,由于受场地等各种因素限制,不能使其与相邻建构筑物的间距达到该计算所得的安全距离要求,因此,在使储罐与周围建构筑物满足一定的防火间距外,还需要采取一些有效的安全措施防止火灾爆炸事故发生,才能使企业达到安全生产。

4 液化石油气储罐区安全措施

4.1 防止爆炸性气体环境产生的安全措施

4.1.1 防止爆炸性气体环境产生的安全性分析

(1)选址安全性分析

液化石油气储配站的选址应考虑所选区域位置、环境等条件。依据GB50028-2006第8.3.6条规定:“液化石油气供应基地的站址宜选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧,且应是地势平坦、不易积存液化石油气的地段。同时,应避开地震带、地基沉陷和废弃矿井等地区。”的要求。

站址位于该地区全年最小频率风向的上风侧,且地势平坦、空旷。因此,全年大部分时间处于城镇的下风侧,一旦液化石油气发生泄漏,不仅不会对上风向的居民区造成极大的威胁,也可以使液化石油气迅速扩散,不易因积存造成事故隐患。

(2)控制仪表安全性分析

液化石油气储罐上的控制仪表包括液位计、压力表和温度计等,主要是为方便观察罐内储存介质的储存状况。依据“GB50028-2006第8.8.15条:储罐必须设置就地指示的液位计、压力表,宜设置温度计。第8.8.18条:爆炸危险场所应设置可燃气体浓度检测器,报警器应设在值班室或仪表间等经常有值班人员的场所。”的要求。

储罐上设置液位计,并设置液位上、下限报警装置,将液位计与储罐进液管线的电动控制阀进行联动。在装卸液化石油气时,可以通过液位计随时观察罐内介质的储存状况。设置液位上、下限报警装置,可以在介质达到高液位或低液位时发出报警信号,提醒充装人员注意,采取相应措施。若充装时,操作人员疏忽未在充装达到高液位时停止充装,还设置了自动切断装置,可以在达到高高液位时发出报警信号,同时切断充装控制阀门,停止充装,避免造成超装外溢。

4.1.2 防止爆炸性气体环境产生的安全措施

可燃气体报警器是气体泄漏检测报警仪器。在生产作业环境中若发生可燃气体泄漏,当可燃气体浓度达到爆炸报警器设置的临界点时,可燃气体报警器就会发出报警信号,提醒工作人员采取安全措施,如加强通风、切断相关阀门、启动喷淋系统等,防止发生爆炸、火灾事故,从而保障安全生产。

在储罐区设置可燃气体报警器,使其在液化石油气泄漏初期发出报警信号,便于值班人员及时采取补救措施,防止泄漏量增大,形成爆炸性气体环境。

4.2 消除点火源的安全措施

4.2.1 点火源的安全性分析

点火源是发生火灾、爆炸的一个重要因素。消除罐区内的点火源相当于截断了燃烧所需三要素构成的三角形,消除了燃烧所需的能量来源,防止燃烧爆炸的发生。因此,消除点火源可以使罐区达到较高的安全水平。点火源主要来源于以下几个方面:

(1)明火

罐区内出现明火焰的原因主要是违章动火和携带火柴、打火机等火种以及吸烟。

(2)电火花和电弧

常见的电火花有:电气开关开启或关闭时发出的火花、短路火花、漏电火花、接触不良火花、继电器接点开闭时发出的火花、电动机整流子或滑环等器件上接点开闭时发出的火花、过负荷或短路时保险丝熔断产生的火花、电焊时的电弧、静电放电火花等。

通常的电火花,因其放电能量均大于可燃气体与空气混合物的最小点火能量,因此,有可能点燃这些爆炸性混合物。

(3)静电火花

罐体静电主要是液化石油气在装卸储运过程中,由于流动和受搅动、冲击,易产生和积聚静电荷。如果该储罐区未做防静电措施或者有防静电措施但是效果较差,导致静电荷不能及时消除从而逐渐累积起来,当静电电位上升到一定程度时,就会发生静电放电现象,并发生火花。

人体静电主要是因为作业人员身着化纤服装,同时又穿绝缘鞋时,由于行走、运动等的摩擦,导致带上静电。

4.2.2 消除点火源的安全措施

(1)设置警示标志

在储配站入口及罐区附近设置“禁止烟火”等入站须知。在入站前进行检查,禁止携带任何火种、火源等点火设施进入站内,是消除点火源最直接、有效地防范措施。进入场区、装置区、罐区的机动车辆要求装设排气管火星熄灭装置。

(2)安装防爆电器

站内使用的电器均采用防爆型电器,按规范要求设置电气设施,严禁电器设备超负荷运行,防止电气运行时,产生火花,引发火灾爆炸事故。

(3)静电导出

在储罐上设置静电接地,罐区管道的法兰处采用铜线跨接,在储罐区、充装间出入口处设置了静电接地球。在LPG储罐、管道上设静电导出,有利于消除静电火花。而管道的法兰处易产生静电积聚,采用铜线跨接可使静电荷迅速释放,消除危险。

4.3 抑制事故扩大的安全措施

(1)设置隔离墙

GB50028-2006第8.3.12条规定:液化石油气供应基地的生产区和生产区与辅助区之间应设置高度不低于2m的不燃烧实体围墙。该储配站在生产区和辅助区之间已设置不燃烧实体墙。

生产区与辅助区分开并设置隔离措施不仅可以对火灾爆炸事故所产生的辐射热、爆炸冲击波和抛射物进行隔离,防止其对辅助区内的设施、人员造成影响,还可以有效地防止LPG储罐以外的热源会对LNG储罐产生热作用。

(2)储罐围堰

GB50028-2006第8.3.18条规定:全压力式地上液化石油气罐之间的净距不应小于相邻较大罐的直径,储罐组四周应设置高度为1m的不燃烧体实体防护墙。该储配站储罐间间距为相邻较大罐的直径,罐区周围设置1m的砖混围堤。

液化石油气储罐之间设置适当的间距,可以减少某一储罐发生火灾时对相邻储罐造成的威胁,同时留有适当的间距也便于日常检修和运行管理。

储罐区周围设置围堰的作用是用来容纳储罐发生泄漏而流出的液体,阻止泄漏范围的扩大,并且也可以防止流淌火灾事故的发生。选用砖混围堰还有如下作用:①围堰材料能承受温度骤冷所产生的影响。②围堰能承受预计到的火灾和自然力的影响。③围堰采用钢筋混凝土材料建造,可以减少发生火灾时造成的热传导。

(3)安全保护系统

GB50028-2006第8.8.12条规定:液化石油气储罐必须设置弹簧封闭全启式安全阀,其开启压力不应大于储罐设计压力。该储配站储罐上已设置安全阀。

安全阀主要用于防止物理爆炸,当设备内压力超过一定值时,安全阀自动打开,泄出一部分气体,使设备内的压力降低,当压力低至安全范围以内时,安全阀自动关闭,从而保护设备不被破坏。但当安全阀的排放面积不够,储罐内部的压力仍然继续升高。因此应选用有足够排放面积的安全阀,以保证安全阀的泄放量大于储罐所需的安全泄放量。

5 结论

分析数据表明在211.0m以外便不会对其产生较大的破坏,若如以此数据作为液化石油气储配站建设的安全距离,则液化石油气储气设施的安全性是很高的。但是,在液化石油气储气设施的建设中,受场地等各种条件因素的限制,其储配站建设的安全距离不能达到211.0m的要求,因此,从防止产生爆炸性气体环境、消除点火源和抑制事故扩大等方面来采取有效的安全措施,降低事故发生的概率及事故造成的损失。

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液化石油气站 篇6

随着我国经济的发展,液化石油气作为清洁能用的储量也随之增大。近年来不少LPG气化站或加气站在城市、郊区建成。大多数加气站采用埋地储罐。截止到2004年底我国共有液化石油气加气站327座,主要在北京、上海、广州、乌鲁木齐等大中型城市使用[1]。埋地储罐在役检测困难,所建位置又为人员密度相对较高及交通便利的区域,一旦发生泄漏事故,LPG在地下渗流扩散,通过地面出口扩散到外界环境中,不仅污染周围环境,而且极有可能形成爆炸性混合气体,引起火灾爆炸等重大事故。

目前,针对危险物质在地下渗流扩散的研究主要集中在环境保护、矿藏等方面[2,3,4,5,6],对城市加气站发生泄漏事故,危险气体渗流扩散到外界环境中的研究极少。模拟城市加气站LPG埋地储罐泄漏事故渗流扩散过程属于多相流体在多孔介质中渗流扩散的问题。而建立多相流体渗流扩散的理论数学模型是一个十分复杂的问题。近年来,为能够描述多孔介质中流体传输过程,人们在试验的基础上对建立多孔介质中多相流体传输模型方面进行了大量、深入的研究[7,8,9]。作者在混合模型理论基础上,建立了LPG在砂土中渗流扩散的传热传质多相混合数值模型[10,11,12]。该模型综合考虑了LPG泄漏相态、重力、粘滞力、毛细压力、扩散、非达西效应、气液相之间相互作用等影响因素的作用,推导出多相混合流的非达西流动方程,并根据LPG实际渗流过程中流动状态的变化,将多相流非达西系数根据雷诺数变化进行相应的改变,实现对多相流体从非达西流动向达西流动的转变现象的描述,能够模拟多种流动状态变化,并通过了实验验证。

本文分析城市加气站LPG埋地储罐不同位置泄漏发生泄漏时,LPG在地下多孔介质中渗流扩散的几种物理过程、流动状态变化和传热传质方式;在此基础上,利用LPG渗流扩散的多相混合传热传质模型对某加气站LPG埋地储罐泄漏事故的过程进行数值模拟。通过模拟结果,研究分析LPG饱和度、压力、非达西流动、流速等的分布情况、流动发展趋势、渗流扩散规律以及对外界环境的影响。模拟结果,可以为政府、企业对工程项目设计、选址、区域规划和企业安全生产运行采取安全措施、事故预防、制定应急预案等提供重要依据。

2泄漏渗流扩散过程分析

2.1流动状态

LPG埋地储罐按储存物质状态的不同分为气相区和液相区[11]。如果在储罐气相区发生泄漏则开始泄漏出来为气体,气体通过砂粒间隙渗流扩散,形成蒸气区域,如图1所示。如果在储罐液相区发生泄漏则泄漏出来是液体。由于环境温度高于LPG沸点,泄漏出来的液体立即气化,随即形成两相流体在砂土介质中渗流扩散,通过与周围介质传热,两相流体扩散又逐渐转变为单相气体扩散,形成液相、气液两相和气相三种区域,如图2所示。如果泄漏出现在储罐管道系统中,则泄漏出来的物质状态往往为气液两相。在渗流过程中,LPG的渗流速度、温度、浓度、密度、压力都随时间、空间的变化而变化。

城市加气站LPG埋地储罐一般为常温压力储存。埋地储罐发生泄漏时,由于储存压力较高导致LPG泄漏速度快,此时流体流动呈紊流的流动状态。泄漏出来的LPG在砂土空隙中流动,受到砂土介质内部阻力、粘滞力等因素影响,流速很快降下来。当流速降到一定时,LPG流动缓慢,呈层流(达西流)流动状态。在紊流和层流之间的流动,称为过渡流。因此在砂土中LPG渗流扩散经历紊流、过渡流、层流三种流动状态。

2.2传热传质

LPG在非饱和砂渗流过程中,物质之间热量传输方式主要有热传导、潜热传热和自然对流。各相不混溶流体之间、流体与砂土之间的热量交换是通过传导方式进行。LPG在砂土中移动过程中发生相变,吸收潜热,不断蒸发成气体,温度也随之降低。温度变化引起密度差异导致流体迁移。流体沿温度梯度流动传输热量,将更高能量的分子从高温点移向低温点,通过自然对流的方式传输热量。蒸发出来的低温石油气与砂土介质中较高温度的空气之间对流。在气体、液体中热传导与自然对流同时发生。气体的导热系数和容积热容很小,传热起主要作用的是砂土、液态LPG和水。

LPG流体在砂土介质中的质量传递方式有分子扩散、涡流扩散和蒸发三种方式。其中分子扩散和涡流扩散是单相物质的传质方式,相变是两相流体之间的传质方式。传质的推动力是浓度差。造成LPG流体出现浓度差的因素有压力驱动、重力驱动、温度差、流体物质性质。LPG储存压力高,泄漏到压力低的砂土环境中,压力驱动砂土中的流体传输。流体时刻受重力影响,重力驱使流体沿其方向移动。LPG蒸发带来温度变化,从而导致流体密度差异,引起流体运动。LPG液体泄漏出来,在砂土中渗流时,发生相变,出现气相和液相之间的物质转移。LPG埋地储罐泄漏扩散渗流传热传质过程见图3,其中分子扩散贯穿LPG渗流扩散整个过程,未在图3中标明。

3泄漏事故数值模拟

以某典型城市加气站LPG埋地储罐为研究对象,利用LPG渗流扩散的传热传质多相混合模型针对在干砂、湿砂(非饱和砂)两种环境下埋地储罐发生气相小孔泄漏后LPG在罐池中渗流扩散到大气中的过程进行数值模拟。研究分析LPG饱和度、危险体积浓度、压力、流速等参数的分布情况,影响LPG渗流的主要因素,流动发展趋势,渗流扩散规律以及对外界环境的影响。

3.1数值模型

LPG渗流扩散的传热传质多相混合数值模型将气相、液相液化石油气以及砂土介质中空气和水描述为一种混合物,气体、液体分别为混合物中的一个独立组分来建立模型。模型包括两部分:气体渗流扩散模型和综合渗流扩散模型。其中气体渗流扩散模型用于储罐气相区泄漏时LPG渗流扩散的模拟,综合渗流扩散模型用于储罐液相区和气液两相泄漏时LPG渗流扩散的模拟。数值模型详细描述参见文献[7,8,9]。

3.2几何模型及初始条件

加气站埋地储罐泄漏事故模拟的几何模型见图4。LPG从位于储罐人孔右侧0.02m处直径为0.02m的小孔泄漏出来,通过罐池填砂区,从位于罐池上面距人孔3.5m处面积为1×10-2m2的出口渗流出来。人孔附近焊接部位比较多,较易发生腐蚀穿孔,故泄漏孔选择在人孔附近。泄漏孔尺寸大小在统计埋地钢制设备腐蚀缺陷尺寸范围内。泄漏孔和出口中心都位于罐池中心线上。储罐直径为1.8m,总长为7.6m,罐池尺寸为9.4×2.8×3.2m。罐池与储罐之间的填砂空间为LPG渗流扩散的流场。由于流场具有对称性,为节省计算时间,计算区域取整个流场的一半。

罐池中细砂粒径为0.2mm,孔隙度为0.283,渗透率为9.8×10-12m2,导热系数为0.3W/m·K。环境温度为298K,大气压力为1.01×105Pa。埋地储罐储存压力为7.8×105Pa,储存介质为液化丙烷。干砂和非饱和砂的含水量分别为0,0.06。

3.3模拟结果

3.3.1 饱和度分布

图5a、5b分别为泄漏450s时含水量为0,0.06的罐池中丙烷饱和度分布情况。在泄漏开始时,丙烷沿泄漏速度方向、储罐壁面通过砂孔隙通道向周围扩散。图中反应出丙烷渗流速度方向受泄漏速度方向、重力、罐池出口位置、储罐罐壁形状影响明显。丙烷从垂直于泄漏口平面方向流出,该方向上的动量较大,促使泄漏出来的丙烷沿该方向渗流。在泄漏孔下部空间的同一水平面上,在泄漏口处垂直向下方向上的丙烷饱和度最高。这说明丙烷气体在流动过程中时刻受重力作用,它促使丙烷倾向重力方向流动。模拟结果表明丙烷气体易沿储罐壁面移动扩散,这是因为储罐壁阻力比砂介质阻力小的原因。从图中还可看出口位置对丙烷渗流扩散方向有明显影响,丙烷倾向于出口方向扩散。虽然储罐壁面形状和重力对丙烷气体渗流扩散方向影响较大,但饱和度较高的丙烷气体主要分布在罐池泄漏口和出口之间的区域,这说明罐池出口位置的影响大于储罐壁面形状和重力对丙烷气体渗流扩散方向的影响。比较图5a和图5b,可知含水量为0.06时丙烷的扩散范围比含水量为0的小,丙烷分布相对集中。砂介质中水的存在阻碍气体扩散,气体渗流需要克服水的粘滞力。

砂的孔隙中存在丙烷和空气爆炸性混合气体。在此将宏观砂介质中的丙烷爆炸下限浓度定义为混合气体爆炸下限与砂孔隙度的乘积,为0.0742。从图6可知罐池丙烷气体危险浓度区域主要在泄漏口周围区域,并随渗流时间增加而增大。由于水受重力作用向下移动,导致丙烷气体更倾向向下流动,所以在泄漏口附近重力方向上的丙烷气体(图6b)比在含水量为0的干砂环境下的浓度(图6a)更高。

3.3.2 罐池压力分布

储罐气相泄漏400s丙烷渗流扩散压力分布随泄漏时间变化过程见图7。泄漏口处压力最高,离泄漏口越远,压力越低;泄漏口和出口附近区域压力随距离下降梯度较大,中间压力下降较缓。泄漏开始时只有泄漏口处附近区域压力有升高。当丙烷气体持续泄漏一段时间后,压力升高的区域以泄漏口为起点向周围扩展,并逐渐扩展到整个罐池内部,压力缓慢升高。只有罐池出口附近的压力与外界环境压力接近。在罐池同一位置,气体在非饱和砂中渗流的压力高于气体在干砂中的压力。

3.3.3 渗流速度分布

图8为泄漏400s的渗流速度矢量图。图中显示泄漏口处渗流速度最大,泄漏口和出口附近区域是流动比较活跃的区域,渗流速度相对较大,这也是非达西流动区域位置。其它区域的流动缓慢。比较图8a和图8b,可以看出含水量为0时流体渗流比含水量为0.06时的活跃,渗流速度相对较大。由于罐池内压力随时间逐渐升高,泄漏孔处与周围压力差减小,泄漏口周围的气体渗流速度有所降低。出口处与外界环境压差增大,罐池出口处以及其周围区域的流速随时间逐渐增大。储罐储存压力越大,发生泄漏渗流扩散的危害程度就越严重。

3.3.4 出口浓度变化

在含水量为0时,泄漏后一段时间,出口处的丙烷浓度为0,说明只有空气流出。直至泄漏500s左右出口处丙烷浓度才出现明显上升趋势。泄漏约47min后丙烷浓度达到爆炸下限,说明此后渗流出来的丙烷气体具有爆炸危险性,且随着时间发展,危险越来越大。含水量为0.06时, 丙烷浓度上升速率比含水量为0时缓慢,直至800s左右出口处丙烷浓度才出现明显上升趋势。在泄漏约56min后,丙烷浓度达到爆炸下限。LPG气在干砂中渗流时,出口浓度上升速率大于其在非饱和砂中渗流时的上升速率。这说明存在砂土中的水有减缓液化石油气流速的作用。

4结论

城市加气站LPG埋地储罐气相区发生泄漏,则LPG蒸气泄漏出来;在储罐液相区发生泄漏则液体泄漏出来;储罐管道系统中出现泄漏,则泄漏出来的物质状态往往为气液两相。泄漏后LPG在砂土介质中经历紊流、过渡流、层流三种流动状态。LPG渗流扩散热量传输方式主要有热传导、潜热传热和自然对流,传质方式有分子扩散、涡流扩散和相变三种方式。

采用LPG渗流扩散传热传质多相混合数值模型,对某加气站LPG埋地储罐气相区发生泄漏事故在含水量不同的砂池中渗流扩散过程进行模拟,得到LPG饱和度、危险浓度区域、压力、流速等的空间分布规律以及流动趋势、出口浓度变化,并对影响液化石油气流动的主要因素进行分析。得出如下结论:(1)气体渗流扩散方向受泄漏速度方向、重力、罐池出口位置、储罐罐壁形状影响明显,出口位置对气体渗流扩散方向的影响大于储罐壁面形状和重力的影响;(2)泄漏口和出口附近区域压力随距离下降梯度较大,中间压力下降较缓;在罐池相同位置,气体在非饱和砂中渗流的压力高于气体在干砂中的压力;储存压力是影响LPG在多孔介质渗流过程中压力的关键因素;(3)存在砂土中的水有阻碍气体扩散,减缓LPG流速的作用;(4)出口处丙烷浓度越大,其上升速率越快,渗流出来的气体危险程度越大。

摘要：分析城市加气站液化石油气(Liquefied Petroleum Gas,LPG)埋地储罐泄漏后LPG在砂土介质中渗流扩散的物理过程及特点,确定埋地储罐不同位置泄漏出现的物质流动状态,分析LPG在砂中传输过程中与砂、空气、水之间的传热、传质方式。采用LPG渗流扩散传热、传质多相混合数值模型,对某城市加气站LPG埋地储罐气相区发生泄漏事故在含水量不同的罐池中渗流扩散过程进行模拟,得到LPG饱和度、危险浓度、压力、流速等空间分布规律以及流动趋势、出口浓度变化,并对影响LPG流动的主要因素进行分析。模拟结果表明罐池出口位置对气体渗流扩散方向的影响大于储罐壁面形状和重力的影响;泄漏口和出口附近区域压力随距离下降梯度较大,中间压力下降较缓;储存压力是影响LPG在砂土介质渗流过程中压力的关键因素;在同一位置气体在非饱和砂中渗流的压力高于气体在干砂中的压力;存在砂土中的水有阻碍气体扩散的作用。

关键词：LPG,加气站,埋地储罐,泄漏,扩散,渗流,模拟

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液化石油气站 篇7

1 全面检验方法概述

液化气站压力管道实施全面检验方法时, 要在多个方面进行分析, 落实客观上的手段和准确的衡量指标。从目前的工作来看, 液化气站压力管道的类型, 隶属于GC2级别的管道, 全面检验的落实当中, 射线检测是必要的组成内容。根据《JB/T4730.2~~2005 射线检测》的相关规范, 检测结果的定级当中, 倘若没有焊透的总长度, 在客观上大于焊口总长度的15%, 那么最终的缺陷质量分级, 则可以判定为IV级别, 此时必须将压力管道停止使用。另一方面, 全面检验方法还会从主观的角度出发, 充分关注压力管道的日后使用情况。例如, 当企业在客观限制条件的作用下, 其如果不能将压力管道的缺陷进行立即处理时, 则必须根据相关规范及标准, 针对超标缺陷的具体情况, 实施系列的安全评定, 要得到最切实的结果, 并采取相应的措施解决。由此可见, 全面检验方法在落实的过程中, 能够根据液化气站压力管道的特点和实际应用情况, 采取合理的检验手段来完成, 最终获得的成果是非常理想的。

2 全面检验方法的应用

随着经济的发展和技术水平的提升, 全面检验方法的应用也获得了较高的关注。当前的人口数量持续增长, 未来的液化气使用量将会空前提升, 这对液化气站压力管道而言, 是一个非常大的挑战, 在很多方面都将产生突出的影响。针对全面检验方法的相关理论和体系进行明确后, 必须将该方法充分的落实到实际工作中, 以此来完成检验水平的提升, 要在客观上实现压力管道的有效维护, 保持液化气输送的较大进步。

2.1 射线检测

对于液化气站压力管道而言, 全面检验方法的落实当中, 射线检测是非常重要的组成部分, 在很多方面都发挥着不可替代的作用。所以, 我们在落实射线检测时, 应从以下几个方面出发。首先, 必须根据《JB/T4730.2~~2005 射线检测》的相关要求来完成, 不可出现违规情况。倘若客观限制条件较多, 则可以灵活的变通。其次, 由于液化气站压力管道是液化气的主要输送工具, 且不能反复的进行维护和频繁的更换。在实施射线检测的过程中, 倘若管道的外径D0≤100mm, 针对小管径的处理措施为不增加垫板单面焊接时, 工作人员必须对未焊透的缺陷进行全面的分析, 不可有任何的遗漏, 尤其是在焊接的质量分级评定当中, 比较建议采用对比试块的方法来完成。第三, 国家现阶段推行的工作标准较多, 应适当的进行检验转变。例如, 按照《在用工业管道定期检验规程2003》来分析, 有非常明确的规范, 倘若管道的材质类型为20#的钢管道, 那么未焊透的缺陷, 可以按照局部减薄进行定级处理。

2.2 无损检验及定期检验

液化气站压力管道的全面检验, 还包括无损检验、定期检验的相关内容, 二者都将对液化气站压力管道产生较大的影响。在大量的检验实践中我们发现, 如果按照《4730.2~ 2005》的要求, 未焊透长度超过焊口总长度的15%即为IV级, 管道需要停用维修。而如果执行定检规的要求, 缺陷超过制造或安装验收规范所允许的范围, 应按照局部减薄处理。而局部减薄中对未焊透的长度没有限制, 允许整圈存在, 只是对缺陷深度进行要求。这就造成了一个矛盾, 即一定存在这样的缺陷, 如果按《4730.2》检测结果进行评定为IV级, 但在《定检规》中却评定为允许存在的缺陷。经过大量的讨论和分析, 认为所取的新的未焊透容限深度是安全的, 其失效模式是由塑性极限载荷控制的, 可直接以塑性极限载荷作为管道的极限承载能力进行缺陷评定。可见, 定检规中的要求有一定的安全余量, 或者说是对检验结果的判定相对保守。为了保证管道的运行安全, 又能避免不必要停产返修造成的浪费, 急需一套安全合理的检验方法解决上述矛盾。

3结语

本文对液化气站压力管道全面检验方法展开讨论, 从已经掌握的情况来看, 当前的“全面检验”方法, 还有很大的提升空间, 无论是体制上的内容, 还是具体的手段, 都可以进行相关优化处理, 由此来减少客观工作的矛盾和主观意愿的差别。今后, 必须对液化气站压力管道的检验工作深入分析, 要结合各个地区的实际情况来操作, 减少系列因素的影响。

参考文献

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液化石油气站 篇8

1、液化天然气定义

液化天然气(LNG)是指天然气原料经过预处理,脱除其中的杂质后,再经过低温冷冻工艺在 -162℃下所形成的低温液体混合物。其主要成份是甲烷,很少有其他杂质, 是一种非常清洁的能源;液体密度约430kg/m3,约为0℃ 气体密度(0.717kg/m3),爆炸极限为5%~15%(体积%), 燃点约650℃。

2、LNG作为汽车燃料的优势

(1)能量密度大,汽车续行里程长。同样容积的LNG车用储罐装载的天然气是CNG储气瓶的2.5倍。目前国外大型LNG货车一次加气可连续行驶1000~1500km,非常适合长途运输车辆的使用。国内500升钢瓶加气一次在市区可连续行驶约400km,在高速公路加气一次可连续行驶约700km以上。

(2)运输方便。由于是液态,LNG便于经济可靠地远距离运输(约600KM范围内),建设LNG汽车加气站不受天然气管网的制约。在陆地上,通常用20~50m3(相当于12000~30000Nm3天然气)的汽车槽车运输LNG,类似于运输柴油那样将LNG运送到LNG汽车加气站,也可根据需要用火车、船舶运送槽罐车。在海上,通常用大至12~ 13万m3的LNG轮船进行长途运输。

(3)组分纯,排放性能好,有利于减少污染,保护环境。 LNG由于脱除了硫和水分,其组成比CNG更纯净,因而LNG汽车的排放性能要优于CNG汽车。与燃油车相比, LNG汽车的有害排放降低约85%左右,被称为真正的环保汽车。

(4)安全性能好。LNG的燃点为650℃,比汽柴油、 LPG的燃点高,着火点也高于汽柴油、LPG,所以比汽柴油、LPG更难点燃,LNG的爆炸极限为5%~15%,且气化后密度很低,只有空气的一半左右,因而稍有泄漏即挥发扩散,而LPG的爆炸极限为2.4%~9.5%,燃点为466℃, 且气化后密度大于空气,泄漏后不易挥发,汽油爆炸极限为1.0%~7.6%,燃点为427℃,柴油爆炸极限为0.5%~ 4.1%,燃点为260℃。由此可见,LNG汽车比LPG、汽油、柴油汽车更安全。

二、LNG行业发展概况

1、LNG行业背景

LNG、CNG加气站是车用天然气的一种主要供应方式。目前国内有LNG橇装加气站(LNGF加气站)、CNG液压子站和LNG/L-CNG加气站。

近年来,我国LNG产业实现了快速发展,LNG在满足传统民用气、工业用气、燃气发电需求之外,已成为替代柴油的清洁能源,随着国家对PM2.5环境的治理要求的下达,LNG加气站建设也随之成为了热点。2011年5月,全国LNG加气站仅100余座,到2013年12月底,中国已投运LNG加气站数量约1000余座,实现翻番。

从2012年12月1日起实施的《天然气利用政策》,首次将LNG动力汽车纳入鼓励范围内,并特别提出要鼓励和支持汽车、船舶天然气加注设施和设备的建设。LNG动力汽车正式获得国家政策层面的认同,成为其配套基础设施建设的关键一环。

目前,LNG加气站全国网络并未形成。西北、华南、华北三地靠近资源地分布最为密集,鉴于发展LNG加气站需要充沛的气源支撑,华北、西北等国产LNG工厂聚集地、东南沿海以中国海油LNG接收站为中心,中国海油在周边区域开展了LNG加气站网络布局。

中国进口液化天然气项目于1995年正式启动,当时国家计委曾委托中国海洋石油总公司进行东南沿海LNG引进规划研究,为中国发展LNG产业奠定了一个框架性的基础。2006年6月,广东大鹏液化天然气接收项目第一期工程正式投产,标志着中国规模化进口LNG时代的到来。目前已建、在建和规划中LNG项目达13个,分布在广东、福建、上海、浙江、海南、江苏、山东、辽宁、广西等地,其中,中国海油就占有9个。

2、LNG加气站类型和模式

(1)LNG橇装加气站。LNG橇装加气站采用集成橇装设计:储罐及其相关阀件组合在一起,自成一台单体设备, 布置在橇基础上;气化器和LNG低温潜液泵以及相关工艺管道单独布置在一个橇装式底座上,成为一个独立的橇座设备,符合安全距离;加气机布置在单独的加气岛上,从而使整个加气站简洁。

加气站的电气控制系统和相关运行参数采用就地及控制室显示,并通过站的控制系统对生产过程进行监视和控制。主要进行监控的工艺参数类型包括:压力、液位、温度、流量、燃气泄漏。通过采用PLC系统控制完成加气、卸车、调压等操作。

(2)LNG/L-CNG加气站。LNG/L-CNG加气站同时具备LNG加气和CNG加气功能的加气站。其LNG/L-CNG加气站主要由四大部分组成。一是LNG橇块:由LNG储罐、卸车、调压空温式气化器、LNG潜液泵、工艺管道、电气系统、控制仪表系统组成。二是CNG橇块:CNG高压柱塞泵、工艺管道、阀门、电气系统、控制系统。三是由顺序控制盘、储气瓶组、CNG加气机、EAG加热器、管路部分、电气系统、控制仪表系统组成。四是仪表风气源、控制柜、 PLC等控制装置安装在安全区域(加气站控制室内)。

三、液化天然气加气站建设面临的问题

1、有站无车的问题

车用液化天然气加气站是为使用LNG液化天然气为燃料车辆服务的,在液化天然气汽车市场起步前期,液化天然气汽车市场保有量很少,市场用户培育时间较长。但是不管是液化天然气汽车用户还是建设车用液化天然气加气站一方,都看到了未来液化天然气汽车市场的前景。 可是实际中加气站少,网络未形成,使得液化天然气汽车无处加气,严重制约液化天然气汽车的使用;同样,液化天然气汽车保有量极低,建设加气站就会出现有站无车问题,加气站将面临严峻亏本。但是,目前市场仍是加气站少制约了液化天然气汽车市场的发展。

2、液化天然气加气站建设的规范与审批问题

根据相关部门的统计显示,目前我国已经投产的液化天然气加气站仅1000多座。而据权威人士介绍,目前建一座加气站,仅审批流程就要至少盖26个章,这不仅需要大量的人力、物力和时间,还需企业为此支付检测及认证等费用,这无形中为加气站的建设“泼了一瓢冷水”,让有关企业的积极性严峻受挫。

除了审批程序复杂以外,加气站的建设主体中海油、 中石油及中石化这“三桶油”与用气企业之间的博弈也是一大制约要素。在当前液化天然气汽车数量并不占优势的情况下,使用液化天然气汽车的企业将面对何处加气的难题,而“三桶油”等建设主体则会思考加气的投入产出比的问题。如:中国海油在LNG资源方面,优先于中石油、中石化,在加气站建设方面,也介入的较早,但只是在珠三角区域初步形成规模,但加汽车辆少,运营效果不理想;而中石油和中石化在LNG气源方面落后于中海油,但在加油站市场方面又优于中海油,对于其而言LNG加气站又是一个新的产业,下游市场的培育需要有一定的时间,另外,发展LNG车辆的同时也冲击了原有的加油车辆,这也是他们在建站方面考虑的一个因素。

3、液化天然气价格混乱制约加气站的建设

长期以来液化天然气价格都是政府指导定价,在这种情况下,许多建造液化天然气加气站的厂家就会出现供过于求的状况,使液化天然气市场疲软,报价低迷。此外,民用天然对于报价上涨非常灵敏,这也制约了液化天然气报价的上涨。虽然液化天然气价格低迷非常有利于推进液化天然气汽车市场开展,但液化天然气加气站处于严峻亏本的局势,而且一时看不到盈利,也制约着加气站建设。

此外,我国液化天然气大多是靠国外进口,国际上液化天然气报价近两年一直处在上升阶段,与国内市场报价低迷构成对比,制约了企业建造加气站的积极性。2011年我国液化天然气工厂快速开展,新增液化天然气工厂8家,新增产量高达295万m3/ 天。进入2012年二季度,液化天然气产量过剩问题逐渐凸显。据统计数据显示,我国液化天然气工厂有42家,正式对外销售出液单位35家, 截止到2012年5月底全国液化天然气工厂对外供给产能为1555万m3/ 天。目前大多数液化天然气从业者认为,车用液化天然气加气站是将来液化天然气主要的下游终端市场。据了解,除了西部地区外,华东、华北、华南不少经济发达地区的液化天然气加气站还处于推行期间,有的地区建造了多个液化天然气加气站,可是实际加气情况惨不忍目睹,一个加气站只给1~2部公交车加气,为了招引客户, 不少加气站相互压价竞争客户,致使液化天然气加气站运营艰难。

虽然我国液化天然气加气站建设和运营都面临着困难,但液化天然气加气站的建设提速仍是大势所趋。预计近三到五年液化天然气汽车市场需求将以每年近两倍的速度递增。

四、国内液化天然气加气站发展对策

1、政府规范液化天然气加气站行业标准

2011年6月11日,深圳市出台了《液化天然气汽车加气站技术规范》(SZJG 40-2011),2011年11月1日,国家能源局出台了第一个《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》(NB/T1001-2011),规范施行以来,不仅对我国液化天然气加气站的行业进行了规范,而且加快了国内液化天然气加气站建设的步伐。2013年3月1日国家正式出台了《汽车加油加气站设计与施工规范》(GB 50156-2012), 更加加速了在全国范围内建设LNG加气站的步伐。

国家对液化天然气加气站做了规范性指导,提出了规范化,为国内各企业及民营资本建设加气站做了极好的技术规范,对我国加气站的监督起到了促进作用。

2、鼓励民间资本投资液化天然气加气站

中国《燃气办理条例》规定:“县级以上当地人民政府应当依据燃气发展规划的需求,加大对燃气设备建造的投入,并鼓舞社会资金出资建造燃气设备。”可是,因加气站归于燃气设备,如要建造加气站应契合当地政府燃气发展规划,需获得城乡规划部门及燃气部门的同意。

2012年,国家能源局发布了国能规划〔2012〕179号文 《国家能源局关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》,指出要进一步鼓励和引导民间资本扩大能源领域投资,该实施意见指出:鼓励民间资本参与石油和天然气管网建设。支持民间资本与国有石油企业合作,投资建设跨境、跨区石油和天然气干线管道项目;以多种形式建设石油和天然气支线管道、煤层气、煤制气和页岩气管道、区域性输配管网、液化天然气(LNG)生产装置、 天然气贮存转运设施等,从事相关仓储和转运服务。文件着重明确政府要进一步提高行政服务效率,不断改进能源项目核准(审批)手续,推进办理内容、标准和程序的规范化、 公开化,对包括民间投资在内的各类投资主体同等对待, 为各类投资主体提供公正、全部、及时、便捷的方针咨询服务。该文件对民营资本进入加气站建造领域指明了方向。

然而,民企在投资建设加气站方面仍有许多问题,总体上看,加气比加油更安全,但是加气站贮存技能要求比加油站高,且加气站需要投入的资金也较大,气源也是个问题。关于这些问题,民企都要提早做好准备。

3、油气价格联动,改善经营环境

对于加气站价格制定等问题,国家目前没有统一的价格机制,需学习部分省、市对液化天然气加气站的价格管理经验,即对液化天然气加气站实行油气联动,能够对下游价格混乱的情况有所规范,给液化天然气加气站营造一个良好的生存环境。这有利于更多企业投入到液化天然气加气站行业中去,加气站亏本情况或将减轻,给加气站运营环境带来预期效果,推进加气站建设。

4、简化审批手续,促进加气站建设

过去,建设加气站审批很难,主要问题是没有LNG加气站的行业标准,必须按一站一报,每申请一个站,都由省消防牵头组织专家评审。2012年以来,各省市相关部门审批液化天然气加气站速度加快了,主要有赖于液化天然气加气站行业标准的出台。有了行业标准,国家相关部门可简化审批程序,让液化天然气加气站建设审批实现有据可循,推进加气站的审批速度,从而满足建设要求。

5、政府政策支持与物流企业联动

在国家推行节能减排政策后,应对物流运输业、车辆制造业和加气站建设经营者给予一定的补贴政策,使得三方面都加快推进。每年确定一部分污染的黄标车,必须改成使用天然气的清洁能源车;另外,提高车辆使用的门槛, 每年更换的车辆,一定比例的车使用天然气车,这样才能完成节能减排任务,提升大气环境。

与物流公司合作,推动加气站建造和配车力度,实现双赢的合作模式。与物流、码头等公司签订液化天然气业务合作项目,达成战略合作关系,能够确保未来这些物流公司的天然气汽车开到哪里,天然气站就建到哪里。

在今后的发展中,应当加强与物流公司之间的合作, 经过物流外包的方式,降低公司的物流成本,进而增加公司的市场收益。

6、采用油气合建站的形式推进建站速度

目前,在规划用地少、土地缺乏的情况下,采用油气合建的形式,可以解决用地问题,做到了一站式服务;另外, 可采用原有的加油站和物流场地,在安全距离允许的范围内,增加加气功能,同样可以解决加气难的问题。

五、结语