液化石油气

液化石油气（共12篇）

液化石油气 篇1

摘要：本文讨论了液化石油气组分、含硫和残留等项目在分析过程中容易影响分析结果的各种因素, 经过实验证明, 提出了分析检测标准里存在的一些问题, 供大家探讨。

关键词：色谱,气化,微库仑,残留,蒸发

概述:液化石油气主要成分是由碳三、碳四组成, 其是一种非常便利的加热燃料, 但是其属于易燃易爆品。在常温情况下其比较容易气化。由于其自身的特色特征导致了其质量的好与坏将直接影响使用群体的利益。目前, 在液化石油气的储存和运输过程中一般采用瓶装, 是将液化石油气高压成液体, 因此, 在分析液化石油气的质量时, 就需要从瓶中取部分样本加以分析, 其过程中就涉及到了气化, 为了提高检测的准确性就必须取到具有代表性的气体样品。目前, 所给出的分析方法的标准中没有作细致的说明。因此, 笔者结合自身的工作实践以及相关文献对液化石油气的分析测定过程中容易出现结果的偏差进行了经验性总结以供参考。

一、组份

1、进行各组份的分析

进行分析的最终目的就是要求出气体中所含碳五含量。本方法是在利用气相色谱法和导检测器两者中完成的。而在数据的处理上选择的是校正面积归一法。这种方法的要求是所有的物质都必须有响应, 且能够逐一找到进行定性的因子后才可以求出各种物质的含量。但是, 实际检验的过程中, 往往会遇到出现一些不明身份的色谱峰。因此, 在处理上要具体分析后而定, 如果其含量较低时则对其的影响不大, 但是, 如果含量高时就要进行定性分析了。事实是如果进行定性, 其工作量是比较大, 具体而言需要在大批量样品的分析上花费大量时间, 这也是我们所不能接受的。通常的做法是将占总峰面积的百分比小于、等于0.01%的可以忽略不计, 对于而大于0.01%的, 可对其定性采取不予考虑。

2、气化的问题

采用不同的取样方法:一种是从气瓶的顶部获取气体的样品, 另一种是在均匀液体经过充分气化后提取的气体。实验对上面两种样品进行了对比分析。实验的结果显示第一种气体样品中碳二、碳三的含量会表现为偏高, 而第二种的气体中碳四、碳五的组份也表现为偏高。通过这两种气体实验的比较我们认为碳原子数相对较少的组份在气化上容易实现, 也就是说通常情况在气瓶顶部的气体所含碳原子数多容易气化, 而在底部的气体就不容易气化。这个结果为我们在气化采取时提供了一些参考:

2.1在对液化石油气进行气化取样时需摇匀后再进行。

2.2取样的管道选用上要使用透明塑料毛细管, 为了提高其耐压性应要尽量短与细, 这样做的目的是使残留道中的样品尽量减少, 并且在节流阀的选用上应尽量靠近气化装置。

2.3样品提取过程中, 液体从气瓶中的流出应该均匀且不需减压。不能用减压阀对液体进行减压后的再取样, 其原因就在于重组份非常容易在减压阀内发生沉积, 从而导致测定结果发生偏低, 不仅如此还会对下各样品产生不必要的污染

二、总硫含量的测定

对硫含量的测定本文采用微库仑分析法, 其测定的原理是样品中的硫会在高温管中与氧气燃烧而生成二氧化硫 (SO2) , SO2会由氮气直接导入滴定池内并与I-3发生氧化还原反应, 导致浓度相应性的降低。由仪器电解电流后并所产生I-3在量与降低部分上呈现为相等状态, 这种状态就是最初平衡状态。对于样品硫含量测定过程中需注意以下几个问题:

1. 气 (N2) 与燃烧气 (O2) 的流量。

为了使石油气的转化率控制在75~110%之间, 就必须加以反复的调试, 也就是当仪器稳定后再调到合适比例。通常的指标是N2为80~150ml/min, O2为70~120ml/min。

2. 加热管的各段温度问题。

这里所指的石英玻璃管内即石油气的气化、燃烧、稳定等阶段的温度。通过前期的实验验证了较合适的温度范围应该为:气化的温度应该在400~650℃之间, 燃烧的温度应为750~800℃之间, 稳定段的温度应为680~750℃之间。如果在测试过程中超过上述温度, 那么会因过高烧坏石英玻璃管;相反, 要是温度过低又会对转化率提高产生影响。

3. 微库仑分析的平衡状态是一种动态性的, 在稳定性上的表

现出的并不是十分的理想, 会因多次的进样表现出稳定性上的差异。为此, 通常会常常用标样对其进行反标, 从而证实其准确性。可以说, 这一步非常关键。实际中往往会由于操作者的经验不足而忘记这一步的操作, 而导致测定的结果出现较大的偏差较大。

4. 关于样品的进样量大小的问题。

通过实践, 我们发现样品量的大小应要做到其峰面积与标样峰面接近, 其目的就是为了获得更加准确、更加可靠的测定数据。同时, 我们也会发现在标样量大小上也会受到转化率的影响, 因此往往会对品总硫含量测定采取通过转化率加以求得。

5. 样品的气化和进样的问题。

通过实践, 我们会发现样品气化的过程会与分析组份的气化过程上十分相似。也就是说进样时因为采用的针管所取的样品是气态, 这就导致其易散失, 所以当采用针管的形式进行取样, 并且要记住样品取完之后马上要用胶粒将针头封好, 其目的就是为了防止相应的扩散和不必要的损失。

三、残留的测定

对于残留物可以从两个不同的指标进行考核, 这两个指标分别就是残留量和油渍。残留的测定具体过程如下:先取出已经在-55℃的环境下冷却好的取样管, 取出100ml的液化石油气。第二步, 将其放到有刻度显示的离心管内进行蒸发。其间, 观察残留液体的体积变化。稍后向取样管中的残液中加入异戊醇后并取出一定量的体积液体滴于滤纸之上, 并仔细观察试纸上油渍变化情况。

但是, 在测定的标准中没有说明蒸馏的具体时间和具体的参考温度。为此, 笔者对这两个变量进行试验探究, 其进行的实验残留量的结果与温度和时间关系如下:

从上表的数据对比中我们可以分析到:在温度和时间两个变量条件上, 都会对残留量产生直接性影响。在表中, 我们也看到了在温度为25℃, 时间为4小时的蒸馏是最具有合理性。通过, 根据工作的实践经验, 在冬天里蒸馏的时间控制上最好要多于8个小时。不仅如此, 在实际的操作过程中当残留量相对较少的时候, 我们在蒸发时间上要适当的减少。

四、值得商榷的几个问题

一个问题是在液化石油气的考核指标上有一个关于碳五和碳五以上的组成含量界定问题。笔者对其所持的观点是应改将界定修改至几个碳, 例如, 碳九或者碳十等。因为, 在实践的过程总发现用这种分析法对碳五以上组份似乎行不通或者说不够准确。

另一个问题就是在对残留物的分析中, 蒸发时间以及蒸发的温度上应给出具体的参考与参考值, 因为, 没有具体的范围和参考值就容易导致实验室间获得结果的误差。

参考文献

[1]GB11174-2011《液化石油气》

[2]SH/T023-1992《液化石油气组份测定法 (色谱法) 》

[3]SH/T0222-1992《液化石油气总硫含量测定法 (电量法) 》

[4]SY/T7509-1996《液化石油气残留物测定法》

液化石油气 篇2

一、物理化学性质

液化石油气（Liquefied petroleum gas简称LPG）为丙烷、丁烷、丙烯、丁烯等轻烃组成的混合物，各组分的物理化学性质（表2-1），一般前两者为主要组分。常温常压下为无色低毒气体。由炼厂气或天然气(包括油田伴生气)加压、降温、液化得到的一种无色、挥发性气体。当临界温度高达90℃以上，5~10个大气压下即能使之液化。

表2-1

LPG各组分的物理化学性质

项

目 甲烷 分 子 式 CH4 相 对 分 子 量 16.04

0℃-----

蒸 气 压/Mpa

20℃-----0℃ 0.7168 气 体 密 度/(kg/m3)15.5℃ 0.677 沸点(0.1013Mpa)/℃-161.5 汽化潜热(沸点及0.1013Mpa

569.4

下)/(kJ/kg)临 界 压 力/Mpa 4.64 临 界 密 度/(kg/L)0.162 临 界 温 度-82.5 低热值（0，液 态-----1013MPa,15.6℃）

气 态 34207

(kJ/kg)

定 压

比

2.21 气态比热容（0，热容

1013 Mpa,15.6℃）定 容

比[(kJ/kg·k)] 1.68

热容

5.3 爆炸极限（体积分上 限

数）/% 下 限 14.0

乙烷

C2H6 30.07 2.43 3.75 1.3562 1.269-88.63 489.9 4.88 0.203 32.3-----60753 1.72 1.44 3.2 12.5

丙烷 正丁烷 异丁烷 C3H8 n-C4H10 i-C4H10 44.004 58.124 58.12 0.476 0.104 0.107 0.8104 0.203 0.299 2.020 2.5985 2.6726 1.860 2.452 2.452-42.07-0.5-11.73 427.1 4.25 0.236 96.8 46099 88388 1.63 1.44 2.37 9.50

386.0 3.8O 0.227 152.0 45358 115561 1.66 1.52 1.86 8.41

367.6 3.66 0.233 134.9 45375 115268 1.62 1.47 1.80 8.44 当空气中含量达到一定浓度范围时，LPG遇明火即爆炸。故具有易燃易爆、低温、腐蚀等特性，添加恶臭剂后，有特殊臭味，低温或加压时为棕黄色液体。

（一）比重

LPG是混合物，其比重随组成的变化而变化，气态时比重比空气大1.5-2.0倍，在大气中扩散较慢，易向低洼处流动。

（二）饱和蒸汽压

LPG的饱和蒸汽压是指在一定的温度下，混合物气、液相平衡时的蒸汽压力也就是蒸汽分子的蒸发速度同凝聚速度相等时的压力。受温度、组成变化的影响，常温下约为1.3-2.0MPa。

（三）体积膨胀系数

LPG液态时和其他液体一样，受热膨胀，体积增大；温度越高，体积越大，同温下约为水的11-17倍。

（四）溶解度

溶解度是指液态时LPG的含水率。LPG微溶于水。

（五）爆炸极限窄，点火能量低，燃烧热值高

LPG爆炸极限较窄，约为2-10%，而且爆炸下限比其他燃气低。着火温度约为430--460℃，比其他燃气低燃烧热值高，约为22000-29000.燃烧所需要的空气量大，约需23-30倍的空气量，而一般城市煤气只需3-5倍的空气量。

（六）电阻率

LPG的电阻率为10-10，LPG从容器、设备、管道中喷出时产生的静电压达到9000V。

二、火灾危险特性

燃烧伴随爆炸、破坏性大、火焰温度高，辐射热强、易形成二次爆炸、火灾初发面积大。

（一）、易燃性。LPG，属甲类火灾危险物质。它只需极小的能量(0.2-0.3毫焦)即可引燃，万立方米的爆炸性混合物，遇火花即可发生化学性爆炸。

（二）、易聚积性。LPG在充分气化后，气体的密度比空气要大1.5一2倍，极易在厂房和房屋等不通风或地面的坑、沟、下水道等低洼处聚积，不易挥发飘散而形成爆炸性混合物。

（三）、易扩散性。LPG是由多种低碳数的烃类组分组成的，其中有些轻组分物质的密度小于或接近空气。在空气中扩散的范围和空间极大，引燃一点即可造成大面积的化学性爆炸。

（四）、易产生静电。LPG在机泵管线中输送、充装和移动的过程中，极易与输送管道、充装设备、LPG钢瓶因摩擦产生高位静电。特别是LPG中含有其它因窒息造成死亡。

（五）、易冻伤。LPG的沸点在－6.3℃ ～－47.70℃之间，在气化过程中，需要大量吸收热量造成局部温度骤降，特别是在事故状态下，容易造成人员冻伤。

（六）、易膨胀性。LPG的饱和蒸汽压随温度升高而急剧增加，其膨胀系数也比较大。一般为水的10倍以上，气化后体积可急剧膨胀250~300倍左右。

浅谈液化石油气的储运安全控制 篇3

【摘 要】在石油化工产业中，石油气供应系统的重要环节就是液化石油气的储存和运输，运输方式是要根据供应地点的运输距离和交通条件，以及地点的规模等方面的综合性因素来确定。在运输过程中的一些安全性因素也是不容忽视的。

【关键词】液化石油气；储存；运输安全

液化石油气，即LPG，是指经高压或低温液化的石油气，简称液化气，其组成是丙烷、正丁烷、异丁烷及少量的乙烷、大于碳5的有机化合物、不饱和烃等。液化石油气具有易燃易爆性、气化性、受热膨胀性、 滞留性、带电性、腐蚀性及窒息性等特点。它的主要用作是作为石油化工原料，用于烃类裂解制乙烯或蒸气转化制合成气，可作为工业、民用、内燃机燃料。

1.液化石油气的储运方式

将液化石油气从气源场运送到液化石油气供应基地的方式主要有管道运输、铁路槽车运输、公路汽车槽车运输和水路槽船运输等。运输方式的选择应该根据供应基地的规模、运输距离和交通条件来进行，必要时还应该进行方案的技术经济比较。

1.1管道运输

管道运输方式的特点是运输量大，系统运行安全、可靠、运行费用低。但是这种方式一次性投资较大，管材和金属耗量大。当运输量不大而运输距离近时，可以采用管道运输方式。

1.2铁路运输

铁路运输时一般使用火车槽车作为运输工具。铁路运输的特点是装载量大，运输费用低，相对灵活；但是，铁路运输的运行及调度管理比管道运输和公路运输要复杂，并受铁路接轨和铁路专用线建设等条件的限制。该运输方式适用于运距较远，运输量比较大的情况。

1.3公路运输

公路运输一般使用汽车槽车作为运输工具。它的特点是运送灵活，运输量可以及时调整，便于调度，但是运输费用高。汽车槽车多用于中、小型供应站的运输，也可作为大型供应基地的辅助运输工具，必要时槽车还可作为活动储罐使用。目前我国使用的液化石油气汽车槽车主要有三类，即固定槽车、半拖式槽车和活动槽车。汽车槽车的选用、设计、制造、验收和运行管理，都应当符合原国家劳动总局颂布的《液化石油气汽车槽车安全管理规定》的要求。

1.4水路运输

在水路交通运输比较方便的地方，使用装有液化石油气储罐的槽船运送液化石油气也是可选择的方案之一。目前水路运输分为海运和河运两类。海运被广泛用于液化石油气的国际贸易中。用于海运的液化石油气槽船多为低温常压槽船，其容量可达数万吨；槽船运输技术成熟，设备及安全设施完善。而用于近海以及河运的液化石油气槽船一般为常温压力式槽船。这种槽船容量比较小，多为数百吨或数千吨级。对于有适航条件的地区，发展液化石油气的河运或近海运输，可以降低液化石油气的运输成本。

2.液化石油气储运的危险分析

2.1着火危险

运输液化石油气的槽车储罐、钢瓶以及舒琪管道，由于违章操作或因长期使用，缺乏维修造成性能损失、失灵等，往往会泄漏气体。泄漏的液化石油气在扩散中遇到各种明火、电气火花、静电火花、机动车辆排气筒喷出的火星等火源。具有着火危险。

2.2爆炸危险

在常温条件下，液化石油气在容器内处于气液两相平衡状态，按规定灌装的容器气相压力可达980千帕以上。我国地域辽阔，各地气温有一定差别；公路交通不甚发达，车辆交通事故时有发生。因此，长途运输液化石油气的车辆有时会受热、强力震击和撞击，具有发生爆炸的危险。另外，从槽车、钢瓶以及输气管道中泄漏出的液化石油气，在空气中的浓度达到它的爆炸极限，遇到火源也有爆炸的危险。

2.3我国液化石油气运输安全管理存在的主要原因

（1）运输企业和人员安全意识淡薄。对于驾驶员、押运员、装卸人员以及车辆维护人员的日常管理、资质审查、业务培训不到位，造成液化石油气运输中的违章操作、疲劳驾驶、违章装卸等人为失误甚至玩忽职守，其中疲劳驾驶引发翻车泄漏、爆炸事故是造成液化石油气运输风险的主要原因之一。

（2）液化石油气运输工具和容器的定期检查工作不到位。不符合安全要求的钢瓶、槽罐车不及时销毁而继续使用，如遇碰撞、翻车等交通事故极易引发重大泄漏和爆炸事故。超载也是导致交通事故进而引起危险化学品事故的主要原因之一，而且是目前液化石油气运输环节存在的最普遍的安全隐患。

（3）道路运输安全监控体制不健全。对打击无证运输、超载、混载行为的执法力度不够，特别是八小时以外的道路交通管理相对薄弱，液化石油气的运输往往选择车流量较少的晚上或清晨，给安全监管带来很大难度。异地运输安全监管难度更大，而目前国内95%的危险化学品涉及异地、长距离、大吨位运输。

（4）液化石油气从业单位布局不合理。一般情况下，液化石油气灌装场基本设在城市郊区，而加气站基本位于城市内，使用单位遍及城市各个角落。液化石油气运输车辆不得不穿越车流密集的市区，这导致发生撞车和侧翻等运输事故的可能性大大增加。

3.液化石油气储运的防火安全措施

3.1液化石油气储存的防火安全措施

液化石油气储配站的站址应该选在城市的边缘，位于居民区、明火或散发火花地点的下风向或侧风向。周围应该设置用不燃材料建造的高度不小于2米实体墙，储罐区、压缩机室、烃泵室、附属气瓶库、槽车装卸台和栈桥应设置在生产区；修理室、配电室、办公室、值班室等建筑物应布置在辅助区。站内构筑物、建筑物和设备的布置均应符合安全技术规范要求。压缩机室、烃泵室和附属气瓶库要分别单独布置，他们之间的防火间距应不小于13米。储罐区附近应设置防火提，对储罐要经常检查维护，保证安全、灵敏可靠。

3.2管道输送的防火安全措施

远距离输送液化石油气的管道系统，由起点储罐、起点泵站、计量站、中间泵站、管道及终点储罐组成，其安装应符合有关安全规定。管道宜选用无缝钢管。为了检修的方便管道连接应以焊为主，辅以法兰连接。管道通常采用埋地敷设。输送液化石油气的管道系统，不得穿越有液化石油气设施的建、构筑物，也不得穿越具有易燃易爆物品、腐蚀性液体的场所，与其他管道、建筑物及构筑物的间距应符合有关规定。液化石油气输送管道的埋地深度不应小于0.6米。管道与铁路或公路相交叉时，应从铁路下面穿越，并且穿越管段应设保护套管。管道跨越铁路、公路及人行通道时，应具有一定的安全高度。管道与河、湖泊相交时，可采用架空跨越或河底穿越的方式。

4.总结

液化石油气等化工产品的运输是保证国家经济发展和群众生命财产安全的重要环节，也是维护社会秩序的一个关键因素。因此，在运输的过程中要强调从业人员的资质、法律意识和业务素质，以及发生事故应急处置的措施，从最基础的环节消除安全隐患的发生。

【参考文献】

[1]沈玉如.船运液化气的安全、事故与应急[J].航海技术，1999（02）.

[2]孔昭瑞.石油气储运事故分析及预防[J].油气储运，1999（03）.

[3]郭海鹏.地方液化石油气储运风险评价[D].大连海事大学，2004.

在用液化石油气储罐分层分析 篇4

1 鼓包/分层情况发现

宏观检查

将手电筒的光轴线与罐体母线平行照射观察, 利用光线在该部位罐壁产生的明暗阴影差别形成的立体感就能发现鼓包。再用手摸, 能感到罐体内表面有明显的凸起感。在罐体气液相间均发现有鼓包, 主要集中在罐体底部, 且封头未发现鼓包。用蓝色粉笔标出了鼓包位置, 共计56个, 鼓包高度在3~16mm之间, 鼓包直径20~120mm。部分鼓包用肉眼可见裂纹。

2 鼓包的定量检测

2.1 壁厚测定

用超声波测厚仪对鼓包表面测定, 厚度值在5.0~12.0mm之间, 对罐体未鼓包处测厚时, 发现有的部位壁厚在17.6~18.0mm之间, 有的厚度在5.0~11.6mm之间跳动, 我就标出鼓包及壁厚在5.0~11.6mm之间的测厚点准确坐标, 从罐体外壁对同一部位进行测量, 发现同一部位内外测量值之和约等于18.0mm, 初步判定母材有夹层缺陷存在。

2.2 硬度测定

罐体内外表面正常部位硬度值在HB120~150之间, 鼓包处硬度值HB85~110之间, 鼓包处的硬度值低于正常部位的硬度值。封头硬度值在HB120~140之间。

2.3 超声探伤

对母材未鼓包的部位进行超声探伤检查, 发现罐体多处存在夹层。夹层离外表面距离在7~13mm之间, 夹层面积在1~1600cm2之间, 夹层与自由表面平行, 封头未发现夹层、夹杂等缺陷。

2.4 磁粉探伤

对鼓包进行磁粉探伤, 发现部分鼓包表面有裂纹存在。

3 鼓包的原因分析

腐蚀环境

当化工容器接触的介质同时符合下列各项条件时, 即为湿H2S应力腐蚀环境:

(1) 温度小于等于 (60+2P) ℃;P为压力, MPa (表压) ;

(2) H2S分压大于等于0.00035MPa, 即相当于常温下在水中的H2S溶解度大于等于10p.p.m;

(3) 介质中含有液相水或处于水的露点湿度以下;

(4) Ph<9或有氰化物 (CHN) 存在。

夹层和鼓包缺陷是属氢致开裂造成的。氢致开裂是指碳钢及低合金钢在硫化氢的环境中, 因腐蚀而生成的氢侵入钢中, 局部集聚, 致使在钢材轧制方向上发生台阶状开裂。

对该厂液化石油气进行抽样分析, 发现里面含有较高浓度的H2S, 水含量也高, 符合上述湿H2S应力腐蚀环境。腐蚀过程为:硫化氢遇水电离:

H2S (电离) →HS-+H+

HS-+Fe (水) →Fe S+H++2e-

2H++2e-→2[H]

夹层和鼓包形成过程是:H原子侵入钢中空穴或非金属夹杂物与金属界面, 转化为氢原子, 即H+H→H2, H2气体体积膨胀, 增大空穴或夹杂物与金属界面之间的内压, 这个内压越来越大, 可使金属材料撕开, 空穴和非金属夹杂物越多越密集, 金属材料越易撕开, 这些不同界面, 不同位置的空穴连通一起, 就形成了高低不平, 凹凸起伏的分层缺陷。空穴内压力不断增大, 上层钢板便向外鼓起而成鼓包。因为鼓包内的气体是氢气, 所以把这种鼓包称之为氢鼓包, 氢鼓包属于氢损伤的一种。鼓包随包内气体的增大而增大, 当鼓包承受不了包内气体压力时, 鼓包就会开裂。

4 结论

根据以上分析, 该台储罐的氢鼓包 (分层) 是由于介质中的高浓度的H2S加一定量的水分而引起氢致开裂并发展为鼓包所致。

5提出如下建议:

(1) 制造液化石油气储罐的厂家, 对所选用钢板严格按《固定式压力容器安全技术监察规程》要求逐张进行100%超声探伤, 并以不低于JB/T4730.3-2005标准的Ⅱ级为合格。储罐焊接完成后进行焊后热处理, 消除或减小焊接残余应力和其他附加应力。

(2) 在湿H2S应力腐蚀环境中使用的低合金钢应符合下列要求:

材料标准规定的屈服强度小于等于355MPa;

材料实测的抗拉强度小于等于630MPa;

材料使用状态应至少为正火+回火、退火、调质状态;

碳当量限制CE≤4.40 CE=C+Mn/6

低合金钢硬度限制HV≤245 (单个值)

(3) 打磨消除裂纹, 打磨后形成的凹坑在允许范围内的, 不影响定级, 否则, 应当补焊或者进行应力分析, 经过补焊合格或者应力分析结果表明不影响安全使用, 可以定为2级或者3级。

(4) 选用质量好的液化石油气储存, 最大限度地降低H2S的含量。

(5) 加强容器运行管理, 及时排污排残液, 缩短H2S和H2O在容器中的停留时间。定期对H2S进行浓度测定, 控制H2S浓度小于50ppm, 当无法控制时, 对内壁进行防护处理。

(6) 对容器定期进行测厚、无损探伤, 重点检测有原始埋藏缺陷及硬度较高的部位, 以便及时发现分层等氢损伤缺陷。

(7) 制定基于RBI的检验计划, 加强在线检验、在线监测, 尽量实现储罐检验与管道检验周期的统一, 为装置长周期安全运行提供必要的依据。

参考文献

[1]TSGR0004-2009固定式压力容器安全技术监察规程[S].

[2]TSGR7001-2013压力容器定期检验规则[S].

[3]GB150.1~150.4-2011压力容器[Z].

[4]强天鹏.压力容器检验[Z].中国锅炉压力容器检验协会, 2006.

液化石油气的特性 篇5

液化石油气具有以下五个方面的特性：

1．常温易气化

液化石油气在常温常压下的沸点低于-50℃，因此它在常温常压下易气化。1L液化石油气可气化成250—350L，而且比空气重1．5~2．0倍。由于气态液化石油气比空气重，所以泄漏时常常滞留聚集在地板下面的空隙及地沟、下水道等低洼处，一时不易被吹散，即使在平地上，也能顺风沿地面飘流到远处而不易逸散到空中。因此，在储存、灌装、运输、使用液化石油气的过程中，一旦发生泄漏，远处的明火也能将逸散的石油气点燃而引起燃烧或爆炸。

2．受热易膨胀

液化石油气受热时体积膨胀，蒸气压力增大。其体积膨胀系数在15℃时，丙烷为0．0036，丁烷为0．00212，丙烯为O．00294，丁烯为O．00203，相当于水的10~16倍。随着温度的升高，液态体积会不断地膨胀，气态压力也不断增加，大约温度每升高1℃，体积膨胀0．3％~0．4％，气压增加0．02~0．03MPa。国家规定按照纯丙烷在48℃时的饱和蒸气压确定钢瓶的设计压力为1．6MPa，在60℃时刚好充满整个钢瓶来设计瓶内容积；并规定钢瓶的灌装量为0．42kg／L，在常温下液态体积大约占钢瓶内容积的85％，留有15％的气态空间供液态受热膨胀。所以，在正常情况下，环境温度不超过48℃，钢瓶是不会爆炸的。如果钢瓶接触热源(如用开水烫、用火烤或靠近供热设备等)，那就很危险。因为温度升高到60℃时钢瓶内就完全充满了液化石油气，气体膨胀力直接作用于钢瓶，而后温度再每升高1℃，压力就会急剧增加2～3MPa。钢瓶的爆破压力一般为8MPa，此时温度只要升高3~4℃，钢瓶内的气压就可能超过其爆破压力而爆炸。如果超量灌装钢瓶，那就更加危险。据实验，规定灌装量为15kg的钢瓶，超装1．5kg，在35。C时液态就充满了瓶内容积，在40℃时就有可能引起钢瓶爆炸；若超量灌装2．5千克，在20℃时液态就充满了瓶内容积，在25℃时就可能使钢瓶爆炸。如某地一用户为贪小便宜，通过私人关系在液化气站往钢瓶内多灌了2kg液化石油气，拿回家停放不久就爆炸了，造成物毁人亡。

3．流动易带电

液化石油气的电阻率约为1011～1014 Ω·cm，流动时易产生静电。实验证明，液化石油气喷出时产生的静电电压可达9000V以上。这主要是因为液化石油气是一种多组分的混合气体，气体中常含有液体或固体杂质，在高速喷出时与管口、喷嘴或破损处产生强烈摩擦所致。液化石油气中含液体和固体杂质愈多，在管道中流动愈快，产生的静电荷也就愈多。据测试，静电电压在350-450V时所产生的放电火花就可点燃或点爆。

4．遇火易燃爆

液化石油气的爆炸极限约为1．7％--0．7％，自燃点约为446℃~480℃，最小引燃(爆)能量约为0．26mJ。就是说，液化石油气在空气中的浓度处在1．7％,-0．7％的范围内，只要受到O．26mJ点火能量的作用或受到446,480℃点火源的作用即能引起燃烧或爆炸。1kg液化石油气与空气混合浓度达到4％(化学计量浓度)时，能形成12．5m3的爆炸性混合气，爆速可达2000-3000m/s，爆炸威力相当于10~20kgTNT(炸药)爆炸的当量。在标准状况下，1m3液化石油气完全燃烧大约需要30m3的空气，产生100760kJ的热量，形成2100℃的火焰温度。可见，液化石油气一旦燃爆，将会造成严重危害。5．含硫易腐蚀

液化石油气中大都含有不同程度的微量硫化氢。硫化氢对容器设备内壁有腐蚀作用，含量愈高，腐蚀作用愈强。据测定，民用液化石油气中硫化氢对钢瓶的内腐蚀速度可高达O．1mm／a。液化石油气容器是一种受压容器，内腐蚀可使容器壁变薄，降低容器的耐压强度，缩短容器的使用年限，导致容器穿孔漏气或爆裂，引起火灾爆炸事故。同时，容器内壁因受硫化氢的腐蚀作用会生成硫化铁粉末，附着在容器壁上或沉积于容器底部，随残液倒出，遇空气还有生热引起自燃的危险。

液化石油气站事故易发部位及危险点有：罐区、储罐、灌瓶间、压气机室和仪表间、接卸站台、汽车槽车、气瓶库、液化气管道等。

1．罐区

罐区是液化石油气站的危险区域，在其内设置了盛装各种危险品的压力储罐和附属设施。如果罐区选址不当，地面坑洼不平，布局不合理，防火间距不够，消防水源不足，消防道路不畅，防雷设施不完善等，都会带来火险隐患，一旦发生火灾，容易蔓延，难于扑救。

2．储罐

储罐为盛装液化石油气的压力容器。由于罐体材质及附件的缺陷、灌装操作失误、疏于试压检修等原因，容易发生泄漏、着火、爆炸事故。

3．灌瓶间

在气瓶灌装的过程中，由于气瓶完好程度不同，同时灌装的注气连接口又多，装、卸操作频繁，气流速度大，静电的危险性增多，灌满程度、气温高低、通风排气条件好坏等一系列因素，都可能造成火灾爆炸事故。

4．压气机室及仪表间

因其周围是易燃易爆物品，处于爆炸危险区域，设备故障和仪表失灵误动作等都可能带来严重火险，导致火灾爆炸事故。

5．接卸站台

接卸站台有各种装卸设备和管道，容易发生跑、冒、滴、漏，是事故的多发区。

6．汽车槽车

汽车槽车是运输和装卸液化石油气的机动压力容器，由于槽车罐体材质缺陷，安全附件不齐全或失灵，严重超装，进入装卸区排气管不戴火花熄灭器或静电接地不良，误启动槽车拉断卸气管而造成大量液化气泄漏等原因，都有可能造成火灾爆炸事故。

7．气瓶库

气瓶库是存放大量实瓶和空瓶的场所。由于气瓶本身的缺陷(如腐蚀、损伤等)，角阀不良，严重超装以及气温、通风、搬运等一系列原因，都有可能招致火灾爆炸事故。

8．液化气管道

从炼油厂或石油化工厂的液化气储备供应总站的储罐到火车或汽车装车站台，以及从卸车站台送到分配、零售站的储罐，再送到灌装间装瓶，都要管道密闭输送。液化气管道涉及的面和点很宽很广。由于压力大、流速快，泄漏和静电带来的危险比较突出。已有多起事故都是因为管子断裂、阀门漏气、高压液化石油气喷出，遇明火或静电放电火花引起着火爆炸。

液化石油气是从石油的开采、裂解、炼制等生产过程中得到的副产品。液化石油气是碳氢化合物的混合物，其主要成分包括：丙烷（C3H8）、丙烯（C3H6）、丁烷（C4H10）、丁烯（C4H8）和丁二稀（C4H6），同时还含有少量的甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、戊烷（C5H12）及硫化氢（H2S）等成分。从不同生产过程中得到液化石油气，其组成有所差异。

在常压条件下，液化石油气C3、C4成分的沸点都低于常温，容易汽化为气体，由于C5以上成分的沸点较高，在C3、C4等汽化之后仍以液态残留在容器之中，因此称为残液。我国民用液化石油气残液含量较高。

液化石油气是炼油厂在进行原油催化裂解与热裂解时所得到的副产品。

催化裂解气的主要成份如下（％）：

氢气5～

6、甲烷

10、乙烷3～

5、乙烯

3、丙烷16～20、丙烯6～

11、丁烷42～

46、丁烯5～6，含5个碳原子以上的烃类5～12。

热裂解气的主要成份如下（％）：

氢气

12、甲烷5～

7、乙烷5～

7、乙烯16～

18、丙烷0.5、丙烯7～

液化石油气 篇6

关键词：液化石油气；铁路罐车；远程报警系统

引言

液化气既是重要的化工原料，也是重要的清洁能源。在铁路运输过程中，主要有随车押运员负责监护任务。但随着电气化铁路的普及，押运员在编组站及临时停靠站上车检查已经变得越来越危险，而且随车押运员本身带来的不安全因素在实际工作中也时有发生。因此，建立一套由液化气铁路罐车产权单位和铁路相关部门联动的智能液化气铁路罐车报警系统势在必行。本文利用当前流行的无线通信技术可以实现智能远程监控，从而提高报警系统的安全性和可靠性，减少人员成本。

1.远程报警系统框图

2.远程报警系统的组成

2.1 气敏传感器

声表面波速和频率会随外界环境的变化而发生漂移。气敏传感器就是利用这种性能在压电晶体表面涂覆一层选择性吸附液化石油气的气敏薄膜，当该气敏薄膜与待测气体相互作用，使得气敏薄膜的膜层质量和导电率发生变化时，引起压电晶体的声表面波频率发生漂移。气体浓度不同，膜层质量和导电率变化程度亦不同，即引起声表面波频率的变化也不同。

目前，气体传感器的发展趋势集中表现为：一是提高灵敏度和工作性能，降低功耗和成本，缩小尺寸，简化电路。二是增强可靠性，实现元件和应用电路集成化，多功能化，适用生产现场的变送器和智能型传感器。

M-N5型气敏元件是以金属氧化物SnO2为主体材料的N型半导体气敏元件，当元件接触还原性气体时，其电导率随气体浓度的增加而迅速升高。其主要特点是：①可用于可燃性气体的检测（CH4、C4H10、H2等）；②灵敏度高；③响应速度快；④输出信号大；⑥寿命长，工作稳定可靠。

2.2 单片机

采用单片机来对气敏传感器进行控制，不仅具有控制方便、简单和灵活性大等优点，而且可以大幅度的提高被控对象的技术指标。我们可以选用性价比较高的AT89C51作为微控制器的核心，M-N5型气敏传感器为检测元件组成液化石油气浓度巡测系统。此系统把液化气的浓度通过气敏传感器转换成电压信号并显示出来，如果浓度超过规定值就开始报警。

2.3 GPRS通讯模块

GPRS通讯模块是具有GPRS数据传输功能的GSM模块，集成GSM通信的主要功能于一块电路板上，具有发送短消息、通话、数据传输等功能。GPRS模块相当于手机的核心部分，如果增加键盘和屏幕就是一个完整的手机。普通电脑或者单片机可以通过RS232串口与GPRS模块相连，通过AT指令控制GPRS模块实现各种基于GSM的通信功能。

液化石油气浓度检测系统将电压信号传输给GPRS通讯模块后，GPRS通讯模块将采集到的电压信号发送给指定的用户，实现报警目的。

2.4短信接收模块

GSM短信接收模块主要实现GSM网的短信接收，选用西门子公司的TC35i型GSM收发模块。西门子公司的TC35i是一个支持中文短信息的GSM模块，集成度高，工作在EGSM900MHZ和GSM1800MHZ（phase 2/2+）双频段，电压范围为3.3-3.5V，为单一电压，可传输语音和数据信号，功耗在EGSM900MHZ（4类）和GSM1800MHZ（1类）分别为2W和1W。TC35i的数据输入输出接口是一个串行异步收发器，符合ITU-T RS232接口标准。它有固定的参数：8位数据位和一位停止位，无校验位，波特率在300bps—115kbps之间可选，支持标准AT指令。

3.远程报警系统的实现

3.1 声光信号报警

当液化石油气铁路罐车人孔内的安全附件發生泄漏时，单片机将气敏传感器检测到的液化气浓度信号转变成电压信号，并通过安装在罐体上的声光装置显示出来，提醒押运员、铁路司乘人员或沿途编组站的检查人员，以便采取相应的处置措施。

3.2 短信报警

当声光报警信号在一定的时间范围内没有采取处置措施时，GPRS通讯模块将信号发送到罐车产权单位的调度中心，调度中心根据《企业自备车管理系统》中记载的车辆运行轨迹及车辆的其它相关信息，迅速将信息传送给机车司乘人员、押运员或下一到达车站（编组站），以便采取相应的处置措施。

4.结束语

本装置通过一段时间的试运行后，经过铁路货运部门的验收，罐车产权单位可以先对只在乌局范围内运行的车辆逐步取消随车押运员，而改为在编组站或部分沿途车站设立专业的液化石油气罐车检查站，对过往的所有液化石油气罐车进行专业的检查或采取必要的应急处置措施，进而推广到全路范围，可以最大程度的消除事故隐患，具有极大的社会价值和良好的应用前景。

参考文献：

浅谈液化石油气球罐腐蚀机理 篇7

1.1 研究目的与研究现状

目前, 随着我国经济的高速发展, 国内对石油能源的需求快速增加, 导致进口石油不断上升, 而其中大部分的进口石油都是高含硫原油 (我国从中东地区进口的原油含硫量均大于1.5%[1]) 。

高含硫原油造成硫化氢广泛存在于炼油装置以及后续加工系统中, 使其对炼油装置的设备、工艺管线和储罐造成的腐蚀现象日益明显, 影响了装置的安稳运行。而液化石油气球罐由于储存介质具有易燃、易爆等特点, 同时球罐发生腐蚀开裂没有任何征兆, 具有隐蔽性、突发性的特点, 所以一旦发生腐蚀泄露, 其造成的后果是无法预计的。因此, 研究液化气球罐腐蚀机理、腐蚀形式以及防护措施, 无论对防止事故发生, 还是对提高经济效益都有着十分重要的意义。

钢在某些介质环境下会发生应力腐蚀开裂, 其强度越大, 对应力腐蚀就会越敏感;而应力腐蚀开裂一般是以硫化氢作为介质, 对球罐进行硫化物的应力腐蚀。因此, 国内外对液态烃球罐的研究还是多以硫化氢腐蚀为主[2,3,4]。

1.2 液化石油气球罐概况

结合兰州石化公司现有的球罐环境与实验条件, 选取位于兰州石化公司炼油厂东侧油品联合车间71#泵房的531#、532#液化石油气球罐进行球罐腐蚀机理的相应研究。

531#、532#球罐建于2003年5月20日, 尺寸为, 容积2 000 m3, 高度15.7 m, 材质为16 Mn R;储存的液化气组成主要为丙烷、丙烯、丁烷和丁烯, 易燃、易爆、有毒, 属于甲A类火灾危险物品, 常温下为气态, 压力随各组分的含量不同, 一般小于0.45MPa, 罐内液位在1.8~11 m之间, 液态液化气密度为580 kg/m3, 气态为2.35 kg/m3, 比水轻, 液化石油气由液态汽化成气态时体积扩大250倍, 汽化过程吸热, 易造成冻伤。

目前, 各种实验技术和对腐蚀机理的认识均带有一定的局限性, 尤其是石油化工行业, 会存在多种腐蚀介质共存的情况, 但是S是除C、H元素外原油中含量最高的元素, 它会在原油加工过程中, 反应生成硫化氢;因此, 主要以硫化氢作为腐蚀介质的研究对象, 进行相关研究。

2 试验方案

通过对湿硫化氢腐蚀机理及发生条件的研究, 现对531#、532#液化气球罐的实际条件进行分析。

首先在原油加工过程中, 脱水、脱硫不完全使得管线、储罐中存在大量硫化氢水溶液;而球罐中的液化气会存在液化气残液, 残液中含有游离水, 另外在生产过程中, 气体精馏效果不好或换热器出现老化故障时, 会携带部分水蒸气进入球罐, 进入球罐内的水蒸气在高压下会变成液相水;而球罐的温度也会随环境温度变化而变化, 但基本处于0~60℃之间;因此, 只需对该球罐中液相水样进行H2S浓度及p H值的测定, 判断是否满足湿硫化氢腐蚀条件, 从而确定球罐的腐蚀机理。

目前, 还没有统一的方法标准来测定水中硫化氢的浓度, 结合实验室现有的条件方法, 采用《脱硫液中溶解硫化氢含量的测定碘量法 (Q/SY LS1503-2009) 》来测定球罐里液体水样中H2S浓度。

由于球罐中的液体水样采集时难度较大, 只能通过球罐底部的脱水阀, 来采集球罐内的液相水进行相关分析。

脱硫液吸收硫化氢后生成相应的盐类, 在弱酸性介质中, 硫 (S2-) 被碘 (I2) 氧化, 过剩的碘用硫代硫酸钠滴定。其反应式如下:

(1) 试剂。

碘量法所需的试剂有:氢氧化钠 (分析纯) 、醋酸锌 (分析纯) 、醋酸 (分析纯) 、碘试剂 (优级纯) 、硫代硫酸钠、淀粉指示剂 (配制成0.5%<质量分数>的溶液) 、蒸馏水 (GB/T 6682, 三级) 。

(2) 仪器设备。

碘量法所需的仪器设备有:滴定管 (25 m L, 分度值为0.1 m L, 棕色) 、移液管 (2 m L、5 m L、10m L) 、碘量瓶 (250 m L) 、量筒 (10 m L、50 m L) 、容量瓶 (100 m L) 。

(3) 试验步骤。

(1) 用移液管吸取1~10 m L试样, 移入预先盛有10 m L、5%氢氧化钠溶液的100 m L容量瓶中 (移液管口要靠近液面) , 加蒸馏水至刻度, 摇匀备用。

(2) 移取上述稀释样品5 m L于预先盛有30 m L、1%醋酸锌溶液的碘量瓶中, 加热煮沸1 min, 冷却至室温后, 加10 m L、10%的醋酸溶液, 再用移液管加10 m L、0.0100 mol/L的碘标准溶液, 在暗处静置5 min, 用0./L的硫代硫酸钠溶液滴定至浅黄色, 加入1 m L淀粉指示剂, 继续滴定至蓝色消失。

(3) 按照第 (2) 条不加样品作空白试验。

(4) 计算。

试样中硫化氢含量X (g/L) 按下式计算:

式中:C——硫代硫酸钠摩尔浓度, mol/L;V1——空白试验消耗硫代硫酸钠体积, m L;V2——滴定试样消耗硫代硫酸钠体积, m L;V3——容量瓶中样品加入体积, m L;V4———稀释后的样品移取体积, m L;17.04——每摩尔硫代硫酸钠溶液相当于硫化氢的质量, g/mol。

(5) 报告。

测定结果以平行分析结果的算术平均值报出, 数值修约到一位小数。

3 结论

(1) 采用《脱硫液中溶解硫化氢含量的测定碘量法 (Q/SY LS1503-2009) 》测定球罐里液体水样中H2S浓度是可行的;但滴定的过程中, 移液损失、加入的碘易挥发、滴定速度慢或滴定时摇晃幅度较大等因素会对结果造成一定地影响。

(2) 所选球罐内液相水中的H2S浓度不是很高, 但均超过湿硫化氢腐蚀条件中规定的H2S浓度 (即, 水中H2S浓度≧10mg/L) 。

(3) 球罐内水样的p H值都在2~5之间, 呈酸性, 满足湿硫化氢腐蚀条件中p H值的要求。

(4) 531#、532#液化气球罐腐蚀是以硫化氢作为腐蚀介质, 形成湿硫化氢环境后进行硫化物应力腐蚀的。

(5) 根据531#、532#液化气球罐的腐蚀原因与机理, 制定了相应的防腐蚀措施;但是, 有些措施执行起来难度较大。因此, 对于球罐的防腐方面还需要进行更进一步地研究与分析。

摘要：随着加工原油中含硫量的不断升高, 造成硫化物的广泛存在, 使其对炼油装置的设备、工艺管线以及储罐造成的腐蚀现象日益明显, 影响装置的安稳运行;而且, 一旦发生腐蚀泄漏, 所造成的后果是无法预计的。因此, 为了明确兰州石化公司炼油厂油品联合车间71#泵房液化石油气球罐腐蚀成因, 选取531#、532#液化气球罐作为主要研究对象, 进行了腐蚀机理的相关研究。通过查阅相关的文献资料, 对所选球罐中水溶液的H2S浓度与pH值进行分析研究后, 确定该球罐腐蚀是以硫化氢为介质, 形成湿硫化氢环境后进行应力腐蚀;并根据湿硫化氢腐蚀影响因素的分析, 提出相应的控制因素。

关键词：液化气球罐,硫化氢,湿硫化氢腐蚀

参考文献

[1]余刚, 赵亮, 张学元, 等.16Mn R钢硫化氢腐蚀与氢渗透规律的研究[J].湖南大学学报 (自然科学版) , 2004, 31 (3) :5-9.

[2]潘晓斐.加氢装置湿硫化氢腐蚀问题浅析[J].2013, 41 (7) :134~136.

[3]王菁辉, 盛长松, 李选亭, 等.炼油厂及几种材料的高温硫化氢腐蚀研究[J].腐蚀与防护, 2002, 23 (2) :73~75.

[4]张英梅, 张爱民, 汤建美.湿硫化氢对压力容器的腐化检测[J].石油知识, 2006, 6 (7) :21.

液化石油气芳构化技术综述 篇8

近年来,苯、甲苯和二甲苯(BTX)的市场需求旺盛[2,3]。BTX是有机化工和高分子化工基础原料,广泛应用于合成纤维、合成树脂、合成橡胶以及各种精细化学品。BTX中的甲苯和二甲苯还是生产高辛烷值汽油的重要调和组分,汽车工业快速发展使高辛烷值汽油需求增加,加剧了BTX的供需矛盾[4]。目前,主要通过催化重整工艺和蒸汽裂解制乙烯工艺生产BTX,二者的主要原料均为石脑油。随着我国乙烯工业的发展,用于蒸汽裂解制乙烯的石脑油需求增加,石脑油供应不足,制约了BTX(特别是催化重整工艺)生产能力。LPG芳构化技术将LPG转化为芳烃,既能实现LPG增值利用,帮助炼化企业提高效益,又能缓解BTX供应紧张的局面,具有很强的现实意义。

1 国外LPG芳构化技术

LPG芳构化技术是在ZSM-5分子筛催化技术基础上发展起来的[5]。随着ZSM-5分子筛催化剂的改进,国外LPG芳构化技术从催化剂连续再生工艺发展到固定床工艺,主要工艺包括Cyclar工艺、Aroforming工艺、Z-Forming工艺和Alpha工艺。

1.1 Cyclar工艺[6,7]

UOP公司和BP公司共同开发了将富含丙烷和丁烷的LPG转化为芳烃的Cyclar工艺,该工艺采用UOP公司的催化剂连续再生技术和BP公司的镓改性ZSM-5沸石催化剂配方。Cyclar工艺由反应器、催化剂再生单元和产物分离装置三部分组成。与连续催化剂再生铂重整装置类似,四个径向绝热反应器自上而下叠置排列,催化剂依靠重力从上至下依次经过各个反应器,从最下面的反应器出来的催化剂送到再生器再生,再生催化剂再进入第一个反应器。由于反应吸热,从上一反应器出来的物料经预热后进入下一反应器进行反应。Cyclar工艺的反应温度为482～537 ℃。产物组成受原料种类的影响,以丙烷为原料,芳烃收率、氢气收率和干气收率分别为63.1%、5.9%和31%;以丁烷为原料,则分别为65.9%、5.2%和28.9%。无论以丙烷还是丁烷为原料,芳烃馏分中BTX含量均约为92%,其中苯 27.9%～32.0%、甲苯41.1%～42.9%、二甲苯18.8%～21.8%。BP公司于20世纪80年代在苏格兰Grangemouth的炼油厂中建成了规模为1000桶/开工日的Cyclar工艺试验装置。1999年末在沙特阿拉伯建成了第一个120万吨/年原料规模的Cyclar工业装置,三苯产量达到78.7万吨/年(苯25.2万吨/年,甲苯35.8万吨/年,混合二甲苯17.7万吨/年)。Cyclar工艺由于采用移动床反应器和催化剂连续再生技术,投资费用高,操作复杂。

1.2 Aroforming工艺[8]

IFP公司和Salutec公司共同开发的Aroforming工艺适用于轻石脑油和LPG等原料的芳构化。催化剂为金属氧化物改性的择形分子筛,芳构化反应在等温固定床管式反应器上进行,当催化剂失活时,将反应切换到另一反应器进行,再对原反应器中的催化剂进行再生处理。LPG芳构化产物组成与Cyclar工艺相近。由于采用固定床管式反应器,Aroforming工艺较Cyclar工艺简单,但催化剂单程运转周期仅12 h,需频繁再生处理。

1.3 Z-Forming工艺[9]

日本Mitsubishi石油公司和Chiyoda公司联合开发了以LPG和轻石脑油生产BTX的Z-Forming技术。该工艺采用的催化剂为Ⅷ族、ⅡB和ⅢB族元素的金属硝酸盐改性的沸石,有较好的活性和选择性。该工艺采用4台固定床反应器,反应器串联排列。因反应吸热,反应器之间设加热炉。反应器入口温度为500～600 ℃,反应压力为0.3～0.7 MPa,液时空速为0.5～2.0 h-1。反应产物为芳烃、高纯度氢气和燃料气,具体组成随原料种类略有不同,大体为氢气2.8%～3.4%、燃料气34.1%～42.7%、芳烃53.9%～63.1%(其中苯、甲苯和二甲苯分别约为15%、20%和10%)。芳烃中由于所使用的杂原子沸石催化剂抗中毒能力不够,需对原料进行加氢精制,造成投资增加,而且,催化剂的单程运转周期短,不足十天。

1.4 Alpha工艺[10]

日本Sanyo石油公司开发了将富含烯烃(30%～80%)的轻烃转化为芳烃的Alpha工艺。该工艺使用的Zn改性ZSM-5分子筛催化剂预先在650 ℃下进行水热处理,能抑制反应中Zn流失和催化剂结焦,提高芳烃选择性和催化剂稳定性。反应在两组并列的固定床切换反应器上进行,经预热的原料进入其中的一个反应器进行绝热反应,所得产物经与原料换热后进入分离系统。Alpha工艺的反应温度500～550 ℃,反应压力为0.2～0.5 MPa,质量空速2～4 h-1,芳烃收率为50%～65%,芳烃分布为苯14%、甲苯44%、二甲苯30%、C9+芳烃13%。1993年在日本冈山水岛建成一套3500桶/开工日的Alpha工艺工业装置。Alpha工艺所用催化剂的单程运转周期较上述工艺明显提高,可达数天至数十天。

2 国内液化石油气芳构化技术

近年来,国内LPG等轻烃芳构化技术取得了显著进步,数项LPG芳构化技术实现了工业化。目前,国内液化石油气芳构化技术主要有洛阳石化工程公司开发的GTA(Liquifed Petroleum Gas To Aromatics)工艺[11,12]和大连理工大学开发的Nano-forming工艺[13,14]。

2.1 GTA工艺

GTA工艺所用的富含烯烃的催化裂化混合C4馏分原料,在通常的芳构化过程中生焦能力强,催化剂单程寿命短。由于烯烃芳构化反应为放热反应,反应过程中取热困难。GTA工艺首先用金属硝酸盐溶液浸渍HZSM-5分子筛,对催化剂的酸性进行调变,平衡稳定性与活性的关系;另外,GTA工艺采用科学的催化剂装填方式和合理的取热方式,使芳构化反应能够平稳进行。GTA工艺采用固定床反应器、反应-再生生产方式。反应产物由富气和液体产物组成,在吸收稳定系统内富气和液体逆向接触后在稳定塔内使气液充分分离。在反应温度530 ℃,进料空速0.25 h-1,反应压力0.10 MPa的条件下,催化裂化C4馏分GTA芳构化得到的产物组成为:干气19.96%,LPG 24.17%,液体产物46.4%。液体产物中苯、甲苯、二甲苯的含量分别为16.69%、甲苯43.71%和24.76%。

2.2 Nano-forming工艺

传统芳构化工艺采用的微米级大晶粒ZSM-5沸石催化剂抗积炭能力弱,产物中干气生成量大,催化剂单程运转周期短等问题严重阻碍了芳构化技术的工业应用。近年来,郭洪臣等[13]利用纳米级ZSM-5分子筛催化剂优异的抗积炭失活能力,开发出Nano-forming轻烃芳构化工艺。该工艺采用固定床反应器,反应温度为500～600 ℃,原料预精制后进行反应,主产品为苯、甲苯和二甲苯,同时副产氢气和C9+重芳烃。同己有的芳构化工艺相比,Nano-forming工艺由于采用纳米ZSM-5沸石分子筛催化剂,催化剂的抗积炭能力显著增强,单程运转周期不低于1个月,避免了催化剂的频繁再生,同时,催化剂的使用寿命得到延长,可达2年,降低了操作成本[15]。

前述LPG芳构化技术的反应温度普遍较高(500～600 ℃),产物中干气含量高,原料利用率低。为了提高芳构化工艺的经济性,石油化工研究院与大连理工大学合作,在较低的温度下(360～410 ℃)和装有纳米HZSM-5沸石分子筛催化剂的固定床反应器中通过芳构化和烷基化反应将液化石油气中的丁烯完全转化,生产高辛烷值汽油组分,同时将联产的丙烷和丁烷作为优质乙烯裂解原料。在200 mL固定床模试装置上试验表明,催化剂单程运转周期超过1000 h,产物中汽油组分的收率为30.65%,其中苯的含量不大于1.3%,研究法辛烷值和马达法辛烷值分别为98.8和87.9,是优质的高辛烷值汽油调合组分。焦炭和干气的产率之和不大于2%,显示出良好的应用前景[16]。

3 结 语

总体来说,经过半个多世纪的发展,LPG芳构化技术得到了长足的发展,形成了多套工业化技术。催化剂寿命提高,实现了从移动床到固定床的转变,经济性得到了提高。具体来说,上述工业化技术在原料适应性、芳烃收率和芳构化产物组成等方面存在差异。为进一步提高LPG芳构化技术的经济性,应在继续重视开发长寿命催化剂,减少催化剂再生频率的同时,注重副产物综合利用和芳构化产物选择性研究,以便充分利用LPG资源,以及能在生产化工原料芳烃时,提高苯和二甲苯的选择性,在生产高辛烷值汽油调和组分时,提高甲苯和二甲苯的选择性。

摘要：综述了国内外液化石油气芳构化技术,分析了各种液化石油气芳构化技术的特点,并指出,液化石油气芳构化技术在关注催化剂活性和稳定性的同时,还应关注催化剂选择性和副产物综合利用。

浅谈液化石油气的储运安全 篇9

1 液化石油气的火灾危险性[1]

1.1 容易燃烧。

由于液化石油气主要是由丙烷 (C3H8) 、丙烯 (C3H6) 、丁烷 (C4H10) 、丁烯 (C4H8) 等烃类化合物组成的混合物, 而这些烃类化合物闪点和自燃点均较低, 故液化石油气极易燃烧。

1.2 容易爆炸。

液化石油气发生事故往往是先爆炸、后燃烧。因为液化石油气的热值较高, 比城市煤气约高6倍, 所以燃烧猛烈, 破坏程度严重, 且爆炸威力极大。

1.3 容易膨胀、易流淌。液化石油气在常温常压下即可快速气化,

1L液化石油气挥发能变成250~350L气体。因其在常温常压下呈气态, 泄漏后容易流淌。

1.4 容易引起中毒。

液化石油气无色透明, 有烃类的气味, 在空气中的浓度小于1%时对人体没有伤害, 但长时间接触浓度超过10%以上, 会使人出现昏迷、呕吐、窒息甚至死亡。

1.5 容易产生静电

2 液化石油气的储运方式[2]

2.1 液化石油气的储存

液化石油气的储存是液化石油气供应系统的一个重要环节。在城镇, 通常是以常温压力的液态形式储存在地上的固定金属罐中。近年来, 一些企业也引进了低温常压液态储存的装置。按储存的液化石油气形态可分为常温压力液态储存 (全压力式储存) 、低温常压液态储存 (全冷冻式储存) 、固态储存;按空间相对位置可分为地层岩穴储存、地下金属罐储存、地上金属罐储存。其中地下金属罐储存又可分为全压力式、全冷冻式。

2.2 液化石油气的运输

液化石油气的运输方式为:将液化石油气从气源厂 (或生产厂) 运送到液化石油气供应基地的方式, 主要有管道运输、铁路运输、公路运输和水路运输。在进行液化石油气供应系统方案设计时, 首先要根据供应基地的规模、运输距离和交通条件等选择运输方式, 并进行方案的技术经济比较, 当条件接近时应优先选择管道运输方式。

2.2.1 管道运输

液化石油气管道输送系统一般由起点站 (储罐、泵站、计量装置等) 、中间泵站、终点站 (储罐及储配站等) 和输送管道构成。它的特点是运输量大, 系统运行安全、可靠, 管理简单, 运行费用低, 适用于运输量大的液化石油气接收站, 也适用于虽运输量不大, 但靠近气源的接收站。但这种运输方式一次投资较大 (如建设征地, 中间站及其配套设施建设, 管道全线需一次建设完成等) , 管材用量多 (金属耗量大) 。

如果输送距离较短, 可以不设置中间泵站。液态液化石油气管道按设计压力P (表压) 分为三级, 即:Ⅰ级管道, P>4.0MPa;Ⅱ级管道, 1.6MPa<P≤4.0MPa;Ⅲ级管道, P≤1.6MPa。

2.2.2 铁路运输

液化石油气利用铁路运输时, 一般采用火车槽车作为运输工具。铁路运输方式适用于运输距离较远、运输量较大的情况。火车槽车配置数量主要取决于供应规模、列车编组情况、气源厂到储配站的距离、槽车几何容积及检修情况等。液化石油气铁路运输具有装载量大, 运输费用低, 相对灵活等特点。

2.2.3 公路运输

液化石油气采用公路运输方式时, 一般使用汽车槽车作为运输工具。这种运输方式虽然运输量小, 常年费用较高, 但灵活性较大, 便于调度, 通常广泛用于各类中、小型液化石油气站。同时也可作为大中型液化石油气供应基地的辅助运输工具。采用汽车槽车运输时, 应充分考虑汽车活动范围内的交通情况, 如:道路路面及坡度、行车规定、桥梁限载等。要经过交通管理部门的批准, 选择合理的运输线路。

2.2.4 水路运输

在水路交通运输比较方便的地方, 使用装有液化石油气储罐的槽船运送液化石油气或者船载钢瓶进行运输。水路运输分为海运和河运两类。

3 液化石油气储运安全管理

由于液化石油气具有易燃、易爆、易产生静电等特性, 因此运输和储存液化石油气的各个环节都具有很大的危险性。一方面, 液化石油气生产、储运、销售等企业除具备国家有关法律法规规定的基本生产条件以外, 还必须建立健全安全管理制度, 加强管理, 确保液化石油气储运安全。

3.1 液化石油气储配站安全管理

重点做好储配站防火、防静电管理, 如严禁烟火管理、事故应急应急管理等;制定完善的储罐检测、安全技术操作规程、事故预案、安全设施定期校验等制度;严格工艺纪律、工作纪律、操作纪律、劳动纪律和施工纪律;人员培训和技能培训;抓好安全检查和日常岗位巡检等工作;消防设施和消防器材管理;安全警示标志等管理。

3.2 液化石油气管道运输安全管理

液化石油气管道运输主要危险在于可能出现输送超压、人为破坏、管道腐蚀、地质灾害及其他原因导致管线泄漏, 与空气形成爆炸性混合气体, 若遇到明火则易发生爆炸、火灾等严重后果。因此, 要重点抓好输气工艺参数控制、管道防腐、管道巡检、自然灾害防范以及应急处置体系的建立。此外, 在管道设计、施工阶段, 就必须抓好管道穿越、走向, 管道焊接、防腐处理, 试压、试生产及验收等环节的管理;要制定管道定期检验计划, 安排附属仪器仪表、安全防护装置、测量调控装置的定期校验和检修工作;定期进行专项安全检查, 管道内部清管、检测和维护;管道附件检修, 外部检测甚至腐蚀开挖等工作, 及时发现管道安全隐患;以外, 还要检查维护管道阴保系统, 定期对管道阴保站的工作状态、阴保效果等进行分析和评价;切实抓好管道的泄漏、火灾等情况的应急管理工作。

3.3 液化石油气道路运输安全管理

液化石油气道路运输, 由于车辆长途运输, 路况复杂, 受自然气候等影响因素多, 因此必须按照国家关于危险化学品道路运输的有关规定执行。要定期将运输车辆、运输工具、罐车罐体和配载容器等送检, 使其具有检测检验合格证明;定期维护配备的应急处置器材和防护用品、安全警示牌等;运输车辆驾驶人员和押运人员应经交通部门安全知识培训, 考核合格取得上岗资格证;公路运输有关手续办理等工作;对运输车辆监控能力, 如安装的GPS等;完善并演练应急预案。

4 总结

随着社会的发展和生产力水平的提高, 液化石油气已经广泛的进入了我们的生产生活中。作为一种遭遇明火极易爆炸引起事故的燃料, 对于它的储存和运输安全我们必须特别的重视, 否则, 就会为我们带来意想不到的财产损失甚至于威胁到我们的生命。因此, 加强对液化石油气储存和运输的安全认识, 做好石油气储运安全管理, 不仅是石油气生产企业安全生产的有力保障, 更有利于我国现代化社会建设和发展。

参考文献

[1]郭鹏鸥.液化石油气安全技术与管理[M].北京:中国劳动出版社, 1991.[1]郭鹏鸥.液化石油气安全技术与管理[M].北京:中国劳动出版社, 1991.

液化石油气的气体色谱分析法 篇10

1 液化石油气的气体色谱分析法的基本原理

1.1 液化石油气的气体色谱分析法的吸附色谱

液化石油气的气体色谱分析法的吸附色谱利用固定相吸附中心对气体物质分子吸附能力的差异实现对液化石油气混合物的分离, 吸附色谱的色谱过程是流动相分子与物质分子竞争固定相吸附中心的过程, 是液化石油气的气体色谱分析法的重要基本原理之一。

1.2 液化石油气的气体色谱分析法的分配色谱

液化石油气的气体色谱分析法的分配色谱主要利用固定相与流动相之间对待分离组分溶解度的差异来进行实现液化石油气的混合物的分离。液化石油气的气体色谱分析法的分配色谱的固定相一般为液相的溶剂, 依靠图布、键合、吸附等手段分布于色谱柱或者担体表面。分配色谱过程本质上是组分分子在固定想和流动相之间不断达到溶解平衡的过程。

1.3 液化石油气的气体色谱分析法的离子交换色谱

液化石油气的气体色谱分析法的离子交换色谱利用被分离组分与固定相之间发生离子交换的能力差异来实现分离。离子交换色谱的固定相一般为离子交换树脂, 树脂分子结构中存在许多可以电离的活性中心, 待分离组分中的离子会与这些活性中心发生离子交换, 形成离子交换平衡, 从而在流动相与固定相之间形成分配。固定相的固有离子与待分离组分中的离子之间相互争夺固定相中的离子交换中心, 并随着流动相的运动而运动, 最终实现液化石油气的混合物的分离。是液化石油气的气体色谱分析法的主要基本原理之一。

2 液化石油气的气体色谱分析法的技术方法

2.1 液化石油气的气体色谱分析法的柱色谱法

液化石油气的气体色谱分析法的柱色谱法是最原始的液化石油气的气体色谱分析方法, 这种方法将固定相注入下端塞有棉花或滤纸的玻璃管中, 将被样品饱和的固定相粉末摊铺在玻璃管顶端, 以流动相洗脱。常见的洗脱方式有两种, 一种是自上而下依靠溶剂本身的重力洗脱, 一种是自下而上依靠毛细作用洗脱。收集分离后的纯净组分也有两种不同的方法, 一种方法是在柱尾直接接受流出的溶液, 另一种方法是烘干固定相后用机械方法分开各个色带, 以合适的溶剂浸泡固定相提取组分分子。柱色谱法被广泛应用于混合物的分离, 包括对有机合成产物、天然提取物以及生物大分子的分离。

2.2 液化石油气的气体色谱分析法的薄层色谱法

液化石油气的气体色谱分析法的薄层色谱法是应用非常广泛的液化石油气的气体色谱分析方法, 这种色谱分析方法将固定相图布在金属或玻璃薄板上形成薄层, 用毛细管、钢笔或者其他工具将样品点染于薄板一端, 之后将点样端浸入流动相中, 依靠毛细作用令流动相溶剂沿薄板上行展开样品。薄层色谱法成本低廉操作简单, 被用于对样品的粗测、对有机合成反应进程的检测等用途。

2.3 液化石油气的气体色谱分析法的气相色谱法

液化石油气的气体色谱分析法的气相色谱法是机械化程度很高的色谱方法, 气相色谱系统由气源、色谱柱和柱箱、检测器和记录器等部分组成。气源负责提供色谱分析所需要的载气, 即流动相, 载气需要经过纯化和恒压的处理。气相色谱的色谱柱一般直径很细长度很长, 根据结构可以分为填充柱和毛细管柱两种, 填充柱比较短粗, 直径在5毫米左右, 长度在2~4米之间, 外壳材质一般为不锈钢, 内部填充固定相填料;毛细管柱由玻璃或石英制成, 内径不超过0.5毫米, 长度在数十米到一百米之间, 柱内或者填充填料或者图布液相的固定相。柱箱是保护色谱柱和控制柱温度的装置, 在气相色谱中, 柱温常常会对分离效果产生很大影响, 程序性温度控制常常是达到分离效果所必须的, 因此柱箱扮演了非常重要的角色。检测器是气相色谱带给色谱分析法的新装置, 在经典的柱色谱和薄层色谱中, 对样品的分离和检测是分别进行的, 而气相色谱则实现了分离与检测的结合, 随着技术的进步, 气相色谱的检测器已经有超过30种不同的类型。记录器是记录色谱信号的装置, 早期的气相色谱使用记录纸和记录器进行记录, 记录工作都已经依靠计算机完成, 并能对数据进行实时的化学计量学处理。气相色谱被广泛应用于小分子量复杂组分物质的定量分析。

3 液化石油气的气体色谱分析法的研究发展方向

3.1 检测方法的研究发展

液化石油气的气体色谱分析法的检测方法是液化石油气的气体色谱分析法研究的热点之一, 人们不断更新检测器的灵敏度, 使色谱分析法能够更灵敏地进行分析。人们还将其他光谱的技术引入色谱, 在分离化合物的同时即行测定化合物的结构。色谱检测器的发展还伴随着数据处理技术的发展, 检测获得的数据随即进行计算处理, 使试验者获得更多信息。

3.2 专家系统的发展

液化石油气的气体色谱分析法的专家系统是色谱分析法与信息技术结合的产物, 由于应用液化石油气的气体色谱分析法进行分析要根据研究内容选择不同的流动相、固定相、预处理方法以及其他条件, 因此需要大量的实践经验, 液化石油气的气体色谱分析法的专家系统是模拟色谱专家的思维方式为色谱使用者提供帮助的程序, 液化石油气的气体色谱分析法的专家系统的知识库中存储了大量色谱专家的实践经验, 可以为使用者提供关于色谱柱系统选择、样品处理方式、色谱分离条件选择、定性和定量结果解析等帮助。

结束语

液化石油气的气体色谱分析法具有悠久的历史, 液化石油气的气体色谱分析法从二十世纪初发明以来, 经历了整整一个世纪的发展到今天已经成为最重要的分离分析科学, 广泛地应用于许多领域, 比如说石油化工、有机合成、生理生化、医药卫生、环境保护, 乃至空间探索等等。随着科学技术的高速发展, 我们的液化石油气的气体色谱分析法也会随之得到快速的发展。液化石油气的气体色谱分析法是化学领域研究的重中之重, 笔者认为只要充分认识到液化石油气的气体色谱分析法的基本原理以及液化石油气的气体色谱分析法的基本分析方法, 再结合先进的科学技术, 我们的液化石油气的气体色谱分析法一定会有长足的发展的研究的突破。

参考文献

[1]刘希光, 于华华, 赵增芹等.海蜇中微量汞的微波消解-原子荧光光谱法测定[J].分析测试学报, 2004, 23 (6) :101-103.[1]刘希光, 于华华, 赵增芹等.海蜇中微量汞的微波消解-原子荧光光谱法测定[J].分析测试学报, 2004, 23 (6) :101-103.

[2]孙敏华, 吴学谦, 魏海龙等.食用菌有毒有害物质及控防技术研究进展[J].中国林副特产, 2007, 90 (5) :74-77.[2]孙敏华, 吴学谦, 魏海龙等.食用菌有毒有害物质及控防技术研究进展[J].中国林副特产, 2007, 90 (5) :74-77.

液化石油气 篇11

关键词：残气残液 危害 安全控制 排除

液化石油气钢瓶在定检过程中，首先要保证检查人员及设备安全才能保证气瓶检验质量。目前多数检验站采用此检验工艺流程:外观初检→残液残气回收→拆卸瓶阀→焚烧→残气浓度测定→容积测定→水压试验→除锈→壁厚测定→外观复检→粉末（静电）喷涂与烘烤→瓶阀检验与装配→气密性试验→抽真空→印字等。这一工艺流程中焚烧、气密性试验、烘烤对残气浓度控制至关重要。直接威胁检验人员及设备安全。本文着重讨论钢瓶检验过程中残气液浓度安全控制的问题。

1.残气液的危害

1.1焚烧时的危害

受检钢瓶经残气液回收后进入焚烧炉，在炉内高温作用下，微量残气及粘附在瓶内壁的剩余残液不断挥发成气体，并逸出瓶外与炉内空气混合后在火焰作用下稳定燃烧。而当残气液回收后浓度过大或粘稠过多，在炉膛内急剧受热挥发膨胀，喷出瓶外遇火焰爆燃，轻则火焰喷出炉膛，重则发生爆炸燃烧。有时残液过多或混有水或炉膛温度低，残气没有挥发完钢瓶已滑出炉膛，在炉膛内滑道上较平稳不发生事故，当出炉膛时钢瓶剧烈晃动，瓶口突然喷出气体迅速燃烧形成火舌，造成事故。这种危害经常发生，而且危害极大，我站就发生过烧伤人事故，所以在这一检验环节上应高度重视，把好抽残操作关。

1.2气密性试验时的危害

钢瓶检验操作过程的最大安全隐患在于气密性试验，而气密性试验的安全隐患在于瓶内残气浓度密切相关。GB8334-1999《液化石油气钢瓶定期检验与评定》明确规定，瓶内残气浓度必须≤0.4%（体积百分比），以确保气密性试验的安全可靠。由于气密性试验时压缩空气高速进入瓶内与残气剧烈摩擦产生高温甚至产生静电火花，如果瓶内残气浓度＞0.4%（体积百分比）达到爆炸极限就有可能引起钢瓶爆炸。直接威胁人员生命及设备安全，这样的事故在检验站发生过，正在做气密试验时钢瓶突然爆炸，主要原因就是瓶内残气浓度过高引起的。

1.3烘烤时的危害

喷涂完的钢瓶在烤箱内一般都加热1～1.5小时，由于受热时间长，吸附在钢瓶内壁的剩余残液（戊烷）会再次不断地挥发成气体，而烤箱又是密闭的，如果瓶内残液太多易引起事故。

2.残气液浓度的安全控制

2.1残液残气回收工艺的安全控制

2.1.1保证残液残气回收操作安全。做到无泄漏，防静电，通风，不野蛮操作，不漏抽，不假抽。遇有残液过多钢瓶应单独抽，反复抽。真空泵循环水位适当。重瓶与轻瓶分开抽。已抽的和没抽的绝对分开放置。残气储罐气体及时烧掉，使压力始终小于真空泵出口压力。残液罐残液及时处理防止大量流入管道残气储罐。真空表值保证达到-0.06——0.07MPa才换下一组待抽瓶等。

2.1.2利用更有效的回收方法——负压法。目前钢瓶残液、残气回收一般采用正压法和负压法。经我站多次比较负压法利于正压法，负压法只要保证管道畅通，保证达到负压值，一般能够抽净。

2.1.2.1负压抽残原理

负压抽残是利用真空泵将气液分离器内的压力抽至负压状态，由于压力差的作用，钢瓶内残液（负压作用）通过管路首先进入气液分离器内，其中一部分残液贮存在气液分离器内，残气及另一部分残液继续经由管路通过抽残泵后分两路，一路经由管道、阀门（开启程度可调）直接进入水封罐，另一路则流至吸残管内（运动产生热量可消除低温时吸残管积箱、结冰状况），然后再流进水封罐。在运行过程中残液基本上已被完全气化，残气经过水封罐、管路系统连接焚烧炉燃烧喷嘴作为燃料直接燃烧；气液分离器内残液定期排放到钢瓶等容器内集中处理综合利用。倒残架采用气动控制，由气缸推动连杆机构，实现钢瓶的翻倒。我站采用负压倒残工艺以来，共检验6万多只钢瓶，只用1支燃烧喷嘴，每只钢瓶可降低检验成本0.4元，而且该设备具有结构合理、劳动强度低、生产效率高、无污染等特点。

2.1.2.2钢瓶倒残后瓶内的残气浓度的控制

只要气液分离器负压保持在此0.06～ -0.07MPa范围内，钢瓶内残气浓度均少于0.4%（体积）。为控制气液分离器负压＜-0.6MPa，确保气瓶内的残液倒空后残气浓度≤0.4%（体积），抽残操作时应根据气液分离器的真空表的指示掌握倒残速度，以维持气液分离器负压保持在0.06～-0.07MPa之间。当真空表显示≥-0.06MPa时，说明残气充足来不及燃烧，应立即减缓倒残速度，或调节燃烧喷嘴个数，加速燃烧。为防止假抽残，每只钢瓶抽残时间应≥2min，使钢瓶内压力与气液分离器内的压力保持一致，确保钢瓶内残液抽尽。

2.2焚烧工艺的安全控制

焚烧工艺要求钢瓶在炉膛高温区的温度不应超过600℃，保持炉膛温度在450～600℃之间。受检钢瓶经残液、残气回收后进入焚烧炉。在炉内高温作用下，微量残气及粘附在瓶内壁的剩余残液不断挥发成气体，溢出在瓶外与炉内空气混合后稳定燃烧。焚烧后的钢瓶经冷却后残气浓度都非常低，能满足下道工序的要求。目前大多数检验站采用这种方法处理残气液，既处理干净又环保，且钢瓶外表面污垢也经高温碳化，利于除锈。

2.3水压试验的安全控制

焚烧后的钢瓶必须冷却至常温后方可进行水压测试。水压测试的目的不仅检查钢瓶强度，也为气密性试验安全做准备。因为水压试验压力达到3.2MPa，水压试验合格的钢瓶不会产生变形、不渗漏、无异常响声，而气密性试验压力仅需2.1MPa，可以排除试验时物理性爆炸的可能。其次当做水压试压时钢瓶内出于满水状态，瓶内剩余残气一部分被置换排出瓶外，另一部分溶解于水中，并随水一并排出，经水压试验后的钢瓶瓶内残气浓度几乎达到标准规定的≤0.4%(体积百分比)。水压试验是降低残气浓度的一个重要措施。

2.4烘烤工艺的安全控制

由于液化石油气残液的主要成分是戊烷，其临界温度为196.62℃，当烘箱温度控制在≤196℃时，吸附在钢瓶内壁的剩余残液（戊烷）受热会再次不断地挥发成气体溢出瓶外，又再一次降低了瓶内残气浓度。

3.结论

钢瓶中的残气残液经过有效的回收，焚烧，水压试验，烘烤浓度小于规定值，气密性试验得到了保障。只要在检验中我们严格执行工艺流程，保证每道工序质量，掌握好有效的方法，那么检验中的危害就自然排除了。

参考文献：

[1]GB8334-1999《液化石油气钢瓶定期检验与评定》，2000.6.1实施。

[2]GB5842-1996《液化石油气钢瓶》，1996.10.01实施。

液化石油气储运及安全技术的分析 篇12

关键词：储存运输,液化石油气,安全技术

液化石油气是最近几年才被广泛使用的一种新型的燃料, 虽然被推广的时间并不长, 但是在短短几年的时间里, 液化石油气就已经走进了我们生活以及生产的各个领域中。液化石油气的运输是一种综合形式的运输, 它不局限于某种运输形式, 包含了管道运输、汽车运输、水路运输以及铁车运输等等。而在实际的运输过程中也可以结合当地实际的运输条件进行选择。

1 液化石油气危险特性介绍

1.1 液化石油气的易爆特性

液化石油气第一个特点也是最大的特点就是液化石油气的易爆性。一般当发生液化石油气安全事故的时候都会出现爆炸的情况, 而且在燃烧之前爆炸。主要的原因是因为液化石油气的热值比较高, 单单从热值来进行比较液化石油气要比普通的煤气的热值要高出好几倍, 所以当液化石油气出现安全事故时就会出现爆炸的情况。在爆炸之后就会出现燃烧现象, 液化石油气的燃烧也与爆炸的威力相似, 破坏性大,

1.2 液化石油气的易燃特性

液化石油气具有石油的主要成分, 这些成分包括丙烷、丁烷、丙烯、丁烯等, 成分都是典型的烃类化合物, 也具备烃类化合物最大的特点就是易燃性。而且液化石油气成分中包含的这些烃类化合物的闪点和自燃点都是非常低的, 很容易引起燃烧。

1.3 液化石油气的毒性

液化石油气是一种有毒性的气体, 但是这种毒性的挥发是有一定条件的。只有当液化石油气在空气中的浓度超过了10%时才会挥发出让人体出现反应的毒性。当人体接触到这样的毒性之后就会出现呕吐、恶心甚至昏迷的情况, 给人体带来极大的伤害。

1.4 液化石油气的易流性

液化石油气是非常容易流淌的, 一旦出现泄漏的情况液化石油气就会从储存器里流淌出来。而且一般情况下1升的液化石油气在流淌出来后就会挥发成350升左右的气体, 这些气体在遇到电的时候就会产生燃烧的现象, 造成严重的火灾。

2 液化石油气存储以及运输的方式

2.1 液化石油气的公路运输方式

公路运输是液化石油气比较常见的存储运输方式, 在储运的过程中主要使用汽车槽车进行运输, 这种运输工具的优点是便于调度, 而且比较灵活。对于公路运输中使用的汽车槽车我国也有严格的要求, 目前情况下我国在公路运输中所使用的汽车槽车主要分为三种即固定槽车、活动槽车以及半托式槽车, 而且在使用汽车槽车进行运输的时候, 各个工作环节都有严格的要求, 只有严格按照液化石油气汽车槽车的使用流程才能减少在储运途中造成的安全事故。

2.2 液化石油气的铁路运输方式

在铁路运输过程中, 可以利用火车的各槽车进行运输, 主要优势是成本较低、灵活性较高、装载量较大等等, 但是与管道运输以及汽车运输这两种运输方式进行比较, 运行管理难度较大这是主要缺点, 所以, 这种运输方式适合运送到较远地区的供应场所。

2.3 液化石油气的管道运输方式

管道运输具备很多种优势, 比如运输稳定、成本小、运输可靠等等, 这些都是管道运输所具备的优势, 但是有利必有弊, 管道运输投资成本较大, 需要耗费大量的金属和器材, 在运输量不大或者运输距离不远的状况下, 是可以运用这种存储运输方式的。

2.4 液化石油气的水路运输方式

水路运输主要包括海运以及河运这两种方式, 在国际贸易中, 海运这种运输方式比较普遍的, 具有较大的运输量, 有时候能够承载数万吨的重量, 在海运液化石油气过程中, 低温常压槽船是经常运用的工具。但是对于河运这种方式来讲, 常温压力式槽船是经常运用到的工具, 与海运操作所存在的不同是运输量较小。所以, 如果想要减少在运输过程中所需花费的成本, 可选择海运这种方式。

3 液化石油气储存的安全技术

3.1 存储的防火技术

在液化石油配置地址选择过程中, 应该选择在城市边缘位置, 同时选择明火以及散发火花的下风向以及侧方向, 在它的周围建立一道实体墙, 需保证实体墙达到指定高度, 在辅助区域之内设立配电室、办公室、值班室等等, 在生产之内设置存罐区、烃泵室、压缩机室等等, 同时也需要设置相应的设备, 严格按照安全技术要求展开工作。布置独立的压缩机室、烃泵室等场所, 防火间距也需要达到指定距离。

3.2 存储承压储罐技术要求

要保障储罐石油各种承压储罐与相关安全技术规定相符合, 因此压力计、阻火器、安全阀、呼吸阀等等设备都需要处于完好无缺的状态中。液化石油气需要保持在指定温度之下, 没有任何绝热措施时, 需要设冷水喷淋设备, 这样能够达到降温的主要目的。

3.3 储罐的处理技术

在设置罐区防火护堤过程中, 应该设置水封井, 并且在出口管道上设置切断阀门。一些存储沸点较低的危险物品, 需要液体在蒸汽压完成后, 然后在按照液体的操作要求, 防止空罐在液体进入后, 产生破坏作用。

3.4 气瓶仓库的技术

设置专用存储仓库, 仓库的建立需要按照具体要求来进行建立, 在仓库内不能有暗道、地沟等状况, 严禁火种或者热源, 在仓库内应该设置通风设备, 保持设备的干燥, 防止有阳光直接射入到气瓶中, 同时也不能运用电磁起机械, 设备的瓶颈应该旋紧, 同时在气瓶上应该设置防震圈, 在进库时或者搬运时, 不能发生碰撞或者敲击的现象。

3.5 气瓶的处理技术

气瓶和另外一些比较危险的化学物品, 应该按照如下存储规定进行存储:气瓶整齐放置, 并且将瓶帽戴好。在立放过程中, 需要固定住, 留有一定的通道。在进行横放过程中, 头部需要保持一致的方向, 对垛高也有着很严格的要求, 通常状况下, 一些特殊物质的气瓶需要按照特殊规定来存放。一些已经退库的空瓶之内的气体, 需要保持余压。

4 液化石油气运输过程的安全技术

4.1 管道输送方式的防火技术

在输送液化石油气过程中, 管道系统是比较常见的工具, 主要由计量站、管道、起点储罐、终点储罐等等设备所组成的, 在进行设备安装过程中, 一定要按照相关规定进行安装, 管道的材料应该根据实际情况可采纳无缝钢管。在连接管道过程中, 需要选择正确的焊接方式, 并且配置指定设备, 这样可以方便日后的检查工作。但是管道系统决不能穿越一些具有化学腐蚀性液体的场所, 同时易燃易爆的区域也不能穿越, 另外也不能穿越一些具有液化石油气设备的建筑物中, 各建筑物之间的距离也需要与具体要求相符合。输送管道的土埋深度也需要达到具体规定, 在埋入管道过程中, 如果管道需要与铁路或者公路进行交叉时, 需要在铁路或者公路下面穿越而行, 且必须在管道上面加上一层保护套管。管道需要与河海或者湖泊进行交叉时, 可以选择在架空穿越方式或者在河底下进行穿越。

4.2 道路运输方式的安全技术

如果不得已需要选择道路运输方式, 路况比较复杂而且也很容易受到自然因素的影响, 所以也必须按照国家规定要求来展开运输工作。对于运输所需要的工具、车辆、设备等等需要定期进行检查, 如果发生损坏, 那么需要及时加以维修, 同时保证设备检测的合格。另外, 运输车辆人员以及押运人员需要具有相关上岗证书, 一些应急所需要的设备一定要定期进行维护和修理。

5 结语

综上所述, 液化石油气随着居民生活水平的提高已经成为百姓生活中不可缺少的一种资源。但是, 在液化石油气的使用过程中还存在很多安全隐患, 这给使用者的生命、财产安全带来了严重的威胁。因此, 对于液化石油气的存储以及运输必须高度重视, 严格按照相关的规定执行, 只有这样才能降低液化石油气在存储和运输途中给人们带来的伤害。

参考文献

[1]赵福俊.浅谈液化石油气的储运安全[J].中国新技术新产品, 2013, (06) .