储运过程（共7篇）
储运过程 篇1
1 引言
煤炭在地下开采过程中发生自燃现象一直是困扰煤矿安全的严重问题, 同样, 开采出来的煤炭在地上储运过程发生自燃也是令储运部门头疼的问题。储运过程煤炭发生自燃严重影响交通运输安全, 造成环境污染和重大的经济损失。目前, 煤矿井下的自燃问题普遍采取改进开拓开采技术预防自燃, 增阻、均压等方法减少漏风防灭火, 介质法防灭火等措施来预防或减少自燃火灾, 并且取得了明显的效果。相对于煤矿井下预防煤炭自燃的措施, 地面预防自燃的措施应该更简便和易于实现。可是, 由于地面储运现实条件的限制, 特别是铁路运输过程量大路程远, 加上铁路行车秩序和运行规则的限制, 长期以来一些基本措施得不到落实, 储运过程煤炭自燃问题没有得到根本解决。笔者曾于2009年至2010年配合兰州铁路局货运处对其管辖线路煤炭运输自燃现状进行了两次调研, 了解了一些具体情况, 现分析如下。
2 现场普遍采取的措施及存在的问题
2.1 现场采取的措施
储存过程普遍采取的措施是:采取合理撞车顺序, 尽量缩短在堆场的堆积时间;装车前翻晒, 打垛晾晒, 一车一位;每天巡视测温等。
铁路行车过程采取的措施有:整形压实后, 喷洒抑尘剂 (液体篷布) 等。这些措施显然是不够的, 难免会发生自燃现象。
2.2 存在的问题
2.2.1 定期测温措施是否有效
煤场现场使用SWK-2型煤堆测温仪, 从煤堆表面0.4m、1.0m、1.5m三个深度的位置测温, 这三个深度的确定是否合适呢?能否反映煤堆内部真实的温度?据研究, 发生自燃的部位既不在煤堆的表面, 也不在煤堆深部, 而在表层以下。煤在自然堆积状态下, 可分为三层:一是冷却层:从煤堆的表层, 约0.5～1.5m厚, 该层煤较松散, 与空气接触充分, 虽发生氧化反应, 但散热条件好, 所以不会发生自燃。 二是氧化层:该层位于冷却层以下, 厚度在1～4m左右, 具备煤自燃的所有条件, 达到自然发火期即会自燃。三是窒息层:该层位于氧化层以下, 煤层相对压实, 供氧不充分, 且含水率较高, 氧化程度较低, 不易发生自燃。由此看出, 现场测的最深度1.5m, 位于冷却层或者刚刚到氧化层, 没有深入氧化层, 因此不能有效反映氧化层的温度, 也就达不到测温这一措施的效果。
2.2.2 煤质鉴定能否为防止煤炭自燃起到作用
煤质鉴定报告是储运单位应该具备的原始资料, 对掌握煤自燃火灾的规律, 有针对性地采取防火措施起指导作用, 保证安全生产具有重要意义。
铁路货运各公司的《防止煤炭自燃的卡控措施中》有“严格执行煤炭自燃倾向性技术鉴定制度”的规定, 要求测定煤的挥发份含量、最低着火温度、自燃发火期、自燃倾向性等指标。对于鉴定出来的这些指标值, 现场管理人员是否真正掌握和理解呢?更多情况是做煤质鉴定只是一种执行上面的规定而已。
我们在现场发现了一些虚假的煤质鉴定报告, 这种情况非常严重, 如果把Ⅰ级容易自燃的煤鉴定为Ⅲ级不易自燃的煤, 运输单位放松警惕, 没有采取有效措施, 那么引起煤的自燃是必然的。
2.2.3 行车过程没有采取任何防护和监测措施
各站点相互联系协作不够, 实际情况是各站点各运各的, 互不联系, 这是一种分工无可厚非, 但是煤的自燃防范是一个系统性、综合性措施, 需要在储存、运输整个过程中各部门协调进行, 负责到底。
2.2.4 管理措施是否到位
上述几个问题的存在说到底就是管理措施没有到位。
3 可行的防治煤炭储运自燃的措施
防止煤自燃的基本原则就是防止燃烧的三个条件同时存在并相互作用, 在煤这一自燃物存在的前提条件下, 只有防止助燃物和着火源的存在, 也就是一阻止氧气 (空气) 的供应, 二保持充分的散热条件, 防止危险温度的产生。同时, 在管理上加强上述两项措施的实施。
3.1 阻止空气进入
3.1.1 压实
如在储存过程用推土机将煤一层一层压实, 尤其是要将堆边大块部分压实, 这样可以减少煤堆的空隙度, 赶走煤堆空隙中的一部分空气, 减少煤与氧气的接触。装车时要有秩序地进行, 逐层整形压实。
3.1.2 密封
如装车后喷洒抑尘剂 (液体篷布) , 煤堆铺盖一层粘土等都可以减少漏风, 减少空气的供给。
3.2 防止危险温度产生
危险温度来自两方面, 一是内部, 煤的自燃主要原因是由于吸收了空气中的氧气, 使煤的组成物质氧化产生热量, 再被水湿润, 就放出更多的湿润热, 也会加速煤的自燃。此外, 煤的自燃还与煤本身的性质有关。这是自燃的主要原因, 也是重点防范的方面。二是外部, 高温天气、日晒以及明火等。
1) 煤堆设置棚子, 防止煤堆暴晒。
2) 煤场周边设置喷洒水设施, 定期向煤堆喷洒水降温, 这样做还能够防止煤场扬尘。
3) 煤堆的方向以南北方向取长为好, 以减少阳光的直接照射。
4) 煤堆的场地以水泥地面最为理想, 尽量在较低的温度下贮存煤炭, 避开中午烈日下进行堆煤, 以减少热量的携带。块煤和粉煤以分开贮存。
5) 减少煤堆放的时间。
6) 定期翻晒。
7) 装车前对车厢清扫干净, 避免有积水和沉渣。
8) 运输过程温度监测, 车厢定期洒水冷却。
9) 车厢内煤层深部设通风管道, 该管道可用PVC管, 沿车厢从前到后并排埋设在煤层中。
3.3 管理措施
上述是从本质上消除煤自燃的条件, 在其前提下, 管理措施才是防止煤自燃的根本保证:
3.3.1 现场管理人员和操作人员应熟悉现场基本情况
1) 分析煤自燃的条件, 一般来说, 煤炭自燃与下列因素有关:
(1) 与煤的物理化学性质有关的因素:①煤的粒度;②表面系数;③煤的性质状态 (水分、挥发成分及含碳量等) ;④其他。
(2) 与煤的堆积状态有关的因素:①堆积方法;②堆积形状;③贮煤量;④贮煤期限, 湿度。
(3) 与环境有关的因素有:①空气的温度、湿度;②风向、风速及通风状态;③其他。
2) 煤的自然发火期、煤的自燃倾向性鉴定, 应委托权威的有资质的鉴定单位进行, 并根据鉴定结论采取相应的对策措施。
3) 煤的来源分析, 了解每批次运输的煤来自哪里的煤矿, 煤种及其性质。
4) 储运条件分析, 分析现有的储运条件是否满足防止自燃的需要。
3.3.2 定期测温
设置自动监测系统 (有线) , 除监测温度外, 还可以设置一氧化碳和氧气的检测装置, 连续地进行监视。对贮煤场的整体监测, 可利用计算机联网的监视终端。
3.3.3 分级管理
有的站点根据煤质鉴定报告的结果, 采取Ⅰ级限制、Ⅱ级控制、Ⅲ级放开的措施, 这是不可取的, 也不是长久之计。所谓分级管理, 就是对不同的煤采取不同的措施, Ⅰ级容易自燃和Ⅱ级自燃的煤采取更加完善的措施, 而对Ⅲ级不易自燃的煤可以少采取或不采取措施。这样减少工作量, 节约成本。
3.3.4 对每一批新进煤炭做好时间、煤种、场地的登记
3.3.5 日常巡视
因为煤发生的自燃起火是缓慢进行的, 接近起火时会产生异味和白烟, 安全巡视人员应对煤的露出面定期监视, 以便早期发现。
3.3.6 要建立系统的防范措施
从煤的开采、煤矿的储运、中间单位储运、铁路运输部门的储运等各个环节都要采取防范措施。火种来自哪里?装车前 (煤场堆积时, 矿内生产时) 、装车后。针对不同时期的火种在不同的时期采取相应的对策措施。
3.3.7 各类火源的管理
虽然我们在探讨煤自燃的情况, 但是煤场中煤是如何燃烧起来的, 可能也不排除外在因素引起的着火, 如由于存在明火或机械摩擦、电气火灾、雷电危害等。同时, 还要预防煤尘和气体爆炸, 煤尘和气体爆炸物质往往混在空气中呈悬浮状态, 容易形成爆炸性混合物, 遇着火源即发生爆炸。这种事故发生突然、危害大, 事先作好预防是非常重要的。
3.3.8 运输车辆配备专门的押运员, 配备干粉灭火器, CO2灭火器, 消防水等应急设备
4 几种矛盾的理论常识和做法
4.1 煤中水分多容易自燃还是水分少容易自燃
这关系到煤炭在储运过程中多淋水还是少淋水的问题。当煤吸附水分时会放出大量热, 即润湿热, 会加速煤的自燃。煤堆中一定量的水份促使煤中的各种反应的进行, 如硫份的酸化, 产生的热量又加快了氧化反应过程, 加剧了煤的自燃。煤的湿度大, 自燃的时间缩短, 理论上讲, 含水量增加1%将使煤温上升17℃。但是煤的湿度大, 将煤浸在水中, 能阻止煤与氧气直接接触而发生氧化反应, 只要水不流失, 也不会影响煤的质量。再者, 水分蒸发要消耗大量的热量, 煤含水量越大, 蒸发期越长, 此阶段温度无明显上升。据分析, 煤自燃前的全水分为5%～7%。当煤的含水量达到12%时, 不会发生自燃。
一般来说, 用淋水的方法使煤堆冷却降温是可行的方法, 但是对于已经产生自发热的煤堆不能用水来冷却, 这是因为冷却水很难将全部的煤浸透而只是让部分温度上升而已。
4.2 加强通风还是减少通风
理论上在松散的煤堆中不流通的空气完全反应的话将使其温度上升2℃, 实际上当高速流通的空气在提供煤以氧气的同时也会带走大量的热, 而低速则恰好相反, 尽管也提供相当数量的氧气但却不能带走其自发产生的热量。因此, 通风方法不当时, 起不到降温的作用反而提供了足够的空气, 容易引起自燃, 如前所述, 在车厢内部插PVC管, 即可加强通风来散热, 又可避免空气与煤层的直接接触。
4.3 煤堆粒度越细越容易自燃
粒度越细, 比表面积越大, 与空气的接触越充分, 氧化反应越剧烈, 越易自燃。但是粒度小的话, 容易压实, 减少氧气的进入, 窒息效果好。
从理论上讲, 块煤与空气的接触面小, 氧化速度慢;粉煤与空气接触面积大氧化速度快。但事物都是—分为二的, 在露天堆煤时, 粉煤易压紧, 块煤间间隙大, 存在许多空洞, 这些空洞给煤的氧化埋下了祸根。另外, 出于堆置上的考量, 使煤堆不致于容易坍塌, 一般会将其细度控制在一定范围。
摘要：煤炭在铁路运输过程中一旦发生自燃, 不但危及行车安全, 而且会造成环境污染和经济损失, 所以, 长期以来一直是困扰储运部门的一大问题。针对煤炭在铁路储运过程中发生自燃, 这一现象, 分析了储存和运输现场普遍采取的措施, 及这些措施的不完善性。重点从煤炭发生自燃的原理角度提出了防治煤炭储运自燃的一些可行措施。同时, 对在防治煤炭自燃时几种矛盾的理论知识和做法进行了分析, 以便采取正确的技术与管理措施防止煤炭在储运过程中自燃现象的发生。
关键词：煤炭,储运,自燃,问题,测温,管理措施
参考文献
[1]宋元文.煤矿灾害防治技术[J].兰州:甘肃科学技术出版社, 2007.
[2]康青春, 贾立军.防火防爆技术[J].北京:化学工业出版社, 2008.
[3]蒋军成.事故调查与分析技术[J].北京:化学工业出版社, 2004.
[4]煤炭工业甘肃省煤炭质量监督检验站.煤质检验报告[G].2010.
[5]甘肃煤矿灾害防治测试分析实验室.煤质检定报告[G].2010.
[6]胡明红, 王红汉, 范喜生.煤堆自燃原因分析与防治措施[J].工业安全与防尘, 2001 (1) .
油气储运过程管道防腐问题探讨 篇2
能源的运输对于一个国家的发展是非常重要的, 只有保证能源的储运, 才能促进经济的发展, 社会的进步, 国家的稳定, 因此有必须要来了解一下油气管道运输。能源的储运技术在不断加强, 但是油气在储运过程中的管道防腐问题仍然对能源浪费造成很大的影响, 使之引起了人们对管道防腐问题的关注。
1 油气储运过程中管道防腐的原因
影响一个国家发展的重要问题和大多数国家在社会稳定和经济发展中的必要战略问题都是能源问题, 所以说, 能源问题不仅可以影响一个国家的安全稳定, 还能制约一个国家的社会经济发展。作为能源中非常重要的一项资源, 油气的安全运输是许多国家经济发展的重要战略, 因为它能为国家提供安全、稳定和长期的能源保障, 能对国家的经济增长和经济稳定起到促进作用。而我国又是一个地域非常辽阔的大国, 能源的分配非常不均匀, 各地的经济发展水平也相当不一, 所以能源问题成为了制约我国经济发展社会进步的一个重要问题。但随着技术的不断进步, 南油北运和西气东输等重要能源运输工程将我国的能源结构进行了很好的调整, 使得能源相对缺乏的地区的经济水平也得到了很大的提升, 给当地人们带来了极大便利。而在这种大的能源工程运输过程中, 保障它正常运行的关键问题就是油气管道的防腐, 同时它还是油气储运过程中的重要安全问题。所以分析研究油气管道的防腐问题对油气的运输有着非常积极地影响。
2 油气储运过程中造成管道腐蚀的原因
2.1 通常来讲, 油气能源的不同成分有着不同的性质, 对管道所产生的影响也是不同的, 所以管道受到的腐蚀程度也因运输不同性质的油气而不同。在油气运输的过程中, 只有输送的能源产品属于中性物质且化学性质比较稳定, 那么它对管道的腐蚀才不会那么厉害;相反, 如果运送的能源产品属于较强酸性或者氧化性的物质, 那么它对管道的腐蚀就会非常严重。而有些对管道有着非常强的腐蚀性的物质 (比方说硫化氢和二氧化碳等) 对输送管道的要求就非常高。
2.2 有关管道的防腐必须采取一定的技术手段在实际的油气运送过程中, 但得根据不同的管道用不同的防腐技术来实施防腐措施, 只有采取恰当的防腐措施, 才能解决管道的防腐问题。在一些管道防腐措施中, 常常有管道本身和防腐层分离的情况出现, 使得产生一定空隙, 让防腐层失去本身的作用, 而让管道受到了油气的腐蚀。
2.3 导致管道腐蚀的原因除了管道内部的油气性质外, 还有管道运输的外界因素。输送管道外界周围的不同介质对管道腐蚀的程度也不一样, 这些统称为影响管道腐蚀的外界因素, 具体包括介质施工因素、介质腐蚀性、介质物理因素和储存温度等。而其中最关键的又属于油气管道的施工。由于大多数的油气储存管道施工的时间都相对较长且比较复杂, 所以很容易引起施工质量问题, 因此预防管道腐蚀的重要工作就是把油气管道的施工因素控制好。油气的温度对油气管道的腐蚀随着油气温度的升高而加大在一定程度下, 当油气温度在20度以上时, 对管道腐蚀影响会成倍增加。
3 油气储运管道的防腐措施
3.1 由于受到周围输送环境的影响, 导致一些储运管道必须埋在地下在油气的储运过程中, 因此地下的水分、土壤和微生物等能对管道的腐蚀产生很大的影响, 当土壤的含水量在12%到25%对管道来说属于强腐蚀, 当含水量在25%到40%或者超过40%时, 属于弱腐蚀与极弱腐蚀, 所以对于那些埋在地下的油气输送管道更需要加强防腐措施。因而需要对管道的材料进行谨慎的选择, 必须从材料的强度、韧性和焊接性等各个方面来选择油气储运管道的材料。要想管道的防腐性能有更好的提高, 油气的顺利运输有个保证, 就得选择具有耐土壤腐蚀性、电绝缘性和低透水性的优质管道材料。同时需要根据施工条件和施工环节的不同来选择涂层的材料, 来使防腐材料的性能得到最大化的利用, 从而提高管道质量。同时还要把阴极保护技术跟防腐层结合起来以便于进行管道的防腐工作在管道铺设过程中。
3.2 加强管道内部的防腐措施在油气的储运过程中是非常有必要的, 因为管道的腐蚀主要原因是由于油气对管道的作用。管道内部的防腐技术有许多种, 而其中非常有效的一种防腐技术就是新型管道缓腐剂, 它对于抑制管道的腐蚀速度, 延长管道的寿命有着很好的效果。
4 结语
总而言之, 要想保证油气储运的顺利进行进行, 就得把油气储运最基本的载体 (管道) 的腐蚀问题处理好, 所以提高对油气储运的管道建设和运行的重要性是很有必要的。我们应当结合管道的内外部具体情况采取相应的防腐措施, 来提高管道的寿命, 提高能源运输效率, 提高社会发展程度。
参考文献
[1]芦彬.针对油气储运中管道防腐技术进行探究[J].化工管理, 2013, (02) .
[2]马欣, 吴天琦, 邓昕婷.某天然气集气站管道防腐新型缓蚀剂加注工艺系统的设计[J].化工管理, 2013, (18) .
储运过程 篇3
1 油品储运过程中静电产生的原理
两种不同性质的物体相互磨擦，紧密接触或迅速剥离都会产生静电，其是一个物体失去电子带有正电荷，另一个物体得到电子带负电荷。如果该物体与大地绝缘，则电荷无法泄漏，停留在物体的内部或表面而呈相对静止状态，这种电荷就称静电。
油品在收发、输转、灌装过程中，油品分子之间和油品与其他物质之间的摩擦，会产生静电，其电压随着摩擦的加剧而增大，如不及时导除，当电压增高到一定程度时，就会在两带电体之间调火（即静电放电）而引起油品爆炸着火。
静电电压越高越容易放电。电压的高低或静电电荷量大小主要与下列因素有关：灌油流速越快，摩擦越剧烈，产生静电电压越高；空气越干燥，静电越不容易从空气中消除，电压越容易升高；油管出口与油面的距离越大，油品与空气摩擦越剧烈，油流对油面的搅动和冲击越厉害，电压就越高；管道内壁越粗糙，流经的弯头阀门越多，产生静电电压越高。油品在输转中含有水分时，比不含水分产生的电压高几倍到几十倍；非金属管道，如帆布、橡胶、石棉、水泥、塑料等管道比金属管道更容易产生静电；管道上安装滤网其栅网越密，产生静电电压越高。稠毡过滤网产生的静电电压更高；大气的温度较高（22-40℃），空气的相对湿度在13-24%时，极易产生静电；在同等条件下，轻质燃料油比润滑油易产生静电。
2 油品储运中的静电现象分析
油品储运中，不论是接接卸、调合、贮存，还是输转、泵装、运输，哪一个过程的油品都始终处于流动、磨擦中。因此，静电中每个中间环节都是客观存在的，有时条件具备，一个静电火花就会使一座油罐，一个装车台，一辆油罐车，瞬间发生着火爆炸。认清静电其中规律，正确操作，防患于未然。
2.1 油品输转过程管线会产生静电:
油品在管线输转过程中，因磨擦会有大量静电产生。静电大小随流速增加而增大，而且和管道内壁粗糙度，管路中阀件，弯头多少有关。实践证明，当流量增加时，管线内静电电流增加值远远超过泵内静电电流增加值。
2.2 油品流经过滤器时会产生静:
为保证产品质量，有些油品如航煤，在进成品罐和出厂过程中，都要流经过滤器，这时都要产生很高静电，有时会增加10～100倍，而且不同材质的过滤器产生静电大小与不相同。
2.3 油品灌装过程中产生静电危害性最大:
成品油经泵在向铁路油罐车、油罐车或油轮中装油时，都会产生静电。静电大小和装油流速，鹤管口位置高低、鹤管口形状、答官材质等有关。装油流速太快，如用大鹤管，其流速大于5m/s。就会产生万伏静电电位。高位式喷装车，因喷，磨擦也会产生很高静电，而低位液下装车则产生较小静电。
实践表明，由于油品装车产生静电引起爆炸着火的事例最为突出。
2.4 油罐收油及调合过程会产生静电:
油罐收油时，特别是罐底有水杂，油品由于搅动，磨擦会产生静电，而且随进油时间增长直到油罐快满时，油面静电位值才达到最大值。另外，油品在经过喷嘴或风搅情况下，也会使油品产生很高静电。当油罐接地不好，罐内有异物时，极易静电打火引起油罐着火爆炸。
2.5 运送油品的车船运输过程也会产生静电:
油品装入铁路油罐车、汽车油罐车或油轮、油驳后，在运输过程中，由于油料在罐体或舱内剧烈摇晃、冲击、磨擦，也会产生很高静电。当电荷聚集到一定程度发生放电时，也很容易引起油气闪爆，造成车船烧毁，这种事例也履见不鲜。
2.6 易燃石油气体进罐及灌装时产生静电危害更大:
易燃石油气体压力高，流速快，在进罐或装车、装船、装瓶过程中，由于和罐壁、胶管或油舱剧烈磨擦会产生很高静电。在设备接地不良情况下，因静电火花也极易引爆瓦斯，使设备、容器爆炸着火，所造成危害及后果十分严重。
3 静电危害及其引起事故原因
静电危害通常有三点：静电火花导致着火爆炸；妨碍生产，影响产品质量；危及人身安全。在油品储运过程中，静电最大危害还是导致可燃气体着火爆炸。通常必须具备三个条件：1、积聚起来的静电荷，所形成的静电场均应有足够大静电强度。2、静电放电时，火花能量应达到或大于周围可燃物最小着火（引燃）能量，且有合适的火花间隙。3、在放电间隙及其周围存在着爆炸混合物，其浓度或含量已在爆炸范围内。
4 防止静电危害基本措施
防止静电危害基本措施主要有两条。一是防止并控制静电产生，二是静电产生后予以中和或导走，限制其积聚。在油品储运系统通常采取以下具体措施：
4.1 防止人体产生静电油品储运系统大多都是易爆易爆作业区域，因此严禁穿用由化纤材料制成的衣服、围巾和手套到危险区操作，而且禁止在危险区场所脱掉衣服。禁止用化纤抹布擦试机泵或油罐容器。所有登上油罐和从事燃料油灌装作业的人员均不得穿着化纤服装（经鉴定的放静电工作服除外）。上罐人员登罐前要手扶无漆的油罐扶梯片刻，以导除人体静电。
4.2 石油产品中加入防静电添加剂在石油产品中加入防静电添加剂，可增加油品的导电性能和增强吸湿性能，加速静电泄漏，减少静电聚集，消除静电危害。
4.3 做好设备接地，消除导体上的静电设备可靠接地是消除静电危害最简单最常用的方法。一切用于储存、输转油品的油罐、管线、装卸设备，都必须有良好的接地装置，及时把静电导入地下，并应经常检查静电接地装置技术状况和测试接地电阻。油库中油罐的接地电阻不应大于10Ω（包括静电及安全接地）。立式油罐的接地极按油罐圆周长计，每18m一组，卧式油罐接地极应不少于二组。
4.4 安装静电消除器。静电消除器又叫静电中和器，它是消除或减少带电体电荷的装置。
4.5 减少静电的产生A向油罐、油罐汽车、铁路槽车装油时，输油管必须插入油面以下或接近罐底，以减少油品的冲击和与空气的摩擦。B在空气特别干燥、温度较高的季节，尤应注意检查接地设备，适当放慢速度，必要时可在作业场地和导静电接地极周围浇水。C在输油、装油开始和装油到容器的四分之三至结束时，容易发生静电放电事故，这时应控制流速在1m/s以内。D船舶装油时，要使加油管出油口与油船的进油口保持金属接触状态。E油库内严禁向塑料桶里灌轻质燃料油，禁止在影响油库安全的区域内用塑料容器倒装轻质燃料油
摘要：在油品储运系统, 因雷击、静电引起火灾、爆炸事故已经发生多起。雷击事故多发生在钢筋混凝土地下原油罐, 静电事故多发生在油品装车台或油罐收油过程。因此, 熟悉雷击、静电有关知识, 认清其产生原因和对储运生产与经营的危害, 吸取教训, 采取有效措施, 切实做好防止雷击、静电工作, 以消除火灾和爆炸的各种因素。
关键词：油品储运,静电,措施
参考文献
[1]《油品储运》.北京职安健科有限公司.
储运过程 篇4
目前,美国、欧洲等国的VOC处置技术行业已经很成熟了,在炼厂、油库、加油站、油码头等油蒸气排放量比较大的地方都安装有VOC处置技术装置,油气排放的浓度都限制在很低的标准, 油气损失的量很小[4]。同时也在积极地开展油气回收效果评价研究,并制定了完整的法律和制度来管理油气回收的执行,还有完善的油气回收效果评价方法[5]。VOC处置技术工艺及装置比较成熟的公司主要有:美国EdwardsEngineering公司的直接冷凝法油气回收工艺[6];日本丸(Maruzen)公司的吸收法(SOVUR)VOC处置技术工艺[7];美国JordanTechnologies、SYMEX等公司的吸附法VOC处置技术工艺[8]; 德国GKSS研究所和BORSIG公司合作开发的膜法VOC处置技术工艺。
我国油泥处理过程中VOC处置技术行业的起步比较晚, 20世纪70年代,国内科研机构和企业开始研究VOC处置技术和装置。但是现在,我国VOC处置技术有了一定的发展,也有了一些比较成熟的油气回收产品,不过同国外相比我国油气回收的研究与国外还有很大的差距[9]。国外成熟的油气回收工艺种类比较多,但是国内油气回收工艺比较单一;国产VOC处置技术装置主要以冷凝法和吸收法为主[10],油气排放的浓度也比较高;由于受到自动化等技术的限制, 国内对于新工艺的研究比较少,与国外差距较大。
1实验部分
1.1实验仪器
实验中用到常州能源设备总厂有限公司生产型号为TC-15的加热炉和广州东巨实验仪器有限公司生产型号为GG-17的圆底烧瓶。
1.2实验药品
实验中用到鑫森碳业有限公司生产的活性炭和常州大学生产的油气专用吸收剂AbsFOR-97以及上海金百涤日化精品微利店生产的二甲基硅油。
1.3实验方法
油泥采自舟山某油库的汽油油罐,外观黑色,低温时流动性差, 粘稠状物。 汽油储存时,油品中的少量机械杂质、沙粒、泥土、重金属盐类以及石蜡和沥青等重油性组分因密度差自然沉降,形成油泥。油泥呈黑褐色黏稠状,松软,有典型的石油气味。在标准状况下,水沸点为100 ℃,汽油沸点为35～200 ℃,对油泥进行加热,溶解在油泥中的油品就会和水一起挥发出来,利用吸收剂将挥发出的VOC进行回收,通过一系列工艺处理,就能将油泥中的汽油提取出来。本次实验用到的VOC处理方法包括:吸附法,吸收法。
1.3.1 含油污泥加热温度与VOC蒸发量关系
通过冷凝水对油水蒸气进行冷却,使得气体液化,由于汽油密度为0.680～0.740 g/cm,远远小于水的密度,所以在烧瓶中汽油液滴会浮在水面上。称取油泥质量大约100 g左右,在加热炉中加热,控制温度分别为80 ℃,100 ℃,120 ℃,150 ℃。加热到油泥中再无气体蒸发出来,测出不同温度下油泥蒸发出的体积。流程图如图1。
1.3.2 吸附法回收VOC技术
吸附法是利用混合物中各组分与吸收剂之间结合力强弱的差别,即在吸附剂与流体相间分配不同的性质,使混合物中难吸附与易吸附组分实现分离。它的特点是合适的吸附剂对各组分的吸附有很高的选择性。 吸附法通常是利用活性炭或其他吸附材料来吸附油分子,然后再进行脱附。活性炭吸附法来回收油气,是欧美国家采用的较成熟的油气回收技术,目前在国内油库应用为普遍。活性炭吸附回收油气的机理为利用压差将油气吸附,优点是可以使尾气浓度控制在很小的指标内,但缺点为进口浓度难以达到很大,从而影响处理量。不同活性炭吸附热效应都很明显,吸附热无法及时散发,积聚的热量使吸附床层温度剧增,直接影响活性炭吸附能力。
尤其我国汽油高含烯烃及硫等杂质,在高吸附热作用下,易发生氧化、炭化、焦化、聚合,出现部分化学吸附,堵住活性炭有效微孔,从而造成吸附率下降,影响活性炭的使用寿命,活性炭吸附法适用于回收挥发性有机物,例如吸收公路铁路装油台产生的挥发性油气就可以采用该方法。活性炭自身的特性是它有着极大的表面积,可以有效地吸附油气中的烃,而当活性炭吸附能力达到饱和时,将活性炭烘干,为下一次吸收做准备。
将活性炭称量后装入烧瓶中,接入油气回收装置,使被加热后蒸发出来的油水混合气体经过烧瓶,等到烧瓶中滴出第一滴液滴时,实验停止,称量此时活性炭的质量。活性炭吸附法实验流程见图2。
1.3.3 吸收法回收VOC技术
吸收分离过程是通过混合气与适当的吸收剂接触,气体中的一种或几种组分便溶解于该液体内形成溶液,不能溶解的组分则保留在气相中,于是原混合气体中的各组分得以分离。
实验中用到了两种吸收剂,分别是油气专用吸收剂AbsFOV-97和二甲基硅油。
AbsFOV-97 是略带芳香油味淡黄色液体。物理无限互溶于各种油品及多数有机溶剂,微溶于己二醇类,不溶于水,中性。柴油、机油含量≯3%,不含杂质,储存在阴凉处,油气等温吸收。主要技术指标如表1。
AbsFOV-97适用于轻质油品收发,装卸销售作业区等场所。吸收解吸性能优良,油气回收率(去除率)高达95%,吸收过程吸收剂用量及损耗量小,使用安全可靠,吸收热效应不明显,使用寿命长。
二甲基硅油无味无毒,具有生理惰性、良好的化学稳定性、电缘性和耐候性,粘度范围广,凝固点低,闪点高,疏水性能好,并具有很高的抗剪能力,可在50～180 ℃内长期使用,广泛用做绝缘、润滑、防震、防尘油、介电液和热载体,有及用作消泡、脱膜、油漆和日用化妆品的添加剂等。外观:无色透明液体,粘度:(100±8)mm2/s,折光度(25 ℃):1.400～1.410,闪点(开口): 300,比重(25 ℃):0.960～0.970,凝固点:-55 ℃。
利用AbsFOV-97和二甲基硅油吸收油气的实验流程如图3。
2结果分析与讨论
实验记录数据如表2。
由表2可以明显看出随着温度升高油所回收的体积在明显增加,由于油泥质量前后差距有点大,通过计算回收率来更加直接的分析不同温度下油泥的回收情况。
回收率计算:单位质量油泥中VOC蒸发率=V/M,V为VOC蒸发率,M为油泥质量,通过数据分别计算不同温度下单位质量油泥中VOC蒸发率,如图4。
由图4可知,在其他条件相同的情况下,温度低于100 ℃时,随温度增加单位质量油泥中VOC蒸发量快速增加。当温度在100～120 ℃之间,回收率曲线趋于平缓,其原因可能是:随温度增加原油粘度下降,分子运动加剧,使相界面处油和水及油和泥所形成界面膜的粘度下降,分子排列逐渐松散,使分离剂分子更容易进入界面,降低界面处的表面张力,分离作用增加;另外,升高温度可使油泥表层油更容易脱离固体,从而使分离效率增加,单位质量油泥中VOC蒸发量增加。
活性炭作为吸收剂得出实验数据如表3。
将AbsFOV-97和二甲基硅油作为吸收剂进行实验,得出数据如表4。
根据三组数据得出三种吸收剂的吸收率如图5。
针对上述三种方案进行分析制得表6。
根据表6知:活性炭吸附法回收率较高,而且活性炭能长期重复使用,降低了能耗和投资,安全性中等,但后期维护费用较高;吸收法在两种方案中回收率高,投资中等,能耗较低,后期维护费用低。
3结论
吸收法的吸收率比吸附法高,能耗较低,后期维护费用低,但投资较高,成本高,不适合广泛使用。活性炭吸附法优势在于可以重复利用,缩减成本,但在后期维护及重复利用中又会增加能耗。通过三种方法处置后尾气排放都满足标准。对两种VOC处置技术比选,得出活性炭吸附法是一种成本较低,效率高,处置效果好的废气处理工艺,有机废气处置后尾气排放满足国家《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中的三级排放标准。
摘要：在处理成品油油泥时会产生大量的挥发性有机物(VOC),该VOC基本C1～C8之间烃类油蒸气,对人及周围环境的影响很大。从吸收率和成本等方面综合比较了吸附法和吸收法VOC处置技术的优缺点,得出活性炭吸附法是一种成本较低,效率高,处置效果好的废气处理工艺,并且满足有机废气处置后尾气排放要求。
关键词：处置技术,吸收法,吸附法
参考文献
[1]黄维秋,钟秦.油气回收技术分析与比较[J].化学工程2005,33(5):53-56,65.
[2]彭国庆.浅谈石油储运工作中的环保问题及对策[J].石油化工环境保护,1998,21(01):51-56.
[3]熊云,李蓝东,许世海.油品应用及管理[M].中国石化出版社,2007:41-46.
[4]许光.油气吸附回收工艺的实验研究与系统设计[D].青岛科技大学,2010.
[5]侯堃.油气回收技术的应用[J]黑龙江科技信息,2012(27):88.
[6]焦婷婷,王同华,柴春玲.吸附法回收油气的研究[J].现代化工,2009,29(S1):85-88.
[7]段剑锋.活性炭吸附法油气回收系统研究[D].中国石油大学,2007.
[8]张宏,孙禾.活性炭吸附法油气回收系统在石油库的应用[J].油气田环境保护,2004:14-15.
[9]李德旭,赵燕.油气回收技术研究现状[J].现代化工,2006,26(Z2):63-66.
储运过程 篇5
1 油品蒸发损耗的原因
原油及其产品，尤其是轻质油品如汽油、煤油、轻柴油等，这几种油品密度较小、饱和蒸气压高、具有很强的挥发性。在温度升高时，油品表面的液体分子运动加剧，很容易克服液体引力，变成蒸气分子离开液面扩散到油品上部空间，造成油品的蒸发损失，这就是蒸发损耗。因此，反映在不同油品、不同地区、不同季节、不同储存条件下的油品蒸发损失也不同。
油品蒸发损耗的发生过程可以分为油品气化、储罐内油气气相传质和混合油气排逸三个阶段。
1.1 油品气化
油品在储存过程中气化的表现形式是蒸发。它是一种普遍存在于气液两相共存体系中的液体表面气化现象,在任何温度、压力下,只要存在着气液接触的自由表面,而且气相中油品蒸气未达到饱和状态,都存在着蒸发现象(达到饱和状态,也存在着蒸发,只不过是蒸发与冷凝处于平衡状态)。油品蒸发的速度取决于油品的温度、储罐内油品的自由表面积、气相中油品蒸气的浓度、气相空间的压力以及油品的性质。
1.2 储罐内油气气相传质
罐内气相传质基本上可以分为3种形式，即分子扩散、热扩散和强制对流。
(1）分子扩散。
储罐内各部分油气浓度分布不均匀,油气分子自发地从浓度大的地方向浓度小的地方迁移。由于容器内是气液两相,液相是蒸发源而油气的密度又大于空气的密度,因而分子扩散的结果使容器内气体空间油气浓度形成梯度变化,越接近油面油气浓度越大。
(2）热扩散。
对于地上储罐随着大气温度的变化,罐内气体空间的温度分布也在不断变化,这种温度分布的不均匀引起的罐内气相空间各部分气体的质量迁移,就是气相传质环节中的热力扩散。
(3）强制对流。
由于储罐内气体空间压强分布不均匀，在压差作用下高压区的油气会快速向低压区运动,比如环境温度骤变或发油作业而使油罐吸入空气,则会产生强制对流。
1.3 混合油气排逸
通常除储存高挥发性油品采用压力容器密闭储存外,大部分油品都是用常压罐储存。当储罐内混合油气压力达到油罐安全装置的控制压力时,罐内的混合油气就会向罐外排逸,造成油品蒸发损耗。
2 油品蒸发损耗的类别
以呼吸原因的不同可将蒸发损耗分为如下几种类别。
2.1 自然通风损耗
自然通风损耗是由于罐顶有孔眼或在两个孔眼间存在着高差情况下，因混合气密度比空气密度大，致使罐内混合气从低处孔眼排入大气，外界空气从高处孔眼流入罐内，这种由于孔眼位差和气体密度的不同，引起气体自然对流所造成的损耗叫自然通风损耗。自然通风损耗多发生在罐顶、罐身腐蚀穿孔或焊缝有砂眼，消防系统泡沫室玻璃损坏，呼吸阀阀盘未盖严，液压阀未装油或油封不足，量油孔、透光孔未盖好等情况下。
由于自然通风损耗原因既有设备问题，也有管理问题，因此只要加强管理，及时维修好设备，自然通风损耗是可以避免的。
2.2 小呼吸损耗
罐内油品在没有收发作业静止储存情况下，随着外界气温、压力在一天内的升降周期变化，罐内气体空间温度、油品蒸发速度、油气浓度和蒸气压力也随之变化，这种排出油蒸气和吸入空气的过程造成的油品损失叫“小呼吸”损耗，通常也叫油罐静止储存损耗。造成油罐“小呼吸”损耗的主要原因是大气温度变化。
从清晨到午后2点左右，温度呈上升趋势，罐内油品温度也随之变化，油品体积增大、液位上升，油品蒸发速度加快，蒸气压变大、罐内压力升高，当压力超过呼吸阀正压额定值时，呼吸阀的压力阀盘开启，罐内油气混合气通过呼吸阀排入大气。
从午后2点到翌日凌晨，随着太阳辐射强度减弱，大气温度降低罐内油品温度也随之降低，油品体积变小、液位下降，蒸气压变小、罐内压力降低，当罐内压力低于呼吸阀控制的真空度时，呼吸阀的真空阀盘开启，外界空气通过开启的真空阀被吸入罐内。
吸入的空气破坏了罐内气相空间的浓度梯度，降低了油气分压，从而加快了气体的传质过程和油品蒸发，并随着第二天的呼气过程排入大气。油罐的“呼气”和“吸气”过程，每天都在有规律地周期变化着。油罐吸入的是空气，呼出的是混合油气，所以产生了油品损耗。
2.3 大呼吸损耗
油罐在进行收发作业时，由于油面的升降变化引起油罐内气体空间变化，进而带来罐内气相压力的升降变化，使混合油气排出或外界空气吸入油罐，这个过程所造成的损耗叫油罐“大呼吸”损耗，也叫油罐动态损耗。
当油罐收油时，罐内油面上升气体空间体积缩小，油气被压缩，压力逐渐升高，当罐内混合气压力超过呼吸阀额定正压值时，呼吸阀的压力阀盘开启，混合油气排除罐外。而当油罐发油时，罐内油面逐渐降低，气体空间随之增大，罐内压力减小，当罐内气体空间压力低于呼吸阀额定真空度时，呼吸阀的真空阀盘自动打开，外界空气被吸入罐内。这种由于气体空间容积变化而引起的空气吸入和混合油气呼出的蒸发损耗就是大呼吸损耗。
2.4 回逆呼出损耗
油罐发油期间吸入的空气，破坏了原来已趋均匀的油气浓度分布，降低了油气浓度，油气分压低于其饱和蒸气压，从而加速了油气的蒸发和气相的传质过程。随着气体空间油气浓度的恢复，混合气中油气分压增大，气体总压力逐渐升高。因此在发油作业结束一段时间之后常常会出现压力阀盘开启，呼出混合气现象，造成回逆呼出损耗。
3 影响油品蒸发损耗的因素
3.1 影响小呼吸损耗的因素
影响“小呼吸”损耗的因素很多，主要有以下几点：
(1）昼夜温差变化。
昼夜温差变化愈大，“小呼吸”损耗愈大;反之，昼夜温差变化小，损耗也小。
(2）油罐所在地日照时间。
日照越长，“小呼吸”损耗越多;反之则损耗越少。
(3）储罐截面积。
储罐截面积面积越大，蒸发面积也越大，“小呼吸”损耗也越大;反之，储罐蒸发面积小，“小呼吸”损耗也小。
(4）大气压强。
大气压越低，“小呼吸”损耗越大;反之则损耗减少。
(5）油罐装满程度。
油罐装满程度越高，气体空间容积小，“小呼吸”损耗就少;空间容积大，损耗也大。
(6）
与油品性质如沸点、蒸气压、组分含量及油品管理水平等因素有关。
3.2 影响大呼吸损耗的因素
影响“大呼吸”损耗的因素也很多，最主要的有以下几点：
(1)油品性质。油品密度小，轻质馏分越多，蒸气压越高，损耗越大;反之，油品密度大，蒸气压低，损耗就小。
(2)收发油速度快慢。进油、出油速度越快，损耗越大;反之，进油、出油速度越慢，损耗越小。
(3)储罐耐压程度。储罐耐压程度越高，损耗越小。储罐耐压程度越低，损耗越大。
(4)与油罐周转次数有关，油罐收发越频繁，则“大呼吸”损耗越大。
(5)与油罐所处地理位置、大气温度、风向、风力、湿度及油品管理水平等因素有关。
4 降低油品蒸发损耗的措施
4.1 降低温差
(1)为油罐刷白色反光漆料，减少油罐接受阳光热量，降低罐内油温，从而减少油罐“小呼吸”蒸发损耗。
(2)淋水降温，在白天阳光强烈时为储罐淋水，可以有效控制温度升高，罐内油品昼夜温差变化也会大为缩小，油罐“小呼吸”损耗因而得以降低。
(3)给储罐加装厚隔热层或反射隔热板，使罐内油品温度变化降低，可明显降低油品蒸发损耗。
4.2 减少储罐的收发作业
在油品储运过程中，多一次收发作业就多一次大呼吸损耗。因此对炼油厂来说应尽量减少中间环节，原油进厂尽量减少中转次数;中间原料应由上游装置直供给下游装置，少进中间罐区;成品油调合应采用在线管道调合，调合组分不进组分罐，直接参与调合;油品出厂应直接装船或装车，少进中转罐区。
4.3 优化操作
(1）合理安排油罐使用率。
油罐尽量装满，以减少空间体积。资料表明油罐装满率为90%时，蒸发损失为0.3%左右;油罐装满率为70%时，则蒸发损失可达1%～1.5%。
(2）合理安排收发作业。
油罐小呼吸损耗随时都在发生，可以利用大呼吸损耗的吸气和排气过程来抵消小呼吸损耗。油罐发油作业安排在温度高，油罐要排气时进行，用付油来降低因温度升高而带来的高压力，就可少排或不排气，降低损耗。在温度降低油罐要吸气时安排收油作业，减少油罐吸入的空气量，也就减少了油品的蒸发量，降低损耗。在付油结束后应尽快安排收油并且收油速度快一些，让在发油过程中吸入的空气内的油蒸气还没达到饱和时就被排出，这样可以有效减少回逆呼出损耗。另外在发油时速度要慢一些，也可减少发油后的回逆呼出损耗。
4.4 使用浮顶罐
浮顶罐内液面与浮盘紧密接触，气体空间很小，油品几乎没有蒸发，也几乎没有吸气、呼气过程，呼吸损耗极小。用浮顶罐储存油品是降低损耗的有力措施。
4.5 提高油罐的承压能力
油罐的蒸发损耗都是伴随着呼吸阀的阀盘呼出混合油气、吸入空气来实现的。我们可以通过提高油罐的承压能力，来增大呼吸阀的压力控制范围，延迟呼吸阀的开启，并减少开启时间，可以有效降低蒸发损耗。
4.6 增加附属设备
(1）
对于较大的油库，或者收付油很频繁的油品罐区，可以用管线把一些承压相同，储存油品也相同的油罐的气体空间连接起来，使需要排气的油罐排出的油气通过管线进入压力降低需要吸气的油罐内，减少排出的油气和吸入的空气量。
(2）建立集气罐。
有条件的油库可以建立集气罐，收集温度高时油罐呼出的油气，以便油罐在吸气时送回油罐，集气罐可根据系统的压力自行调整其容积，为油罐排气、吸气起到调节平衡作用。这样油罐就不会吸入空气，排出油气，从而起到防止油品蒸发损耗的目的。
(3）安装呼吸阀挡板。
在油罐内气相压力降低吸入空气时会引起强制对流，是引起油气气相传质的主要原因。装设呼吸阀挡板可以改变吸入空气在气相空间的运动方向，避免对稳定的油气浓度分布造成直接冲击，使吸入的空气在气相空间顶部径向分散，减少上部空间油气的浓度。这样不仅可以减少发油后的回逆呼出损耗，在呼出油气时，首先将上层油气浓度较少的气体排出，减少蒸发损耗。资料表明，安装有呼吸阀挡板的油罐，油品蒸发损耗可减少20%～30%。
4结语
储运过程 篇6
关键词：油气储运,防火,安全措施
引言
随着我国社会经济不断强势的发展和城市化建设步伐不断的加快, 石油化工行业建设和发展也得到了进一步的加深, 制定和实施了石油化工行业的可持续发展战略, 作为重要环节的油气储运分布在全国各个地区, 占据了越来越重要的地位。油气储运的过程一般都是处于特定的条件下进行, 尤其是输油管道, 管道运输的最大特点就是需要加热加压, 而油气自身所具有的特定性质, 就会带来极大的火灾及爆炸危险性。为了加强油气储运过程中的防火安全措施, 就需要从根本缘由抓起, 剖析可能存在的火灾危险性因素, 对症下药, 制定相应的预防措施, 从而可以很好地控制火灾爆炸事故的发生, 以达到事半功倍的成效, 为安全生产创造一个良好的环境。
一、油气储运过程中的火灾隐患和对策
1. 储运设备
储运设备是油气储运过程中最重要的组成部分, 对储运设备在安全隐患上的防范需要给予更多的注意, 然而与储运设备有关的火灾事故时有发生, 主要归根于储运设备安全性能的缺乏, 产生这一问题的原因有很多, 例如储运设备被不具备有生产能力的生产厂家在制作过程中为了减少成本而偷工减料, 这些设备一旦进入市场中后果不堪设想, 除了偷工减料, 运输管道材料不佳也是一个原因, 这样的管道在使用的过程中会出现管道腐蚀的现象, 还有就是在长期使用之后会出现破坏和破损等问题, 若得不到及时的解决, 在外力施压或震动的条件下, 会造成设备的震动疲劳和热胀冷缩, 从而就不可避免爆炸, 以至于引起火灾, 导致人员伤亡和财产损失。
为了解决上述出现的问题, 需要加强对油气储运设备的管理和维修, 避免存在的安全隐患。对油气储运设备的管理和维修需要做到从设备的设计工序开始起对油气储运设备的安全装置进行全方位的控制, 有效地把握安全性能这一基本要点, 使得油气储运管道等设备的设计和制造严格按照标准进行, 其中制作材料的选择一定要能耐高温、高压和较强防腐蚀性能。在油气储运设备达到要求的前提下, 也应当完善防火安全设备, 例如自动检测设备、防爆设备和火星熄灭设备等等, 其中全自动的先进探测技术应当被配置与自动检测设备的设置中, 主要的目的在于该项技术能够自动对设备内气体的温度和浓度等参数进行随时监控, 一旦检测到火灾发生前的异样变化就要进行警报, 同时在此基础上还可以将其与其他的连锁装置联合运行, 高效预防火灾发生。
2. 动火作业
动火作业是油气储运过程中存在的另一重要安全隐患, 在储运设备进行检测维修时, 切割或者焊接作业容易导致火花喷射, 在这样的环境下一旦油气接触到这些火花, 就可能会爆炸, 从而引发火灾。动火作业过程中一些违章行为时有发生, 例如在施工现场必要的安全设备不完善, 主要还是管理者为了缩减建设成本和意识疏忽造成的, 还有就是一些动火作业人员技术不娴熟, 对动火操作安全方面的规定了解甚少, 在操作过程中很容易发生技术上差漏事件, 再者就是动火作业场所本身存在的缺陷, 在不适合进行动火作业的条件下违章操作, 最终导致火灾事故容易发生。
为了防止在动火作业过程中出现安全事故, 就需要对动火作业的技术和流程进行严格控制, 首先, 动火作业现场应当具备有较好的安全检测设备和意外处理设施, 其次, 在禁火区域进行设备的拆卸工作, 隔绝易爆易燃设备, 设备的安装和清洗工作要有序进行, 最后在对设备完成清理和置换后需要进行防爆测试, 达到相关规定的要求。
3. 静电
在油气储运过程中, 油气和设备间的摩擦震动容易在运输管道中产生静电, 而油气本身就具有较高的可燃性, 属于典型的易燃易爆物品, 一旦静电得以积累和释放, 极易造成管道爆炸事故的发生, 然而静电不易被人发觉, 容易受到忽视。因此需要对静电产生足够的意识, 给予适当的预防措施, 例如可以进行防静电接地建设, 根据实际情况选择接地的方位, 确保防静电接地工作的正常运作, 完成静电预防作业, 消除由静电带来的安全隐患。
4. 操作程序
在油气储运不同的阶段其对应的操作程序规范和注意事项不尽相同, 有些企业中在岗职工并没有进行过专业技术训练, 忽视了对他们的专业技能进行严格要求, 因此在操作过程中容易发生意外, 即使有些操作者进行过相关的培训, 但是技术还没有达到娴熟的地步, 在操作过程中也会疏忽对某一操作环节要求, 脱离了操作流程进行操作。有些企业对自身的约束力不够强, 安全操作规程一旦形成就需要给予强有力的约束, 而不是去随意更改其中的条例, 操作中的步骤不能因为一些因素如降低成本等对其进行忽略。面对操作程序中可能出现的各种情况, 需要加强对油气储运工作人员的管理和培训, 让他们具有一定的火灾防范意识和责任意识, 自身的技术水平一定要达标, 人人要做到具有过硬的专业技术, 从而为工作严格按照标准进行开展奠下基石。
结束语
油气属于易燃易爆物品, 同时油气储运过程中对应的操作程序也很多, 在油气储运过程中必然会存在许多火灾安全隐患, 这就需要加强对油气储运中的火灾引发点的预防工作, 不断加大对油气储运过程中防火安全的建设, 消除油气储运过程中引起的爆炸和火灾的可能性, 避免经济损失和人员伤亡, 为社会安全提供保障。
参考文献
[1]翟甲子.油气储运过程中对防火安全的措施探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (14) :243.
储运过程 篇7
1 油品储运过程中的静电危害
油品具有易燃易爆性, 遇到电火花之后, 就会导致火灾或者爆炸事故, 油品储运过程中的静电危害主要包括以下几个方面。
1.1地绝缘容器罐装油品时发生爆炸事故
与灌装接地容器相比较, 带电油品灌装绝缘容器的危险性往往更高, 将油品装入汽车槽车罐的过程中, 汽车轮胎可以使汽车槽车罐绝缘, 如果汽车槽车罐没有接地, 罐内带电油品会导致罐外壁感应出符号相同、大小相等的电荷 (内壁相反) , 此时电荷会在汽车槽车罐体外壁发生积聚, 积聚的电荷一旦引起电火花, 很容易导致爆炸事故。
1.2接地容器内部发生爆炸事故
在油品灌装过程中, 接地容器内部发生爆炸的几率较高, 在油品灌装时, 通过接地措施, 可以将容器外壁电荷导入大地, 而容器之内的储有带电油品, 这就导致容器内壁与油品之间产生电位差, 一旦电位差达到一定值, 容器之内的可燃气体很容易被击穿产生电火花, 进而导致爆炸事故。
1.3气、液体喷射引起爆炸事故
在气体、液体的喷射过程中, 喷嘴与喷射物会发生摩擦, 摩擦强烈时就会产生静电, 喷射出的物质会带走一种电荷, 这样一来, 喷嘴上就会留下符号相反的另一种电荷, 在此情况下就会产生静电电位, 可能与大地或者接地金属发生火花放电, 引起爆炸事故。
1.4人体带电
在油品储运过程中, 工作人员穿戴的衣物或者携带的工具可能发生摩擦, 由于摩擦的作用可能会产生静电, 而人体是导体, 当工作人员接近金属物质时, 可能会产生电火花, 导致油品燃烧或者爆炸。
2 防静电措施
油品储运过程中静电导致火灾或者爆炸事故的条件主要有以下几个方面:首先是要具备产生静电的环境;其次是静电发生积聚, 直到引起火花放电;再次是静电放电的火花能量达到了爆炸性混合物的最小点燃能量;最后是静电火花周围具有可燃性气体混合物, 同时已经达到了爆炸极限。因此为了在油品储运过程中有效防止静电危害, 就应该从下述条件入手, 切断静电危害的发生条件。
2.1对流速进行严格控制
油品流速是静电产生重要因素, 所以为了防止静电产生, 就必须对油品流速进行严格控制, 根据我国对油品有关规定, 若浮顶灌浮盘未浮起来, 一般应将储罐收油口的流速控制在1/m, 同时还应严格控制管线内的流速, 一般应将其控制在1.0m;若浮顶灌浮盘浮起来, 应将其流速控制在4m/s范围之内。另外对于液化石油气装车, 其流速应控制在3m/s之内, 若轻质油品中掺入一定的水分时, 应适当的降低流速, 一般应将控制在1m/s范围之内。同时在装卸油品时, 为了防止静电的产生, 油品经过过滤器时, 应留予一定的时间, 使油罐等设备带着静电消散。
2.2改进油品装车方式
槽车底部潜流装油和槽车顶部喷溅装油是油品装车的两种方式, 这两种油品装车相比, 槽车底部潜流装油的方式所产生静电较少, 所以底部装车方式的应用较为广泛。若采用槽车顶部喷溅装油方式, 应对其进行改进, 可以在距槽车罐底200m处设置鹤管, 以此减少静电的产生。
2.3防止静电的积聚
防止静电积聚, 可以主要采取以下措施: (1) 设备接地和跨接。静电接地是指利用金属导线将金属设备与大地进行连接;跨接是指利用金属导线, 将金属设备连接起来, 通过这种两种措施, 一方面可以导走静电, 另一方面可以时设备形成等电位; (2) 设置静电中和器。通过对静电中和器的合理设置, 可以消除带电体金属容器。 (3) 添加抗静电添加剂。向油品中添加抗静电添加剂, 以此提高油品的电导率, 减少静电积聚。
2.4消除火花放电现象
储罐、油槽车中的量油器具、导线等导电物碰撞到罐壁, 就会产生火花放电的现象, 所以为了消除这一现象, 应定期对储罐、油槽车进行检修, 避免其内壁存在突出物。同时还应采用防静电型量油尺, 进而消除火花放电的现象。
2.5防止人体带电
为了防止人体带电, 还应严格要求作业人员的行为, 作业人员必须穿好防静电工作服以及工作鞋, 并利用静电消除器, 将工作人员身上的静电消除, 之后才允许其进入工作区域, 同时作业人员在进入工作区域以后, 不准梳头, 穿脱衣物, 并在容易产生静电地方, 如油罐采样口、泵房门外等设置人体静电消除器, 防止人体带电, 引起火灾。
在油品储运、装卸等各个环节当中, 难免会产生静电, 因此一定要采取措施, 及时将静电导走, 否则一旦静电发生积聚, 就会产生很高的电位, 进而形成电火花, 所以一定要加强对共工作人员的管理, 严格控制油品流速, 改进油品装车方式, 防止静电的积聚消, 及时除火花放电现象, 进而保证油品储运的安全。
参考文献
[1]黄一勇.防止油品储运过程中出现静电危害的措施[J].中国新技术新产品, 2011, 05:139.
[2]齐洪涛, 陈云峰.油品储运过程中的静电危害及防止措施[J].河南科技, 2011, 12:60.
[3]程恩慧, 尹英焕, 康健, 佟乐.油品储运中静电危害分析及措施[J].辽宁化工, 2013, 08:988-990.