液化石油气储罐

液化石油气储罐（共10篇）

液化石油气储罐 篇1

2009年4月, 对我市某国营工厂液化石油气储备站的一台容积为50m3液化石油气储罐进行定期检验时, 发现储罐内表面有大面积的鼓包和分层, 主要集中在罐体底部。该罐体基本参数;Dg2600×9520mm;壁厚:筒体18mm, 封头20mm;材质:16Mn R;介质:液化石油气;设计压力:1.77MPa, 工作压力≤1.57MPa;设计温度:-20~50℃。该罐于1999年9月制造, 2001年5月投入运行, 本次检验属第二次定期检验。

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.

[5]陈炜, 吕运容, 程四祥, 等.基于风险的石化装置长周期运行检验优化技术[J].压力容器, 2015, 2.

液化石油气储罐 篇2

液化石油气储罐的定期检验是液化石油气储运中不可缺少的一项重要工作，也是保证安全生产和稳定供气的前提。宁波兴光燃气集团公司液化气分公司于2004年7月至2006年5月对8台1000m3球罐、10台400m3球罐、1台650m3球罐、2台200m3球罐、2台50m3球罐、1台100m3卧罐、1台50m3卧罐陆续进行开罐检验，并对运行中出现问题的设备、工艺管路进行检修和改造。

一、开罐检验前期准备工作

开罐检验对任何一个LPG气站来讲都是一项重大操作。我公司的开罐检验采取分批次，陆续检验的方法，整个气站正常的生产运行并不停止的特点，前期各项准备工作显得格外重要。

1、建立开罐检验组织机构。我公司成立了分管经理牵头，各职能部门参加的开罐检验领导小组，根据国家有关规定和技术监督部门的要求。组织领导和协调安排开罐检验工作的实施，并对开罐检验期间的安全、检验、检修负全面责任。

2、制定周密翔实的开罐检验方案。由于开罐检验分批次进行，LPG气站仍处于正常运行状态，根据液化石油气系统设备、管路的基本状况，开罐检验主管部门、运行部门与施工单位负责人共同讨论制定检验检修工作的主要内容，制定合理的开罐检验实施方案和安全应急方案。

3、4、二、1、将开罐检验方案送市锅炉压力容器检验所审批同时报请检验，与之签订开罐检验协议和开确定开罐检验所需要的设备、仪器、配件及材料，制订预算，并进行采购工作。开罐检验前的置换工作

将储灌中液相液化石油气尽可能用完或进行倒罐，并使用压缩机抽取气相，使被检验储罐罐检验安全协议。

我公司采用水置换的方法，即把水作为置换中间介质，将储罐内的空气置换到允许标准。

气相压力低于0.4Mpa，然后利用水系统对储罐顶水，主要目的是将球罐内气相部分尽可能的压到其它的储罐内，减少放散量和液化气的浪费，也保证了放散的安全性。在储罐液位升至90％高度时停止顶水，切断与其它储罐的气相连接，然后打开放散管放散，在放散时注意风向和气压，必要时进行喷淋稀释，设置警戒线，严禁烟火。

2、三、1、2、利用储罐中的水，将需要检修或更换的附属设备水置换。关闭储罐第一道阀门，将与储罐开罐检验过程主要步骤

补充进水，浸泡储罐48h后进行强度试验，完成后放水。用防爆工具打开人孔，用防爆风取样分析合格后就可以开始拆除储罐附属设备和阀门，送技术监督部门进行强制检验。由连接的管路都与储罐脱离开，管路阀门前加盲板，保证被检验储罐与正常运行的系统完全隔离。

机强制通风，取样分析罐内氧气的体积分数和气相液化石油气的体积分数。

市锅炉压力容器检验所对储罐罐体进行外观、侧厚、表面探伤、射线探伤、超声波探伤、硬度测试等检验，并根据检验安全状况等级确定下一次检验时间。

四、1、开罐检验后的置换工作

检验合格后在进行气密性试验之前，需要对储罐再次进行水置换（用水置换空气），其过程与开罐前相似。置换结束后再进行气密性试验，包括储罐人孔，第一道阀门，附属设备等都需要进行严格的检测。合格后再用气相液化石油气置换水，注意观察储罐水位，并控制气相液化石油气压力，必要时可以暂停排污，保证安全。

2、五、置换结束后，应经常排污、查漏和巡回检查，排污时两道阀门交叉开关；同时储罐板式液储罐检验过程中同步进行的检修与改造 位计和玻璃液位计也要经常排污，避免出现假液位。

我公司在储罐检验过程中主要进行了以下检修和改造：

1、安全。

2、储罐内部环、纵焊缝打磨除锈，外部采取喷沙方式进行整体除锈，部分管路进行人工除锈。将储罐的第一道阀门和安全阀全部更换为由市技术监督部门检验合格的新阀门，保证使用

外体胶漆采用新型防腐材料产品，使储罐在日照时可降低表面平均温度5度。3、4、5、六、1、2、3、4、5、6、7、七、1、储罐喷淋系统检修改造，腐蚀严重的管路进行全部更换，喷淋头为免堵塞，进行部分更换。储罐玻璃液位计进行清洗维修，因针型阀在实际使用当中容易损坏，故全部进行更换；板将橡胶石棉垫片改为带内环金属缠绕石墨垫片，因橡胶石棉垫片易老化、失效，而金属缠开罐检验总体安全要求

对参与施工人员进行安全教育。组织所有参加本项工作的人员认真学习开罐检验方案和相检验现场要统一指挥，由专人负责安全监护工作，实行人员准入制度。

开罐检验施工时，施工人员必须开具动火作业单，各项施工、操作必须有安全人员现场监每次进罐作业前，应先检查罐内可燃气体浓度和含氧量，确认合格后方可进罐施工。作业时，严格遵守各项安全管理规定，不得用铁器敲打管道。

按照规程严格执行劳保穿戴制度，工作人员穿防静电工作服，所有检测设备、用具要防爆。现场工具材料应有序摆放，作业现场消防器械时刻处于完好状态。开罐检验需要注意的几个问题

搭建防火墙。本次开罐检验工作在LPG气站正常工作的情况下分批次进行，因此需要搭建式液位计全部更新。

绕石墨垫片不易老化、回弹性好、无层间泄漏、安全可靠、使用寿命长。

关安全消防知识。

护。非作业人员一律不得进入作业现场。

防火墙。对于同一罐区内的部分储罐开罐，需要搭设防火墙来进行隔离,对所检验储罐本身建有防火堤的不需要建防火墙。

2、放散时监护人员仔细检查确保50米半径范围内无火源，储罐残气泄压时要缓慢从高空排放，并注意风向。排放可采用间断进行的方法，当LPG有一定的聚集量时，应及时停止排放或开喷淋稀释，待扩散后再进行放散。

3、顶水过程中注意工艺流程，正确开关管路系统阀门，防止水在系统中互窜。放水时要确认排水处于开位，防止因加压损坏设备。

4、用循环压缩机抽空储罐内气相液化石油气时，注意储罐压力不能太低，防止LPG气体夹带残液对压缩机造成损坏。

参考文献：

液化石油气储罐 篇3

这家液化石油气公司全名叫作北燃液化石油气公司第二销售分公司，隶属于北京燃气集团。记者看到，液化气公司的大型储气罐距离幼儿园大门不过一墙之隔，院子里停放着多辆装载液化气罐的卡车。与公司隔一条马路有小区，还有福利院等社会机构。

记者来到这家幼儿园，发现室外活动场所距离液化石油气公司的围墙只有十几米的绿化带作为缓冲。正值暑假，园内只有两名门卫。一名门卫说，储气罐像定时炸弹，他们也担心这个储气罐成为安全隐患。

幼儿园附近为什么会有—家液化石油气公司呢？公司经理向记者介绍，公司于1985年建成，当时周围都是空地，没有居民区，也没有幼儿园。他同时表示，公司的安全措施做得比较到位。

记者查询发现，旧宫镇第一中心幼儿园是一家公办幼儿园，2010年9月正式开园。为什么幼儿园要选在液化石油气公司旁边呢？大兴区教委工作人员说，这是正规的公办幼儿园，“他们选址我们也没法干涉。”

记者又尝试联系旧宫镇教委和宣传部，截至发稿没有回复。《北京市举办小规模幼儿园暂行规定》明确指出，幼儿园不应该和易燃易爆生产、储存、装卸场所相邻布置。教育部颁布的《中小学幼儿园安全管理办法》也明确规定，如果学校发生重大安全事故造成伤亡的，拒绝或者不配合有关部门依法实施安全监督管理职责的，都要承担刑事责任。

（9月1日）

液化石油气罐紧邻幼儿园王博/摄

自动售餐机走进安华里社区解决老年人吃饭问题

今年6月发布的《2014年度北京健康白皮书》披露，目前在北京户籍人口中，每5人就有1名老年人。老龄化的加剧也凸显了老年人吃饭、出行等基本问题。目前，在朝阳区安华里社区出现了几台养老自动售餐机。这些机器如何使用？老年人的反馈又如何呢？

9月1日上午，记者来到安华里社区居委会，在这里的爱心超市里放着两台机器，样子有点像地铁、商场内的自动售货机，上方写着“智慧养老服务终端”。工作人员正在向几位大妈介绍情况。他说，养老自动售餐机可为食物加热，只需取餐时在触摸屏上点击相应的按钮就可以了。当然，在这台机器上买饭需要刷卡。记者看到，70多岁的李奶奶刚刚在现场办好卡，她表示，售餐机解决了老年人的吃饭问题。工作人员说，老人只需拨打热线电话，就能够订餐，不过要提前一天预订。

记者拿到了一份9月7日到13日的营养套餐菜单，一共有15种套餐可以选择。其中，最贵的土豆烧牛肉三菜组合售价为16.5元，一份肉酱烧茄子面的价格为7.5元。

涉及食品，人们都会关心安全问题，现场的工作人员介绍说：“售餐机设置的温度是0-4℃，臭氧消毒。套餐由做中央厨房的企业提供，经过QS认证的。”

据了解，这一项目是一家养老服务企业与安贞街道合作开展的，就是为了解决社区内老人就餐不便的问题，目前仅在安华里社区居委会的爱心超市和附近的京客隆超市安装调试，今后还会进一步推广。

技术的发展不断地改变着人们的生活，当年轻人越来越习惯于新式的手机、电脑、穿戴设备时，老年人也应该享受到技术发展带来的便利。希望越来越多的技术能够应用到养老服务当中，给老人创造一个温馨、便捷的居家养老环境。（9月2日）

微信朋友圈成谣言重灾区

制造、传播谣言者应承担法律责任

马先生打进新闻热线说，最近网传全国高速口，比如机场高速、京通高速，从9月1日开始查车上的三脚架，灭火器，如果没有扣6分、罚200元。公安部交通安全微发布辟谣了。所以提醒网友勿转发未经核实的信息，遇交管类热点问题可向当地交警部门官方微博微信求证。

热线编辑随后拨打了122咨询这个传言是否属实，工作人员答复并没有接到相关通知。中国政法大学法学教授洪道德分析，这个信息虽然不实，但并不算法律意义上的谣言，他解释：“我们给谣言下的定义必须是有损害后果的，例如损害别人的名誉、扰乱社会秩序等，虽然有些信息不实，但是你很难说它是有危害性的。”

中国社科院等相关研究单位曾发布2015《中国新媒体发展报告》，在600多篇被举报的“谣言”文章中，食品安全、人身安全分别占四成之多，疾病相关、健康养生、防骗、金钱、亲子等话题紧随其后。网络谣言的制造、传播者是否会根据情形承担相应法律责任？洪道德介绍，全国人大常委会近日表决通过、将于11月1日实施的《刑法修正案（九）草案》中，增加了编造和传播虚假信息犯罪，“刑九”之前，我国刑法关于网络传谣没有规定，因为按照我国刑法规定，只有制造发布地震、楼要爆炸、飞机上有炸弹等恐怖信息才构成犯罪。2013年‘两高’通过司法解释，利用网络进行犯罪的一些情况做了规定，它有一个空白，利用网络造谣不针对某个人、某一机构，还是无法处理。比如，某地方生产的一种水果不能吃，可能就致使该地这个行业毁了。这次法律给出了答案，这是一种犯罪行为。”

（8月31日）

液化石油气储罐 篇4

一、H2S对储罐的应力腐蚀

早在20世纪50年代初, 美国就开始研究H2S的应力腐蚀问题。经过几十年的探索, 美国腐蚀工程师协会 (NACE) 提出, 液化了的石油气, 在有液相水的情况下, H2S的气相分压>0.00035MPa时, 就存在H2S对设备的腐蚀和破坏的危险性。日本自1962年开始研究, 经过20多年的研究和实践, 已在解决高强度钢的H2S应力腐蚀方面取得了一定的成功, 制订了《高强度钢使用标准》, 明确规定了不同程度级别的钢种允许储存H2S浓度的限定值。我国在这方面的研究也取得了较大进展, 中国石化总公司为避免H2S对输送和储存设备的应力腐蚀, 对液化石油气中的H2S含量规定为10ppm以下。根据我国目前的状况, 油田轻烃中多数未经精制, H2S和水的含量普遍较高。近年来在许多储罐相继开罐检查中发现的裂纹, 其中有相当数量的裂纹属于H2S引起的应力腐蚀裂纹。

二、H2S应力腐蚀预防措施

1. 合理选材。

H2S应力腐蚀破裂与材料的强度、硬度、化学成分及金相组织有密切关系。

(1) 强度与硬度。随着材料的强度提高, 应力腐蚀破裂的敏感性也在提高, 产生破裂临界应力值σTh与材料屈服极限σS的比值也就越小。除了强度外, 硬度也是重要因素, 并且存在着不发生破裂的极限硬度值。实践证明, 当材料的HB≤235 (HRC≤22, HV10≤247) 时, 采用含Mn量在1.65%以下的普通碳素钢及低合金钢制压力容器, 经焊后消除应力热处理后, 不会发生H2S应力腐蚀破坏。对于使用更高强度的合金钢, 美国腐蚀工程师协会 (NACE) 提出如下意见:对于淬火或正火的合金钢, 应采用621℃以上的温度回火, 使RC≤22 (HB≤235) σS≤630MPa;焊后要进行621℃以上的焊后热处理, 并使RC≤22 (HB≤235) ;经冷变形加工的钢材, 最低热处理温度为621℃, 消除加工应力并使RC≤22 (HB≤235) 。

(2) 化学成分。化学成分中的各种元素, 对应力腐蚀裂纹的形成影响是不一致的。有害元素Ni、Mn、Si、S、P等, 在设计时要限制其含量。防止H2S应力腐蚀有益的元素有Cr、Mo、V、Ti、B等, 加入少量的Cr、Mo元素能起到细化晶粒的作用, Mo元素在调质或正火钢板的热处理中能生成碳化物, 易于除掉固溶碳, 还能防止有害元素Si、P的晶间偏析。元素V、Ti、B可以提高钢材的相变点温度, 提高钢板的淬透性, 易于形成晶粒细化的回火马氏体组织, 但元素V量大时对焊接不利。HGJ15-89中规定, 在湿H2S应力腐蚀环境中, 使用的化工容器用碳钢及低合金钢 (包括焊接接头) 的化学成分应符合下列要求:母材, Mn≤1.65%, Ni≤1% (尽可能不含) , Si≤1.0%;焊缝金属, C≤0.15%, Mn≤1.6%, Si≤1.0%, Ni≤1.0% (尽可能不含) 。

(3) 金相组织。金相组织对抗H2S应力腐蚀破裂影响很大, 其抗破裂能力按以下顺序减弱:回火马氏体组织在铁素体基体加球状碳化物组织→淬火后经充分回火的金相组织→正火和回火的金相组织→正火后的金相组织→未回火的网状淬火马氏体和贝氏体。总之, 凡是晶格在热力学上越处于平衡状态的组织, 其抗应力腐蚀破裂性能越好。

2. 降低焊缝及热影响区的硬度, 减少壳体及焊缝区的残余应力, 能够有效防止应力腐蚀裂纹。

降低焊缝区的硬度首先要从焊接开始, 除了焊前预热外, 还应适当加大储罐上环缝的焊接线能量, 因为线能量增大, 能放慢焊缝区的冷却速度, 不但能降低硬度, 还能起到稳定金相组织的作用。当然, 适当加大横焊缝的线能量, 要因钢板和焊条的性能而异, 还要有优秀焊工的配合, 搞不好会出现过多的飞溅物和引起“咬肉”现象增加。“咬肉”处出现的麻点坑是应力腐蚀裂纹的重要起裂点之一, 切不可马虎。近年来对许多在H2S应力腐蚀的储罐开罐检查, 发现环焊缝附近 (气相区) 出现的裂纹多数是由于输入线能量小、冷却速度快而引起硬度增加所至。同时, 由于该处壳壁吸附的水蒸气凝聚成水珠, 同H2S气体进行电化学反应, 大量的氢存在, 又加速了该部位裂纹的扩展。

3. 严格控制制造质量。

在操作应力相同时, 焊缝区的残余应力在应力因素中起重要作用。消除残余应力的有效手段是对储罐进行整体热处理, 对存在应力腐蚀的储罐整体进行热处理不但能够消除大部分焊接、冷却和组装中引起的残余应力, 而且还是降低硬度的重要措施之一。例如, 液化石油气储罐常用的16MnR低合金钢, 我国有关腐蚀数据手册中指出:这类钢在潮湿的硫化氢环境中, 当温度在20℃~50℃时, 平均腐蚀速率在0.5~1.5mm之间。美国金属学会主编的《金属手册》中也指出:在室温条件下, 硫化氢气体对于低合金高强度钢具有应力腐蚀开裂的敏感性。在室温条件下溶于水溶液中的硫化氢及硫化物杂质对于低合金高强度钢在硫的作用下, 更能引起和加速应力腐蚀开裂, 而16MnR钢进行了焊后热处理, 可使它的耐应力腐蚀能力明显提高, 故而可用来制造液态烃罐。

4. 降低介质的腐蚀性。

液化气储罐安全操作管理规程 篇5

一、液化石油气槽车卸车规定

1、槽车必须停稳，没有滑动可能，并熄灭引擎。

2、将槽车接地线与卸车台地线相接。

3、作业时不得使用易产生火花的工具和用品。

4、贮罐充装量不得超过设计所允许的最大充装量。

5、雷雨天气、附近发生火灾及糟车或设备出现液体泄漏、液体压力异常或其它不安全因素等不得卸车。

6、卸车时操作人员不得离开现场。

7、卸车时要做好卸车记录，记录内容包括：送货单位、送货时间、车型、车号、数量、质量、送货人等。

二、液化气贮罐区安全技术操作规程

为保证罐区安全生产，运行人员必须严格遵守各项操作规程。

1、对每台储罐的进液、出液都必须严格监测，发现异常情况，及时处理，并向主管领导汇报。

2、贮罐

4、贮罐进液时，必须使一台贮罐完成后再向另一台贮罐进液，严禁同一台贮罐边进边出。

5、运行贮罐应每班次定期进行检查，定时对压力、液位、温度作好详细记录。

6、贮罐及工艺管线应定期排污，一般夏季每班次至少两次，冬季每班次至少四次，防止管线冻堵。

7、贮罐液位计应保持灵敏可靠，玻璃板式液位计应经常排污保持透明，刻度清晰。

8、贮罐压力表、温度计要经常检查，定期校验，如有失灵或损坏的应立即更换。

9、贮罐上所有阀门应开关灵活，严密不漏，运行人员应经常检查管线及阀门的运行情况，不得有跑、冒、滴、漏现象。

10、在夏季运行人员应随时注意贮罐的温度和压力变化，当温度和压力达到一定时，应及时采取措施，喷淋降温。

11、安全阀每年至少校验一次，其开启压力不得超过贮罐的设计压力，应为最高工作压力的1.14-1.17倍。安全阀下的阀门应处于常开状态，并有明显的全开标志。

昇兴（福建）集团有限公司

液化石油气储罐 篇6

液化石油气储罐周围一旦发生火灾, 在火灾环境的影响下, 储罐内液化石油气的温度和压力会迅速升高, 同时储罐的强度会迅速下降, 在一定条件下储罐即会发生破裂和爆炸, 并进而引起沸液蒸气爆炸 (BLEV E) , 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、建筑和设备造成更大的破坏。国内外曾多次发生液化石油气火灾并引起连锁爆炸的事故, 造成惨重的损失。如1984年墨西哥一液化气储配站由于液化石油气泄漏引起火灾, 使两个球形储罐破裂, 液化气大量泄漏引发大火, 高温火焰包围了附近的容器, 相继造成多台容器破裂爆炸, 导致500多人死亡, 7000多人受伤, 大量工业和生活设施毁坏, 成为人类工业史上最为严重的事故之一。1998年西安液化石油气站由于液化石油气在一球罐底部泄漏, 引发火灾, 在火焰高温的作用下相继造成2个400m3的球罐相继发生爆炸, 并引起BL EV E, 造成十多人死亡, 数十人受伤, 直接经济损失400多万元。因此了解和掌握液化石油气储罐对火灾的热响应规律, 从而采取适当的措施防止储罐发生爆炸, 是预防和控制重大事故发生的关键。本文重点介绍液化石油气储罐对火灾的响应规律, 并提出了消防设计的要求和原则。

2 液化石油气储罐对火灾的热响应

2.1 概述

液化石油气储罐在周围发生火灾时, 由于火灾对容器表面的热辐射和对流传热的影响, 会使储罐发生一系列的热响应。由于工业界对安全的迫切需要及其学术上的综合性和复杂性, 世界各国都投入了大量的人力和财力对此进行了深入广泛的研究。研究的方法主要包括试验研究、理论和计算机模拟研究、典型事故分析研究等。试验研究是将不同比例、不同形状的容器置于不同的火灾环境中, 对响应过程和有关参数如温度、压力、热通量等进行动态的观测和测量, 从而揭示容器失效过程、失效处理及危害性预测。理论和计算机模拟研究是根据二维或三维的质量、动量和能量平衡方程进行较为复杂的场模拟或基于试验研究的结果进行简化的区域模拟, 以及将场模拟和区域模拟结合起来的混合模拟, 由于建立的复杂的偏微分方程组很难求得理论解, 因此一般是借助于计算机进行数值求解。典型事故分析是收集以往发生的事故的有关数据资料, 并进行进一步的统计和理论分析, 从而揭示其规律性。理论和实验研究都表明, 储罐在火灾环境下, 储罐的壁温会迅速升高。

2.2 储罐的壁温变化及其分析

储罐的壁温变化明显分为两个部分。即气相部分和液相部分, 我们分别称其为干壁温度和湿壁温度, 干壁温度明显高于湿壁温度。未保护的液化气容器在全包围火灾条件下, 干壁温度最高达到600~700℃, 干壁温度受到热输入量、热损失、壁厚等因素影响, 其数值取决于容器大小及壁厚、充装水平等。内部介质的热响应分为两个阶段:在第一阶段, 液相温度未达到饱和温度, 处于过冷状态, 内部介质可以分为五个区域:边界层区、底部不稳定液体区、分层区、过冷液体区和蒸汽区。在侧面边界层区内, 热量由储罐内壁传入后液体会沿容器壁面上升, 到底液体表面后向中心运动, 并且从中心向下部的过冷液体区运动, 与过冷液体混合。然后又进入边界层区, 重复上述传热过程。由于这种垂直方向的自然对流引起液体和气体在垂直方向的温度梯度, 这种现象称为热分层。在底部的不稳定液体区, 液体接受从储罐内壁传入的热量后, 直接垂直向上运动与过冷液体混合。储罐内部的压力变化主要取决于内部介质的温度变化规律, 实验研究发现, 压力主要决定于内部分层区的温度。

3 消防设计

3.1 储罐爆炸主要原因

一是储罐内部的压力升高;二是储罐壁温增加引起储罐材料强度下降。采取一定的防护措施控制储罐内部的压力升高和储罐壁温增加, 可以防止储罐在火灾作用下发生爆炸, 目前我国对于固定储罐区的储罐大都采用水冷却方式, 对于移动储罐大都采用隔热保护方式。

3.2 水冷却方式的消防设计要求和原则

固定式水冷却系统包括在顶部集中配水罐壁漫流式、固定水喷淋、水喷雾、固定水炮等4种基本形式。根据国外的资料介绍, 可靠性的排序依次为漫流式、固定水炮、水喷淋或水喷雾。而我国目前大多采用水喷淋或水喷雾方式, 但从使用效果看这种方式不尽妥当, 因为这种方式在发生蒸汽爆炸时易受到破坏。而且这种方式喷头容易堵塞, 维护比较困难。根据我国的国情, 水冷却方式宜采用顶部布水罐壁漫流与固定水炮相结合的方式, 即部分冷却水用漫流式, 部分冷却水用固定水炮提供。该形式可靠性高且灵活, 能分别满足防日晒冷却、着火罐冷却以及邻近罐冷却等不同冷却强度的供水要求, 且对于与储罐内部蒸汽区相接触的干壁部分冷却更有保证。该形式容易维护, 工程费用比目前使用的水喷淋或水喷雾系统低。对于大型储罐建议设置自摆的移动式水炮, 以减少灭火人员暴露于火灾危险区中的危险性, 并能有效保证喷射水流到达暴露于火灾中的储罐表面。油罐区作为石油产晶的蓄水池和调节器对石油樗生产和流通过程实施调节作用;作为油品的储存场所, 对石油产品在相对停滞时起保护作用, 便于对油品数目、质量的监视和检查;作为战略物资基地起到备战备荒的作用。

4 结论

因此, 我们从液化石油气储罐在火灾作用下的热响应规律可以看出, 储罐不采取任何保护措施时, 储罐内部的压力和储罐壁温度会迅速升高, 储罐会在短时间内发生爆炸, 而采用水喷淋和隔热防护等方式可以显著阻止储罐内部的压力和壁温增加, 从而延缓储罐发生失效的时间。消防设计中供给强度建议进一步通过实验来重新评估和确定。防护方式对于固定式储罐, 建议采用储罐顶部水漫流冷却和固定水炮相结合的方式, 同时应设置大小合适的安全阀, 对于大型储罐建议设置自摆的移动水炮。对于移动式储罐, 建议采用隔热层保护和安全阀泄压相结合的方式。

摘要：液化石油气是工业和民用中应用十分广泛的一种燃料。由于它具有易燃、易爆等危险性, 在生产、运输和使用中极易发生火灾和爆炸事故。液化石油气储罐在周围发生火灾时, 由于火灾对容器表面的热辐射和对流传热的影响, 会使储罐发生一系列的热响应。

关键词：安全视角,液化石油气,储罐,消防设计

参考文献

[1]汪建羽.《石油化工企业设计防火规范》 (GB50160) 若干问题的探讨[J].炼油技术与工程.2005年11期.[1]汪建羽.《石油化工企业设计防火规范》 (GB50160) 若干问题的探讨[J].炼油技术与工程.2005年11期.

[2]周伟.浅谈石油化工装置检修的安全对策[J].黑龙江科技信息.2007年21期.[2]周伟.浅谈石油化工装置检修的安全对策[J].黑龙江科技信息.2007年21期.

液化石油气储罐 篇7

一、液化石油气储罐腐蚀的研究

从成分看来, 液化石油气中常含有硫酸、氢离子、有机物、无机盐、水分等, 这些均属于具有较强腐蚀性的物质, 若没有采取有效的防腐措施, 易对储罐产生腐蚀破坏, 从而缩短储罐的使用寿命, 并可能造成安全事故, 引起人员的伤亡和经济的损失。为避免储罐腐蚀可能造成的危害, 首先需要对形成腐蚀的原因和腐蚀的性状进行分析。

1. 腐蚀形成的原因

液化石油气储罐腐蚀的类型包括多种, 在我国当前石油化工行业中最为常见的是化学腐蚀和电化学腐蚀这两种储罐腐蚀类型。其中, 较之于化学腐蚀, 电化学腐蚀发生的几率更高, 且在多种环境和场所中均有可能产生, 现已成为影响储罐质量的一大隐患。除化学反应外, 物理方面的应力也可能给储罐质量带来不利影响。因技术条件的限制, 在储罐投入使用前进行的预热、层温和热处理等技术措施不能够完全的除去氢气和应力等因素, 残余的应力就成为了腐蚀发生的诱因。

2. 腐蚀速率

腐蚀速率因素也与储罐的寿命有着直接的联系, 这一课题已在全球范围内被科学家研究多年, 并取得了一定的专业成果。历经60年的研究与探索, 具有国际权威性的美国腐蚀工程师协会提出了相关方面具体研究结论, 即:在液化石油气内部含有一定分量液相水的状态下, H2S的气相分压大于0.00035MPa, 那么就有可能存在H2S对液化石油气储罐产生腐蚀或破坏的危险性。此外, 德国和英国的石油化工行业科学家也提出了相关的研究观点, 即在不同条件下液化石油气储罐的腐蚀速率有差别较为明显。

二、液化石油气储罐腐蚀的处理措施

一般说来, 液化石油气储罐易于出现腐蚀现象的位置在罐底, 多表现为溃疡状的坑点腐蚀。就国内石油化工行业研发与应用的现状而言, 具有可行性且比较普遍的防腐措施主要包括如下几点:

1. 选用质量优良的防腐涂料

为从源头上遏止液化石油气储罐的腐蚀, 首先应当保证防腐涂料的质量, 这也是最为经济、实用、有效的防护措置。具体说来, 应当选择附着力和抗渗透性能好、性能稳定、施工性能良好的涂料, 同时也应具有较为突出的抗冲击性和足够的柔韧性。材料达标后, 涂抹过程中也应按照操作的规范进行, 以保证液化石油气储罐的整体防腐性。

2. 合理控制液化石油气储罐的硬度

为降低储罐储罐壳体和焊缝区的残余应力, 防止应力腐蚀或裂纹的出现, 必须在焊接处理时降低储罐内部和表面热影响区和焊缝的硬度, 并加强焊后热处理。生产实践表明, H2S应力腐蚀更多的出现在储罐的中环焊缝处或附近的区域, 焊接应力作为长期存在的水蒸汽液膜, 很难处理。因此, 为避免湿H2S腐蚀储罐问题的发生, 必须严格控制硫化氢的溶入。

在焊接处理过程中, 除进行焊前预热外, 还应根据实际情况适当加大环缝的焊接线能量。焊接线能量的大小由焊条、钢板的性能决定, 并受到操作人员技术和工艺水平的影响。加大储罐环缝焊接线能量时, 操作人员要尽量减少飞溅物的出现, 并严格控制“咬边”现象, 以免因麻点坑的出现而造成应力腐蚀裂纹的发生。概况来说, 操作处理时应加大输入的线能量, 并严格控制冷却速度, 以免给储罐焊接区的整体硬度带来不利影响。

3. 科学、合理的添加缓蚀剂

添加缓蚀剂是一种简单、有效环保的防腐方式, 且具有对罐体整体进行强化的优点。通过科学合理的施用多极性基因缓蚀剂, 可以在罐体表面形成具有保护性质的吸附膜, 其中含有的疏水基团还可以同时达到防止水与硫化氢侵蚀金属表面的作用。合理选择对硫化氢和水等具有强烈吸附性的缓溶剂, 业已成为防止储罐腐蚀发生的关键所在。

4. 合理选择检验周期

周期性的对液化石油气储罐的腐蚀情况进行检查是极为必要的手段, 同时也是石油、化工企业日常管理工作的重中之重。在选择合理的检查液化石油气储罐周期的过程中, 务必要清楚所检测设备的安全使用期限, 并应全面计算检验成本、缺陷修理成本和安全风险等主客观因素, 进而保障检验工作的顺利开展和进行。在液化石油气储罐全面检测的过程中, 所检验的项目主要包括:罐体内部及表面的焊接区域、表面损伤情况以及其他应力相对集中的部位, 尤其是罐体焊缝部分务必进行彻底检测, 以保证其无损的状况。在液化石油气储罐的长期使用过程中, 设备管理与安检人员必须高度重视在湿H2S的工况下储罐可能出现的不同程度开裂现象, 在全面分析导致这种问题原因的基础上, 应仔细检查是否存在着细微的裂缝。

结语

随着我国工业的不断发展, 液化石油气等燃料的重要性会越发突显, 为符合不断提升的精度与容量要求, 储罐的防腐措施必须得以强化。可通过新型罐体材料、防腐涂料和缓蚀剂的研发, 及操作技术的改善, 来延长储罐使用寿命。另外, 技术水平提高的基础上, 管理方面的工作也不容忽视, 制定定期进行日常管理和养护, 对局部腐蚀和细微裂缝, 早发现, 早处理, 防止储罐腐蚀的恶化。

摘要：为实现液化石油气的运输与储存, 不同材质、容量、规格的储罐是必备的容器, 对燃料的跨区域贸易具有重要的意义。但是, 储罐经过一段时间的使用后, 常常会出现不同程度的腐蚀, 这与液化石油气中的成分, 尤其是其中的硫化氢直接相关。本文具体的分析了储罐腐蚀的原因与速率, 并提出了相应的处理措施。

关键词：液化石油气储罐,腐蚀,防腐剂

参考文献

[1]李喜健.液化石油气储罐的全面检验和缺陷处理[J].企业科技与发展, 2009, 22:83-84+100.

[2]司荣庆, 崔英贤.在用液化石油气储罐腐蚀分析处理及预防[J].化学工程与装备, 2010, 09:118-120.

液化石油气储罐 篇8

1 液化石油气压缩机进气口不设置气液分离器

根据《城镇燃气设计规范》 (GB50028-93) (以下简称规范) 第6.3.28条“液化石油气压缩机进口应设置气液分离器, 出口应设置油气分离器。”但是目前, 在南方地区的液化石油气气站中, 大多数在压缩机前并没有设气液分离器, 但是, 由于气站的气相管线绝大多数未加保温设施而暴露在大气中, 当压缩机的功率比较大或者是天气比较寒冷时, 气相管线中再液化的液化油气随着气流进入压缩机, 虽然有些国产和进口压缩机自身在入气口设有小容积气液分离器, 但同样会引起液化石油气压缩机自动经常强制性停机, 甚至导致压缩机损坏事故, 严重影响安全生产。但有些气站在压缩机入口前设置大于1m3气液分离器后, 实践证明, 压缩机的运行非常平稳, 基本未出现停机现象, 另外, 大部分装配有压缩机的液化石油气站都配备有两根气相管, 但有些气站只有一根气相管, 虽能达到正常使用的目的, 但功能单一, 只能进行上下气操作, 对于储罐间不能进行倒罐操作, 在全面检验过程造成浪费且提高了检验风险, 建议设计使用单位在储气站建设改造过程中, 增加一根气相管, 使压缩机系统功能更完善。

2 液化石油气泵进、出口管线不安装防振胶管

根据《城镇燃气设计规范》第6.3.21条“液态液化石油气泵进、出口均应安装长度为0.5米左右的高压耐油铠装橡胶管或采用其他防止振动的措施。”但是, 发现大多数气站的液化厂油气泵并没有安装防振的胶管, 而是采用常见的管码固定泵进、出管线在管架上。因此出现液化石油气泵连接的管线随着泵的脉动一起振动, 一些气站由于泵进液管太长或安装工艺较差而产生气蚀, 甚至连接泵管线上的压力表也经常被振坏, 给安全生产、运行带来了极大的隐患。而正确按照规范要求安装了防振胶管的液化石油气泵, 则是平稳运行而且没有出现压力表频繁损坏的现象。因此我认为:应严格按照规范中规定在液化石油气泵进、出口安装耐高压防振胶管。

3 液化石油气储罐喷淋装置采用在环形消防管上钻孔方法

根据《城镇燃气设计规范》第6.9.1条“…液化石油气储罐应设置固定喷淋装置。喷淋装置的供水强度不应小于0.15L/S.m2。”我发现很多气站在液化石油气储罐固定喷淋装置采用在环形的消防管道上直接钻孔开洞方式, 虽然新竣工的液化石油气气站该种喷淋装置的喷淋强度直观效果基本令人满意, 雾化效果只能勉强合格, 但当液化石油气气站运行一段时间, 由于所钻孔被腐蚀而导致水孔倾角、直径均发生变化, 喷淋强度、雾化效果不可能达到规范的要求, 而且会大大降低消防系统水压。而采用安装雾化喷头方式的固定喷淋装置, 除了可能出现部分喷头堵塞以外, 喷淋强度、雾化效果、消防系统水压基本能达到要求和规范要求, 而且喷头堵塞问题可以通过工艺安装上和设计的改进来解决这个问题。所以我认为:液化石油气储罐的固定喷淋装置应坚持采用喷淋喷头方法, 不能因施工方便和为了降低投入成本而采用在环形消防管上直接钻孔的方式。

4 消防用水采有用鱼塘、水塘、水河水

我发现南方地区很多液化石油气储罐站消防用水采用鱼塘、水塘、小河涌水做水源, 而且有些是已属发臭的脏水, 虽然有关规范对消防用水的水质没有严格的规定, 但是从现实使用效果来看却严重影响了消防用水。因为鱼塘、水搪、小溪流等水源含丰富的淤泥、浮生植物和有机质, 虽然消防取水管一般有隔栅、过滤阀等措施过滤, 但实际上消防泵一旦抽水时, 取水口的隔栅、过滤阀会积聚大量的淤泥、水面浮生植物, 极大的减少了消防取水的水量, 严重影响消防用水。而且, 由于水含有大量的污物、有机物, 当进行消防演习或者是降温喷淋时, 水中的杂质会使管道、阀门、储罐锈蚀加剧和堵塞喷头, 锈蚀严重导致维修费用大增。因此, 易燃易爆的液化石油气储罐的消防用水, 应当在筹建时考虑采用消防水池设计, 虽然增大了一次性投资, 但提高了液化石油气储罐站消防可靠性和喷淋效果, 增强了在事故初发阶段遏止事故延、消灭事故的能力。

5 储罐区操作平台

在大多数的液化石油气储罐站中, 储罐区均无操作平台, 这不仅不利于平时操作, 也不利于储罐的全面检验, 有些气站只有当储罐全面检验时才会到储罐上对阀门进行日常维护, 而且由于无操作平台, 维护人员及检验人员也没有安全保证, 因此储罐区应按要求设置操作平台。

6 压缩机、泵及出口管线上的安全阀, 未用管线将放散口引向高处

发现许多气站的压缩机、泵及管线上的安全阀的放散口并没有用管线引至高处, 或许认为安全阀起跳时候, 放散出气体无关紧要。但是, 有些气站由于操作人员误操作而导致压缩机上、泵后管线超压力而起跳, 高速喷出的气体和液体冲击力十分惊人并且伴有尖啸声, 幸无人员站在安全阀放散口处而导致受伤, 但距安全阀放散口约2米处砖墙仍留下了强力冲击的痕迹, 因此, 为保护操作人员的人身安全, 将安全阀放散口专门管线引至室外高处或高处。

7 液化石油气管道设置

液化石油气储罐站存在罐区围堰, 充装台等, 因此管道安装过程中势必会穿过这些墙体, 很多气站在这些部位都是管道直接穿过墙体, 我认为这种做法不妥, 原因有二, 一:这些部位在雨天会存水, 易造成腐蚀, 二:管道在温度影响下, 该结构会对管道运动造成约束, 另外液化石油气在充装时有振动会传导至这些部位, 易造成这些部位应力集中, 建议管道穿墙时可用大一些的管道做套管, 管道在套管中, 可解决上述问题。

8 储罐上安全阀放空管设计简单

很多液化石油气储罐站储罐安全阀放空管很简单———放空管口直指天空, 根据规范6.7.11条第3款“管口高出储罐平台2m以上”。但是, 这样会带来两个严重问题: (1) 大量雨水积存在安全阀的出口处, 而且目前酸雨的情况比较严重, 所以积存的雨水一般呈酸性, PH值一般都大于5, 导致安全阀内部生锈严重, 甚至导致安全阀送捡时报废; (2) 一些飞鸟在放散管内筑巢, 筑巢所用的枯叶、树枝等杂物积存在安全阀放散口, 导致安全阀起跳困难甚至无法起跳, 而形成安全隐患。而有些气站为了避免雨水灌入的问题, 将安全阀放散口出口加-90o弯头, 指向水平方向, 我认为这样导致紧急放散上时不能及时充分扩散, 并增加了排入阻力, 尤其在事故时有罐已着火的情况下。根据一些较好的经验, 我认为放散管口应指向天空, 但管口也应设防雨水、飞乌的措施, 比如在管口上套上一比管口直径稍大的饮料瓶等方法。

液化石油气储罐 篇9

关键词：液化石油气储罐,H2S腐蚀,分析处理,预防

1 液化石油气储罐概况

在我市蒙阴县某一液化气站储罐的全面检验中发现其中一台液化石油气储罐罐体内表面存在大面积密集型鼓包, 该设备基本情况如表1。

2 现场检验情况

本次全面检验与2011年11月份, 液化气站两台储罐同时进行, 检验项目按照《压力容器定期检验规则》要求[1]进行宏观检查, 测厚, 表面无损检测及必要时的超声波无损检测, 发现主要问题如下: (1) 筒体内表面发现大面积的密集性氢鼓泡; (2) 经对北数第二块板西侧内表面氢鼓泡部位打磨至金属光泽后, 进行表面磁粉探伤抽查, 发现鼓泡部位存在密集的表面裂纹; (3) 清除鼓包对母材表面进行磁粉探伤后仍存在裂纹, 母材打磨3mm后裂纹有扩展的趋势, 初步判定鼓包下母材应力腐蚀开裂; (4) 对缺陷部位进行超声探伤发现缺陷扩展9.2mm。 (母材14mm) ; (5) 对不存在氢鼓泡的筒节母材进行内表面超声波探伤抽查, 发现内部存在体积性超标缺陷。

3 原因分析

3.1 调查分析

本台液化石油气储罐出厂资料齐全, 中间经过一次移装, 移装前为某炼油厂使用, 综前后罐体使用环境分析, 问题原因判定为H2S应力腐蚀。

3.2 H2S应力腐蚀

应力腐蚀破裂需要在敏感金属、特定介质环境及拉应力三要素共同作用下才能产生[2]。

3.2.1 敏感金属

该液化石油气储罐采用C-Mn低合金高强度钢制造。这种材料对H2S与拉应力组合的状况是敏感的, 在较高残余应力和介质高含量H2S的共同作用下, 易产生分层和开裂。

3.2.2 拉伸应力

拉伸应力来源: (1) 压力容器工作时所承受的压力和外加载荷共同作用下产生的应力。 (2) 材料在生产、制造和加工过程中内部产生的残余应力, 包括拘束应力、组织应力及强制组装应力。

3.2.3 特定的介质环境

此环境为湿H2S环境。其腐蚀机理为, 少量的H2S与Fe发生反应生成Fe S和原子氢, 原子氢可引起钢脆化。反应式为:

硫化氢在水中发生水解反应:

水解后的硫化氢水溶液与钢材的表面接触发生化学反应:

阳极反应:

阴极反应:

氢鼓包是在压力容器氢腐蚀的主要表现形式, 只有在临氢条件下才能产生氢鼓包。分子状态的氢是不能侵入金属内部的, 只有原子状态的氢才能侵入钢材。侵入钢材的氢原子最容易扩散到金属内部的空穴内, 聚集而成氢分子。氢分子在一般温度下难于逸出钢材表面, 以致在金属内部形成很高的压力, 造成钢材的破裂。

4 硫化氢腐蚀影响因素

鼓包出分层面为脆性断口, 主要表现为夹杂、断裂、二次断裂和少林韧离, 断口表面S含量较高。因此, 氢鼓包是介质中的硫化氢浓度严重超标以及S主要集中在表面壳体上共同作用的结果。

对夹杂物的定点分析表面, 主要成分为S的化合物裂纹内充满了腐蚀产物。在含H2S条件下不管是高强钢还是16Mn R, 如果氢的扩散量大, 都可能引起失效。对16Mn R钢, 在材料强度正常、硬度不超标的情况下一般表现为氢鼓包。而对高强度钢则表现为应力腐蚀, 并且在腐蚀缓慢和介质条件下, 即使吸附少量氢, 高强钢也可能发生氢脆。腐蚀环境、材料、制造以及使用和管理等因素都会对氢鼓包形成产生影响。腐蚀环境主要包括水、温度、浓度、p H值、氯离子、时间及流速等因素。

4.1 水

硫化氢对钢铁的腐蚀危害都离不开水的存在, 水是造成各种类型电化学腐蚀的必要条件。没有水存在, 单纯的硫化氢对系统所造成的化学腐蚀是极轻微的。该储罐运行后从未从清空过, 也无自动切水设备, 残液中积聚了大量的水, 加剧了腐蚀。

4.2 温度

在低温范围内, 钢在硫化氢水溶液中的腐蚀随温度的上升而增加, 碳钢和低合金钢在20-60℃对硫化物腐蚀应力裂纹敏感性最大。随温度的进一步增高, 其腐蚀速度反而降低, 而且其腐蚀产物也将随温度的升高而逐渐由富铁、无规则几何微晶结构保护性的产物膜, 转变为富硫的有规则几何微晶结构的磁黄铁矿或黄铁矿, 并且温度越高这种转化过程越快。问题储罐运行温度正在此范围。

4.3 H2S浓度

在环境其它参数相同的情况下, 材料对硫化氢应力腐蚀裂纹的敏感性随H2S浓度的增加而增大, 在饱和H2S溶液中达到最大值。从油气调查表中可以看出, 原料油及产品杂质中硫质量浓度较高, 常压瓦斯气中总硫质量浓度超过20000mg/m3。

4.4 p H值[3]

不同的p H值下溶解在水中的硫化氢离解成HS-和S2-的百分比不同, 它们影响了腐蚀过程动力学及产物的组成及溶解液, 因而改变了腐蚀的反应速度。有研究认为, 随体系p H值变化, 硫化氢对钢铁的腐蚀过程分为3个不同区间: (1) 在p H<4.5时为酸腐蚀区。腐蚀的阴极过程主要是H+的去极化, 腐蚀随p H值的升高而降低。 (2) 当4.5<p H<8时为硫化物腐蚀区。HS-成为阴极去极化剂, 此时若H2S浓度保持不变, 腐蚀速度随溶液p H值的升高而增大。 (3) 在p H>8时为非腐蚀区。这是因为在高p H值下, H2S完全解离并形成较完整的硫化铁保护膜。

4.5 氯离子

硫化氢腐蚀介质中通常含有一定量的cl-。cl-的存在能阻止有附着力的硫化物生成, 从而加速金属腐蚀。当cl-离子浓度很高时, 金属腐蚀反而减缓, 原因是cl-的强吸附能力使得其吸附在金属表面, 完全取代了吸附在金属表面的H2S、HS-因而减缓腐蚀。

4.6 流速

碳钢和低合金钢在处于静态或者流速较低的硫化氢水溶液中长期暴露后腐蚀率很低, 但当硫化氢气体或者溶液流速较大或处于湍流状态时, 碳钢和低合金钢将一直以初始的高速度腐蚀。原因在于铁表面形成的腐蚀产物受到气、液冲刷而易脱落, 尤其当腐蚀产物产生的附着力较弱时, 内部金属更易暴露在腐蚀介质中, 而使腐蚀加重。

4.7 时间

在含硫化氢的酸性溶液中, 碳钢和合金钢初始腐蚀速度很大。随时间的延长, 硫化铁腐蚀产物逐渐沉积在钢铁表面, 降低了钢铁的均匀腐蚀速度, 最终腐蚀率趋于平稳。

5 部分建议

5.1 控制液化气中的硫化氢含量

从调查中得知, 液化石油气公司原料及产品中硫含量较高, 异构化装置和液化气球罐曾多次发生硫化氢腐蚀事故。已建议该公司曾设脱硫装置, 提高p H值, 是H2S的浓度在标准许可范围内, 控制H2S对压力容器的应力腐蚀。

5.2 加强储罐日常维护

储罐的工艺管道、排残装置、排污系统等尽量完善, 并对操作规程做出具体规定, 及时清除残液和H2S水溶液, 排除析氢反应的条件, 建议增加储罐自动脱水系统。

5.3 严格储罐的规范管理

储罐对拉运罐的倒气、补气行为不但危及充装站及周边的安全, 还严重危及设备本事安全, 各级安全部门应严厉查处。

5.4 增加防腐措施

安装和检验除锈后对储罐内表面进行涂层防腐处理, 防止氢原子摄入钢材。如采用对焊缝喷铝和涂刷环氧树脂、塑料等技术防止湿H2S腐蚀, 均能取得较好的效果。

5.5 加强检查

做好年度检查和在线检查, 尤其是有H2S应力腐蚀倾向设备的检查, 及时掌握设备的腐蚀状况。加强压力容器的定期检验工作, 发现氢鼓包、裂纹等缺陷及时处理, 确保压力容器的安全运行。

参考文献

[1]TSG R7001-2004压力容器定期检验规则[S].

液化石油气储罐 篇10

准确计量液化石油气储罐中的存量对于液化气储运企业来说是及其重要的。目前, 存量较大的液化气经营单位储罐多采用球形储罐, 计量球形储罐中液化气存量是依照储罐上的玻璃板液位计或磁翻板液位计的液位, 再查出对应液位下的液化气储量。然而, 在实践中, 我们发现这种计量方式经常造成很大的误差, 以我公司为例, 我公司是一家液化气储运企业, 每天进出液化气量约在数百吨, 每个1000m3球形储罐以查看液位对应储量, 误差往往可达±20吨甚至更高, 因此了解液化石油气储罐存量计量误差产生的原因并加以对治, 对于液化气储运企业生产运营是十分必要的。

1 误差产生的原因

1.1 液位计与罐体内液体受环境温度的影响的不一致性导致的误差

玻璃板液位计或磁翻板液位计是采用U形管的原理, 副管与罐体上下联通, 理论上副管内液体与罐体内液体应始终保持在同一高度的, 因此副管内液体高度即可指示罐体内液体高度。然而在现实当中, 由于副管一般为直径小于10cm的细管, 而罐体为直径数米到十几米的球罐或卧罐, 二者相差极大, 这就造成罐体和副管内, 单位体积液体受外界环境温度、光照等影响是完全不同的。由于罐体和副管金属材质上等各方面是基本相同的, 因此根据热传导原理, 受热面积就是影响液体温度的主要因素, 我们可以简单地将罐体和副管内单位体积液体受热 (或冷) 能量的多少看Á做与其占有的受热 (或冷) 面积成正比。即:

ΔE罐=k·S罐/V罐

ΔE管=k·S管/V管

ΔE罐-罐体内液体受热量;ΔE管-副管内液体受热量;K-系数;S罐-罐内盛装液体的罐壁面积;V罐-罐内液体体积;S管-副管内盛装液体的管壁面积;V管-副管内液体体积

以1000m3 (直径D=12.3m) 球罐和10cm副管为例, 假定液体充装容器的一半, 则

ΔE罐=k·S罐/V罐=k· (4π (12.3/2/2/2) / (4/3π (12.3/2) 3/2) =k·0.487

ΔE管=k·S管/V管=k· (π0.1· (12.3/2) / (π (0.1/2) 2· (12.3/2) =k·245

由此可见, 在环境温度与储罐内液体温度存在差距时, 副管内单位体积液体受热 (冷) 与罐体内单位体积受热 (冷) 相差约为500倍。受热不同进而造成了副管内与储罐内液体温度的不同, 由于液体温度直接影响液体的密度, 这就造成了副管内液体与储罐内液体的高度差。从而造成了读数误差。进而可根据密度差大体测算, 在因环境温度造成液位计副管内液体温度与罐内液体温度相差10℃时, 一个1000m3液化气球罐读数误差可达10吨以上, 在副管内温度较高时, 读数偏大, 副管温度较低时, 读数偏小。这一结论与我们实际观察到的情况是一致的。

1.2 冷凝析出的水造成的假液位

液化气的生产过程中一般都会有饱和水蒸气, 因此液化气生产企业在液化气出厂前必须脱水, 将水分全部去除。然而, 水在液化气中的溶解性是随着温度的变化而变化的, 因此, 当出厂后的液化气所处环境温度低于脱水时的温度时, 就仍会有水从液化气中析出。

北方在冬季时, 储罐所处的环境温度可达零-20~-30℃, 远低于液化气出厂脱水温度, 存储液化气的储罐就会有水析出, 沉积于储罐底部, 因此, 冬季北方液化气存储企业定时排污 (即打开储罐最低处的阀门排水) 是一项日常工作。

由于储罐液位计与储罐是以U型管原理相连, 液位计副管下部与储罐最低处相连, 上部与气相相连, 这一结构就会造成当储罐底部有积水时, 液位计副管与储罐底部就会发生液化气和罐底的水之间交互渗透, 造成冷凝水倒流至液位计副管内, 从而造成液位计副管内很大一部分为水。由于水的密度远高于液化气的密度, 副管压力与储罐压力平衡时, 副管内的液位就会低于储罐内的液化气的液位, 从而造成了假液位。这种情况出现时往往造成误差比较大, 1000m3球罐出现这种情况时, 有时液位误差可达1m以上。

2 解决罐存误差的措施

2.1 对于受环境温度影响导致的误差, 可通过测量罐体外壁和液位计副管外壁 (注意二者测量时都应在不受日光照射的阴凉位置) , 大致代表罐体内和液位计副管内液体的温度。按照液化气组分含量可大致拟出其不同温度下的密度, 通过密度来校正罐内液体实际高度, 例如液化气组成为30%丙烷, 70%异丁烷, 可大致拟表格如下:

如测得罐体温度为10℃, 液位计副管温度为15℃, 液位计显示高度为5.00米, 则校正后罐内实际液位应为:

通过实际观察, 这种方法对于夏季计量校正比较实用, 但冬季仍有较大误差。

2.2 对于冷凝析出的水造成的假液位, 可通过在副管底部加装排污阀门, 定时排水加以解决。副管底部排出水后, 液位计液位会缓慢上升到正确位置。

2.3 通过新型液位计直接测量罐体内液位高度

雷达液位计、超生波液位计等可直接测量罐内液体的液位, 消除U型连通管造成的误差, 相对来说更为准确, 但对于液化气储罐液位的测量以及使用效果, 尚未见到相关的报道。个别使用雷达液位计的单位据反映效果也不很理想。