内浮顶油罐（精选4篇）
内浮顶油罐 篇1
按照《石油库设计规范》 (GB50074-2002) , 油库的等级划分按油库总容量大小分为六级, 本油库总容量有66000000mm33, 属于四级油库。
本油库内建构筑物主要由油罐区、卸油/供油站、发油站、铁路油品装卸栈桥、桶装油品库房、消防泵房、消防水池及含油污水处理设施等组成, 主要储存喷气燃料、航空汽油、轻柴油、航空煤油等油品。本油库中, 储存乙A类油品 (喷气燃料) 的地上立式油罐选用内浮顶油罐。在航煤储油罐组设置1000m3立式内浮顶油罐3座, 油罐直径10.8m, 罐壁高度12.83m, 储存3号喷气燃料;本文将重点介绍1000m3立式内浮顶油罐消防设计。
1 油罐消防冷却水系统设计
1.1 消防冷却水的一般要求
按照《石油库设计规范》 (GB50074-2002) 规定, 该航空企业位于城区内, 要求消防设施非常齐全, 1000m3的立式内浮顶油罐采用固定式消防冷却水系统。
1.2 消防冷却水系统
本油库为四级油库, 消防给水系统与生产、生活给水系统分开设置, 采用独立的消防给水系统。
(1) 消防冷却水管网和消防总用水量
消防冷却水系统从消防泵房引出两条出水管道, 在油罐区环状敷设, 每条管道可以通过全部消防用水量。四级以上的油库一次最大消防用水量在油罐区, 所以本油库的消防用水量应按油罐区的消防用水量计算确定, 它包括扑救油罐火灾配置泡沫最大用水量和冷却油罐最大用水量的总和。
(2) 消防冷却水供水范围、供给强度和用水量
立式内浮顶油罐:根据《石油库设计规范》规范, 冷却水供给时间为4h。经计算确定设计消防水量为32.63L/s, 总用水量为470m3。
(3) 固定式消防的冷却方式。
采用的是固定式消防冷却, 冷却喷水环管上设置水幕喷头, 喷头采用耐腐蚀材料制作, 应能方便的拆下检修。喷头布置间距不宜大于2m, 喷头的出水压力不应小于0.1MPa。油罐冷却水的进水立管下端应设清扫口, 清扫口下端应高于罐基础顶面, 其高差不应小于0.3m。消防冷却水管道上应设控制阀和放空阀。控制阀、放空阀设在防火堤外。根据水量和水压要求, 在罐周围均匀布置26个SMTBD-40-120型水幕喷头, 间距为1.45m, 工作压力0.3MPa。
(4) 消火栓的设置
内浮顶油罐组的防火堤外布置2个SA100/65型消火栓。
(5) 消防冷却水压力
本油库采用高压消防给水系统, 给水压力不应小于达到设计消防水量时最不利点灭火所需要的压力。本系统最不利点应为固定式水幕喷头处, 起点为水泵的吸水口, 末端所需压力为0.3MPa, 经计算确定冷却水泵扬程需要70m, 流量20-40L/s。
2 油罐泡沫灭火系统设计
根据《石油库设计规范》规范, 本设计1000m3的立罐采用低倍数固定式液上喷射泡沫灭火系统。
2.1 立罐的泡沫灭火系统
扑救一次火灾的泡沫混合液设计用量应按罐内用量、该罐辅助泡沫枪用量、管道剩余量三者之和来确定。
罐内用量:固定式液上喷射泡沫灭火系统的燃烧面积, 按油罐横截面面积计算, 混合比3%, 供给强度5 L/min·m2, 供给时间45min, 经计算确定混合液供给量为7.67L/s。依据《低倍数泡沫灭火系统设计规范》 (GB50151-92) 规定, 选PC8型泡沫产生器2个, 对称布置, 实际混合液供给量为16L/s, 45分钟的供给量为43.2m3, 其中水成膜的量为1.3m3, 水量为41.9m3。
辅助泡沫枪用量:按照《低倍数泡沫灭火系统设计规范》 (GB50151-92) 要求, 本设计中设2支PQ4泡沫枪, 设2个泡沫消火栓 (间距不大于60m) , 用于连接泡沫枪扑救防火堤内流散火灾。经计算确定扑救流散火需要的泡沫混合液量为4.8m3, 其中水成膜的量为0.144m3, 水量为4.656m3。
管道剩余量:埋地的干管选DN150, 上油罐的支管选DN80, 经计算确定管道容积为5.3m3, 即泡沫混合液的量为5.3m3, 其中水成膜的量为0.16m3, 水量为5.14m3。
经计算最终确定泡沫罐的贮量为2.08m3, 配置泡沫液所需的水量为51.7m3。
此系统除设置固定式泡沫灭火设备外, 同时还应设置泡沫钩管、泡沫枪和泡沫消防车等移动泡沫灭火设备。
2.2 泡沫灭火压力
本系统最不利点为固定式液上喷射空气泡沫产生器处, 起点为水泵的吸水口, 末端所需压力为0.5MPa, 经计算确定泡沫泵扬程需要80m, 流量30-50L/s。
3 消防泵房及消防水池
本系统设计的消防冷却水泵和泡沫混合液泵均采用自灌启动。冷却水泵和泡沫泵各设置一台备用泵, 一用一备, 自动切换。工作泵和备用泵各自配有吸水管从消防水池中吸水, 且每条吸水管均能通过全部用水量, 以保证供水的可靠性。
由前面的计算可得泡沫储罐的贮量为3.5m3, 故选用YPHN型压力式胶囊泡沫比例混合装置一台, 其参数:储罐容积3500L, 工作压力0.5-1.0MPa, 混合液流量32-48L/s, 混合比3%, 水成膜灭火剂。
系统扑救油罐火灾配置泡沫最大用水量和冷却油罐最大用水量的总和为470+51.7≈522m3, 消防水池设计储水容积720m3, 尺寸20×12×3.5 (h) m。油库着火几率小, 发生一次火灾后, 一般不会在96h内再次发生火灾, 所以消防水池的补水时间不应超过96h。当消防水池容量大于500m3时, 为保证消防用水安全, 消防水池应分隔为两个, 并用带阀门的连通管连通, 以便一个水池检修时, 另一个水池能保存必要的应急用水。
内浮顶油罐 篇2
关键词：拱顶罐,内浮顶罐,储存油品
长庆油田第三采气厂苏里格第四天然气处理厂罐区共有稳定凝析油储罐、污油罐2具、含醇污水接收罐2具、含醇污水原料罐3具、甲醇产品罐2具, 均为拱顶罐。
1 内浮顶罐和拱顶罐的概念及分类
1.1 拱顶罐
拱顶储罐是指罐顶为球冠状、罐体为圆柱形的一种钢制容器。拱顶储罐制造简单、造价低廉。
罐底由钢板拼装而成, 罐底中部的钢板为中幅板, 周边的钢板为边缘板。罐壁由多圈钢板组对焊接而成, 分为套筒式和直线式。罐顶有多块扇形板组对焊接而成球冠状, 罐顶内侧采用扁钢制成加强筋, 各个扇形板之间采用搭接焊缝, 整个罐顶与罐壁板上部的角钢圈 (或称锁口) 焊接成一体。
1.2 内浮顶罐
内浮顶储罐, 在其内部轴心线上安装一轴, 以其剖面大小置放一个由特殊的轻质材料制作的顶盖, 它可以随内部的物体的增多或减少而上下移动, 起到限制作用。
内浮顶储罐是在拱顶储罐内部增设浮顶而成, 罐内增设浮顶可减少介质的挥发损耗, 外部的拱顶又可以防止雨水、积雪及灰尘等进入罐内, 保证罐内介质清洁。
1.3 储罐分类及现场常用储罐
苏里格天然气处理厂储运罐区储罐按结构分类:可分为固定顶储罐及浮顶储罐, 拱顶储罐属于固定顶储罐, 内浮顶储罐属于浮顶储罐, 苏里格第四天然气处理厂稳定凝析油储罐和污油储罐均为拱顶罐, 苏里格第二天然气处理厂凝析油原料罐和凝析油储罐均为内浮顶储罐。
2 拱顶罐和内浮顶罐储存油品效果对比分析
2.1 理论优缺点比较
(1) 内浮顶罐就是拱顶罐里面加了浮盘, 和同种罐容得拱顶比较, 内浮顶应该比较高点, 内浮顶罐和拱顶罐相比, 减少了因呼吸作用浪费的油气, 同时还有保温的作用。
(2) 内浮顶储罐具有独特优点:一是与浮顶罐比较, 因为有固定顶, 能有效地防止风、砂、雨雪或灰尘的侵入, 绝对保证储液的质量。同时, 内浮盘漂浮在液面上, 使液体无蒸汽空间, 减少蒸发损失85%~96%;减少空气污染, 减少着火爆炸危险, 易于保证储液质量, 特别适合于储存高级汽油和喷气燃料及有毒的石油化工产品;由于液面上没有气体空间, 故减少罐壁罐顶的腐蚀, 从而延长储罐的使用寿命, 二是在密封相同情况下, 与浮顶相比可以进一步降低蒸发损耗。
(3) 内浮顶罐使用中存在的问题:使用内浮顶技术既可以降低产品的蒸发损耗, 又可以减少环境污染。但由于内浮顶储罐存在浮顶下部油气空间偏大、浮顶整体结构强度较差、浮筒结构及所产生的浮力状态等问题, 易导致浮盘整失去平衡或产生沉卡事故, 因此不适应直径大于21m的储罐。
3 现实运行情况比较
(1) 苏里格第四天然气处理厂储罐区设2具稳定凝析油储罐和2具污油罐, 均为拱顶罐, 在现场运行时, 采用氮气密封技术, 在储罐顶部的空间形成氮气保护层, 防止挥发的凝析油和空气接触混合, 形成安全隐患, 自投用以来, 运行效果良好, 其氧含量检测数据如下表1所示:
(2) 苏里格第二天然气处理厂设凝析油原料罐2具、凝析油储罐2具, 均为内浮顶储罐。未进行技术改造之前, 运行期间其氧含量检测数据如下表2所示:
在氮封改造以前凝析油原料罐和凝析油产品罐、含醇污水原料罐的可燃气体含量为100%, 由上表看出氧含量都在20%左右, 由于当混合性爆炸气体中的氧含量大于12%时, 在有火源的情况下就会发生爆炸和燃烧, 所以显而易见罐区的储罐处于不安全的状态, 存在很大的安全隐患。
(3) 苏里格第二天然气处理厂凝析油产品罐和凝析油罐经技术改造后的运行效果如下:
自从氮封系统投入使用以来, 技术改造后, 罐体内的氧含量有了明显的降低 (改造后达到3%左右) 。各罐在不同时间的氧含量如下表3所示:
(4) 由以上数据看出:
①内浮顶罐在没有任何措施的情况下, 存储油品运行时氧含量为20%左右, 即2008年12月份苏里格第二天然气处理厂罐区凝析油罐在没有任何措施的情况下氧含量在20%左右
②内浮顶罐在通气孔未封闭, 且通氮气的情况下, 运行期间氧含量在10%左右, 即苏里格第二天然气处理厂2009年的1至7月份, 在储罐通气孔半封闭的情况下, 通入氮气后储罐的氧含量大约在10%左右。
③内浮顶罐在将通气孔封闭, 罐顶加装液压安全阀及全天候呼吸阀后, 在通氮气的情况下, 和拱顶罐存储油品效果大致相同, 及在运行期间罐区氧含量在3%以内, 即苏里格第二天然气处理厂2009年7月份之后, 在将敞口式呼吸阀更换为全天候呼吸阀、增设液压式安全阀并对储罐通气孔进行全封闭后, 进行氮气密封以后, 储罐的氧含量降至2-3%左右, 苏里格第三天然气处理厂对储罐通气孔进行全封闭并进行氮气密封以后, 储罐的氧含量降至3%以下。
④可燃气体的燃烧和爆炸是由3个基本因素决定的, 即可燃气体、火源和氧气。只有在可燃气体浓度达到爆炸的极限和混合物中含有足够的氧气才有可能发生爆炸。在氮封改造以后储罐的氧含量很低 (2%-3%) 并不能达到混合气体的最大允许氧含量, 所以不会发生爆炸和爆燃现象, 消除了安全隐患。
4 结论及建议
(1) 拱顶罐在天然气处理厂储存油品方便具有施工简单、钢板消耗量小、经济效益高、维修方便的特点, 适用于储罐直径小于21m的储油储罐。
(2) 内浮顶罐的结构具有减少罐内介质的蒸发损耗及着火的危险性, 减轻对空气的污染及对罐底和罐壁的腐蚀, 延长储罐的使用寿命等特点, 但是, 也正是内浮顶罐比固定顶罐多出的内浮盘及其配套部件, 导致它在使用过程中的局限性和操作复杂性, 且在处理厂的生产过程中, 凝析油的进罐作业及凝析油的频繁外运作业会造成内浮顶的频繁上下动作, 影响内浮顶的寿命。
(3) 苏里格天然气处理厂储罐区凝析油储罐宜采用拱顶罐加氮封保护的运行模式, 即有了内浮顶罐减少罐内介质的蒸发损耗及着火的危险性的优点, 又秉承了拱顶罐经济高效的特性, 运行效果好, 经济性效益高, 方便快捷。
参考文献
[1]刘元法.拱顶罐改内浮顶罐应注意的问题, 油气储运, 2001[1]刘元法.拱顶罐改内浮顶罐应注意的问题, 油气储运, 2001
[2]安汝文.拱顶罐的内浮顶改造、用及效果分析, 临淄:255411, 2001[2]安汝文.拱顶罐的内浮顶改造、用及效果分析, 临淄:255411, 2001
内浮顶油罐 篇3
2012年2月7号南方某炼油厂储运车间9# 罐在向装置付料期间发生一起储罐抽瘪事故。罐顶部西北侧,面积约占罐顶的1/4发生塌陷。
9# 罐为石脑油加氢原料罐,储存介质为直馏石脑油以及各装置分馏塔顶液。事故发生时该罐正在向石脑油加氢装置供料,供料量大约185m3·h-1。9# 罐基本数据见表1。
1 罐顶抽瘪原因分析
事故发生后,立即对事故原因进行分析。初步判断是由于呼吸阀的吸气量小于储罐的油品付出量,使罐内形成负压造成罐顶抽瘪。为此请专业机构对9# 罐罐顶的呼吸阀以及阻火器进行了通气量检测,检测结果见表2。
由表2可知,在储罐的设计负压(-490Pa)时,两套呼吸阀加阻火器的吸气量只有45.2m3·h-1,远低于油品的出罐量185m3·h-1。鉴于事故发生时天气以及环境温度都没有明显变化,可以排除热效应对事故的影响。故呼吸阀的吸气量小于油品的出罐量,并且长时间运行致使罐内负压超过设计值是造成储罐抽瘪的唯一原因。
2 罐内真空度和抽瘪时间计算
由于9# 罐为夜间开始向装置供料,气温低且温差变化小,故忽略罐内气相温度的变化及油品组分蒸发对体积的影响,将罐内气体视为理想气体。则罐内气相的压力与体积变化应满足玻义耳 - 马略特定律:
式中:P1供料前罐内气相的绝对压力,取大气压力,101.33k Pa;V1为供料前罐内气相体积,等于供料前罐内油面以上气体体积(包括罐顶部分球缺体积 + 罐壁圆柱体气相体积);P2为供料后罐内气相的绝对压力;V2为供料后罐内气相体积,等于V1+油品付出体积-呼吸阀付料期间补气量。
罐顶为球缺状,依据:
式中:h为球缺高度,2.29m;r为球缺底面半径,10.5m。
则由式(2)可算出V顶=403m3;付油前罐壁圆柱体气相体积(罐体直径21m,罐壁高度15.875m,付油前罐内液位13.24m)为912m3,可得出V1=1315m3。根据呼吸 阀和阻火 器通气量 检测表在 设计负压 -490Pa时,2台呼吸阀 加阻火器 的吸气量 为45.2m3·h-1。依据式(1)则可算出9# 罐付料开始后单位时间内罐内液位和气相空间的真空度,见表3。
从以上分析计算可以看出,由于呼吸阀加阻火器的吸气量小于物料的付出量,造成罐内出现负压状态,付料时间越长则罐内真空度越大。在付料时间为0.0457h时罐内真空度达到设计的490Pa,再持续付料则必然会造成罐内负压超过设计压力而发生储罐抽瘪。
3 储罐吸气量不足的原因分析
关于储罐呼吸阀加阻火器的吸气量不足的原因,经检测分析有以下几点。
3.1 呼吸阀和阻火器的通气量不能满足设计规范要求
根据设计要求,阻火器应符合GB 5908-2005《石油储罐阻火器》的规定。该规定对阻火器通气量要求见表4。
由表4可知,DN200的阻火器要求通气量为1800m3·h-1。而根据表2所示,9# 罐阻火器在检测压力值为储罐设计压力时(正压1960Pa、负压490Pa)的通气量没有达到规范要求,特别是吸气量只有25.5m3·h-1,与规范要求相差更大。
关于呼吸阀的通气量根据规范要求应符合SY/T 0511.1-2010《石油储罐附件:呼吸阀》的规定。该规定对呼吸阀通气量要求见表5。
注:本表中通气量为呼气时额定通气量,吸气时额定通气量取呼气时0.5倍
由表5可知,规范要求DN200的呼吸阀额定吸气量为900m3·h-1,而表2所示9# 罐呼吸阀在检测压力值为储罐设计压力时(负压490Pa)的吸气量为158.9m3·h-1,低于规范要求的吸气量。
3.2 阻火器腐蚀堵塞造成通气量降低
2011年11月份曾对9# 罐呼吸阀以及阻火器进行过检查,当时有腐蚀现象但进行了清理。事发后又对呼吸阀以及阻火器检查发现腐蚀仍很严重,特别是阻火器由于壳体采用碳钢材质,造成内壁腐蚀严重。大量铁锈堵塞阻火芯,使通气量减小。
3.3 呼吸阀设计不满足规范要求
根据设计要求呼吸阀的设置应符合SH/T 30072007《石油化工储运系统罐区设计规范》要求。该规范中对呼吸阀的设置要求见表6。
规范同时要求,当储罐容量所对应的通气管(或呼吸阀)与进(出)储罐的最大液体量所对应的通气管(或呼吸阀)规格不一致时,应选用两者中的较大者。9# 罐储罐容量5000m3,设计最大出罐量260m3·h-1,按要求应设置2台DN250呼吸阀,而9# 罐只设置2台DN200呼吸阀,不满足规范要求。
4 整改措施
根据储罐抽瘪的原因分析我们采取了以下措施以防止类似事故再次发生。
1)立即对9# 罐进行清罐处理并将呼吸阀设置由2个DN200改为3个DN250,同时在透光孔上增加紧急泄压人孔,满足规范要求。
2)对其他储罐的呼吸阀、阻火器进行检查、除锈、防腐处理,防止堵塞导致通气量减少。
3)紧急采购满足规范要求的DN200的呼吸阀、阻火器,更换储罐上现有的呼吸阀系统。
4)在生产条件允许的情况下,尽快安排其他储罐的清罐工作,达到动火条件后按规范要求设置呼吸阀、阻火器尺寸及个数,增设紧急泄压人孔。
5)制定呼吸阀检查台账,保证每半年清理一次,防止呼吸阀出现堵塞。
5 结语
除上述原因外,在一些极端情况下也可能造成储罐抽瘪,如储罐物料超出设计大流量长时间外送,天气骤变或其他原因使储罐内气相空间温度急剧降低,呼吸阀在冬季因冻住或杂物卡死都会使罐内出现负压,超过设计压力就会造成储罐抽瘪。另外阻火器的制造标准相对滞后,GB 908-2005《石油储罐阻火器》所规定的阻火器最大规格为DN250,目前DN300以及DN350等大口径的阻火器制造仍无标准可依,储罐使用存在安全隐患。此外还应加大对员工的培训,增强员工责任心,规范操作防止此类事故的发生。
摘要：对储罐抽瘪以及呼吸阀通气量不足原因进行分析,提出了防止储罐抽瘪的整改措施。
关键词：储罐抽瘪,原因,通气量,整改措施
参考文献
[1]SH/T 3007-2007,石油化工储运系统罐区设计规范[S].
[2]SY/T 0511.1-2010,石油储罐附件:呼吸阀[S].
内浮顶油罐 篇4
1 油罐内浮盘密封失效的主要原因分析
油罐内浮盘密封失效主要有两种表现, 一种为内浮盘的“静”密封失效, 一种为内浮盘的“动”密封失效。
油罐内浮盘“静”密封失效。从静密封失效看, 这种密封失效一般会引起大油气空间的泄漏, 因此油气的挥发速度一般要比同条件下固定的油罐挥发速度快[1]。具体包括:当内浮盘的盖扳措接面间有缝隙孔洞出现时, 会导致盖板的搭接面出现松动而导致大油气空间的泄漏;另外, 舌型密封带或密封胶囊若是与内浮盘的外边缘挟紧位置出现缝隙, 也会导致油罐内浮盘密封失效;固定在内浮盘上之上的量导管护筒, 能够让浮盘实现上下运动, 并保证其密封性, 然而, 若是量导管护筒与浮盘的改变连接不封闭, 或是密封方式不符合相关要求, 就会导致浮盘在长时间的作用下, 护筒的下部位置不能正确的侵入到油面, 进而导致护筒壁出现较大的间隙, 使得整体的密封性也随之降低;造成静密封失效还有一大问题是由于防旋导管跟内浮盘的盖板连接不紧密, 或是密封方式不正确而导致导管的上部位置与盖板塔接面形成松动现象, 加之, 防旋导管的长度不足, 进而使得导管不能正确侵入到液面, 而降低封闭性。;固定在内浮盘上的自动入孔及通气孔若是与盖板之间的护筒固定过度, 或是密封不严实, 就会在油罐正常运行一段时间后出现漏气现象[2]。
(1) 油罐内浮盘“动”密封失效。内浮盘中的动密封失效, 也就是油罐内出现了“小油气空间”的泄漏, 而导致油气的挥发速度加快。而出现一种原因, 一方面是由于罐体出现变形, 或是浮顶外缘跟管避环向的间隙较大, 导致O形密封装置不能正常与舌型密封带或周边密封胶囊形成紧密接触;另一方面是由于容积较小的立式金属油罐一般采用的是多搭接形式, 而导致尺寸的偏差较大超出了有效的补偿值范围。与此同时, 出现浮盘“动”密封, 还要可能是由于量油导管护筒跟量油导管之间的密封性较差而导致[3]。同时浮盘入孔盖和入孔座之间的密封物, 通常都为橡胶垫片, 而若是橡胶垫片出现老化现象, 弹性减弱现象, 或是入孔座与浮盘入孔盖变形, 就会导致橡胶垫片跟入孔座衔接不牢固, 进而降低整体密封性能。
2 预防油罐内浮盘密封失效的主要对策
2.1 提高设备质量
内浮盘的质量, 是确保油罐内浮盘密封性的关键所在。所以, 要防止油罐内浮盘密封失效, 首先还需要确保选用的材料与半成品质量, 并在运输的过程中防止变形与破损。在设计与制造时, 要结合实际情况, 确保内浮盘的强度与规格都符合使用标准, 以免出现面板厚度较薄或是整体强度较低、架构规格偏小等质量问题。
2.2 控制施工质量
施工质量, 是保证内浮盘密封性能的又一要点。因此, 要对施工质量进行严格的控制, 并在保证油罐基础稳定的同时, 与油罐的垂直度、椭圆度、外观尺寸、直径、表面平缓度等进行管理, 以免由于罐体本身的问题而使得密封失效。另外, 在内浮盘的安装过程中, 需要由专业的安装人员进行, 并严格按照施工标准, 确保盖板间搭接的长度及紧固铆钉的间距、搭接面涂胶工序、盖板铺设工艺等都符合施工质量要求。
2.3 定期内浮盘检查
在储油罐的使用过程中, 还需要对内浮盘进行定期的检查, 以防止密封失效问题的出现。由于内浮盘会受到油品的侵蚀及油品温度变化的影响, 并在长时间的作用下出现储罐基础沉降、罐体变形等现象, 使得内浮盘跟储罐本体的尺寸大小、外观形状等发生变化。所以, 要对浮盘上部空间的可燃气成分、含量等进行定期的检查, 并对浮盘的渗漏点、受力状况、变形程度等进行有效分析, 检测密封胶带的弹性系数、老化程度, 对油罐静态时液位异常变化情况进行观察, 通过及时、有效的处理, 消除安全隐患。
2.4 规范质量检修
规范检修作业能够有效防止油罐内浮盘密封失效, 因此, 在对内浮顶储罐进行检修时, 应该对检修作业加以规范化、标准化的管理, 并由专业的检修人员进行, 以确保检修质量。在浮盘拆除过程中, 要由权威性、专业性的人员进行指导。当然, 安装也需要严格按照设计原要求来进行, 若发现安全隐患, 要进行及时排除、整改, 以保证检修工作的全面、精准、无漏项。
3 结语
要防止油罐内浮盘密封失效, 还需要对其密封失效形式进行深入的分析, 并注重提高浮盘等设备的制造质量, 并定期开展质量检查、密封性检查、内浮盘保养、检修等工作, 以提高内浮盘的密封性, 最大限度地减小油体的挥发。
参考文献
[1]柴永新, 刘小辉.大型储罐的常见事故原因分析及防范对策研究[J].石油化工设备技术, 2013, 34 (04) :33-37, 7.
[2]马文婷.大型浮顶罐沉盘事故原因及预防措施[J].化工装备技术, 2014, (01) :23-25.