石油化工油品储罐（精选6篇）
石油化工油品储罐 篇1
随着工业化水平不断提升, 我国石油化工油品储罐区内仪表测量技术也得到了较为明显的发展。传统储罐相关计量工作均通过人工完成, 精度难以达到实际要求。自动化仪表的应用能够及时向工作人员反应当前储罐的状态, 以便企业工作人员及时对应。自动化仪表的使用使得石油化工油品储罐测量自动化水平不断提高, 而自动化仪表应如何设计也成为企业关注的热点。
1 石油化工油品储罐自动化仪表常见种类
1.1 液位测量仪表
液位测量仪表主要负责对储罐液位进行测量, 液位测量仪表需根据实际状态进行安装, 油品储罐体积有所不用, 仪表所需测量的范围也不一致。针对容积相对较小, 如容积不大于1×105m3的油品储罐, 液位测量仪表应安置于油罐顶部, 并建议应用连续液位测量仪表进行测量。针对容积相对较大, 如1×105m3的油品储罐而言, 工作人员需设置两套连续液位测量仪表, 并为其配置指示仪表, 用以显示当前测量仪表对液位的测算结果。实际使用过程中, 企业还需为自动化仪表系统增加用于检测报警的装置, 当液位处于异常状态时, 系统可及时向工作人员报告, 以免出现液位超标或是过低的问题。与不频繁开启或闭合的开关类仪表相比, 连续液位测量仪表因为可以及时对储油罐当中的液位实施检测, 同时可以对仪表的工作状态实施连续观察, 故而, 可靠性相对较高。而石油化工企业对油品储罐的要求相对较高, 因此, 该类型仪表在石油化工行业中的应用较为频繁。
1.2 温度测量仪表
油品储罐区域当中, 温度是用以测量储罐自身温度补偿的主要参数。因此, 如何测量储罐温度对石油化工而言也极为重要, 需要企业应用温度测量仪表对油罐进行合理测量。如今, 石油化工油品储罐温度往往通过Pt100铂热电阻元件完成测量工作, 企业需注意, 所用测量温度的元件需满足有关标准的要求。
2 石油化工油品储罐自动化仪表设计工作
2.1 仪表防护防爆设置与安全设置
因为自动化仪表均安装于容易出现燃、爆问题的储罐范围之内, 企业必须对测量仪表实施防爆处理, 保证仪表安全。按照我国相关防护等级规定, 凡是用以进行石油化工储罐现场测量工作的储罐, 其外壳防护等级均需符合IP65要求。至于安装于地下的自动化测量仪表, 其外壳防护级别不应少于IP68。此外, 国家还明确要求, 凡是安装于容易产生爆炸的危险场所内的自动化仪表, 其防爆等级均需满足对应的防爆要求, 同时需要接受国家级别防爆检测, 并保证合格。上述内容是石油化工设计必须满足的要求。通常情况下, 石油化工油品储罐区域正常运行状态相对较为稳定, 出现风险以及事故的机率相对较低。故而, 针对无特定要求的储罐区域, 企业通常仅仅设立报警装置以及连锁装置。若企业需要按照实际情况对自动化仪表系统经设计, 则必须依照国家有关标准对自动化仪表工程实施设计, 以保证其满足我国有关规定的设计要求。
2.2 开关阀设计型号选择原则
企业应根据储存的介质、危险程度以及管道规格等情况选用适合的开关阀。开关阀有很多种类, 如电动、电液以及气动等。设计过程中, 企业必须按照储运技术的设计要求与现场动力源进行设计。按照油罐规定, 液化石油气罐区开关阀应采用气动式开关阀, 若储罐区域有仪表空气气源时, 应使用气动执行机构。若储罐区域没有仪表空气气源, 应使用电动或是电液驱动的执行机构。若开关阀具有固定的故障状态位置时, 建议企业选用单作用气动执行结构或是带有气罐的双作用气动执行机构。不仅如此, 企业还需注意, 针对管线规格不低于DN600mm的储罐区域, 其气动执行机构的整体体积以及质量均相对较大, 企业人员应选用电动执行机构。
油品储罐自动化仪表设计工作与油品储罐安全等级以及各类指标之间的关系较为密切, 是石油化工企业极为重要的仪表之一, 能够及时向工作人员反映油品储罐区域目前的状态, 以确保该区域的安全性。企业在设计油品储罐自动化仪表过程中, 应将多方面因素纳入考虑范围之一, 以提高测量的精准度, 提高油品储罐区域的安全等级, 避免出现大规模安全事故。
摘要：石油化工油品易燃易爆, 属于较为危险的产品, 因此对油品存储以及运输的要求都极为严格, 需要对其进行专门的设计与计量, 自动化仪表的应用便显得极为重要。本文简要分析了石油化工油品储罐自动化仪表种类, 同时从仪表防爆、安全设置以及开关阀设计等方面分析了如何对石油化工油品储罐自动化仪表进行设计, 以期提高连云港沃利帕森工程技术有限公司南京分公司自动化仪表设计质量。
关键词：石油化工,油品储存,自动化仪表
参考文献
[1]李良英.试论石油化工油品储罐自动化仪表及工程设计[J].当代化工研究, 2016 (01) .
[2]张华莎.石油化工油品储罐计量与测量仪表设计方案[J].石油化工自动化, 2015 (05) .
油品储罐附件的技术进展 篇2
1 国外研究现状
目前国外的油品储罐朝着更加便于操作、维护, 节能、大型化、自动化方向发展。1962年美国芝加哥桥梁公司首建10万米3浮顶罐, D=87m, H=21m。1964年Shell公司在欧洲建成10万米3浮顶罐。1967年委内瑞拉建成15万米3浮顶罐, D=115m, H=14.6m。日本在1965年首建10万米3罐, 1971年建成16万米3罐, 80年代初建成20万米3罐。目前世界上最大的油罐为24万米3。
20世纪70年代以来, 内浮顶油罐发展较快。第一个发展油罐内部覆盖层的是法国。1972年美国已建造了600多个内浮顶油罐。1978年美国API650附录H对内浮盘的分类、选材、设计、安装、检验及标准载荷、浮力要求等均做了一系列修订和改进。先进国家都有较齐全的储罐设计专用软件, 静态分析、动态分析、抗震分析等, 如T形脚焊缝波带分析。近20年也相继出现各种形式和结构的内浮盘或覆盖物。
国外汽、柴油储罐容量已经发展到5万立方米, 对减少操作次数, 工作连续性起到很好的硬件支撑作用。储罐外壁普遍采用喷涂太空陶瓷涂料, 起到能够同时保温保冷的作用, 国内业已见到试用报告, 但未大面积推广, 尚处于试用阶段。大型外浮顶油罐中央排水管国外有美国MESA、法国COFLEXIP柔性软管等, 有使用周期长, 安装方便、简单, 自复位等特点, 但国内未见使用效果报告。二次密封设施在国外油品储罐区功能性设计早在20世纪90年代就已成为一个必须条件, 不但可以降低油品损耗, 而且有利于工作环境的空气质量提升, 对工作人员健康、和谐的工作环境创造条件。在功能性设计自动化方面朝着人员减少、自动化程度高的方向发展, 操作室内可以完成全部操作, 并且设置的电视监控系统, 从操作室就可以全方位的了解各储罐运行状态。
2 油品储罐附件技术进展
2.1 罐内加热器
在重质油存储油罐内需设加热器, 以防止油品出现低温凝固。近年来国内很多油库区采用无水击节能加热器, 效果很好。不仅能够保证油罐升温和保温操作时加热器盘管中不会发生水击现象, 避免加热器盘管的损坏, 而且具有升温快、热能效率高等特点。
2.2 旋转喷嘴
由于原油品种的不同, 原油储罐内加设旋转喷嘴, 适宜储存高凝原油, 功能性体现在可以减少工作人员的开泵循环操作, 而且可以实现储罐收油时自动进行罐底油混合, 使沉积物分散, 减少罐底油内沉淀物的沉积与固化, 比按装侧入式搅拌器效果要好。主要优点在于没有电动设备, 节约电能, 而且在收油时候就可以发挥作用, 不像电动搅拌器, 需要工作人员定期进行启动才能起到搅拌作用。这是原油浮顶储罐功能性设计发展的一个方面。
2.3 中央排水管
中央排水管主要功能是排水, 但目前因中央排水管损坏进行油罐检修现象较为普遍, 所以要考虑排水管的长周期使用, 减少油罐的检修次数。中央排水管经历了橡胶管、波纹管、枢轴式中央排水管、旋转接头排水管等。目前使用比较可靠的是旋转接头式中央排水管, 使用时间长, 可以减少因检修带来的油品损失。
2.4 外浮顶密封装置
浮顶密封装置起到降低油品蒸发损失和减少因油气挥发造成的安全危害, 目前一次密封装置基本采用软密封, 即泡沫塑料或管式密封, 管式密封内填充盐水或者航煤。
浮顶油罐的二次密封装置是在一次密封的基础上设计增加的一套密封装置, 主要功能是可以进一步减少油气挥发, 及对环境的污染, 并可取代传统的挡雨板。二次密封与罐壁之间安装有导静电回路的导静电片, 即橡胶滑动片上的不锈钢板/紫铜板, 安装间距不大于2米。弹性承压板通过橡胶滑动片对罐壁施压, 形成密封, 环形间距为250mm时, 偏差±125mm仍能保持良好密封, 超出标准水平;如二次密封导向轮, 在浮船扰动位移过大、罐壁变形等危险情况下能更有效的规范浮船运动和阻止橡胶刮条翻转, 保证密封系统安全, 对二次密封起到保护作用。
2.5 网壳结构
由于大型拱顶储罐直径跨度大, 目前国内20000立方米油品储罐罐顶采用网壳式结构, 可以实现较大的跨度。网壳结构以杆件为基础, 按一定规律组成网格, 按壳体结构布置的空间构架, 它兼具杆系和壳体的性质。按结构分有三角型、双向子午线型等。
目前三角型网壳应用较为广泛, 具有自重轻、装配与架设简单迅速, 强度高、跨越幅度大, 造型表现力强等特点。
2.6 内浮顶
内浮顶储罐的内浮顶样式主要有浮管式、箱式两种。
浮管式内浮顶主要有支撑立柱、浮筒、框架、铺板、密封组成。靠浮筒提供浮力, 优点造价低、组装简单, 缺点抗油气冲击力较差。箱式内浮顶常见的一般为单盘组装箱式, 以铝板或不锈钢板为材料制成密封中空箱体, 每个箱体作为一个独立的结构单元, 多个浮箱连结而成整个内浮顶。浮箱式内浮顶在油品表面直接覆盖, 没有油气挥发空间, 从而有效地抑制油品的挥发, 据计算年油品蒸发损耗量仅为固定顶罐的0.2%~0.5%;二是浮力大而均匀, 结构整体性强, 允许多人在浮顶上任意行走;三是对比浮筒式内浮顶, 能抗油品进出罐时的一般冲击, 保证浮盘上下升降平稳自如。缺点就是由于浮箱采用的是卷制加焊接的制造工艺, 因此, 铝合金单盘组装箱式内浮顶与浮管式内浮顶相比, 存在焊缝较长、焊点较多的缺点。因为卷制浮箱的板材较薄, 如果焊接技术掌握不好, 很可能造成在使用过程中浮箱焊口泄漏, 发生浮箱进油的事故。其次, 由于YHC铝合金单盘组装箱式内浮顶用材较多, 因此, 其制造成本较高, 销售价格较浮管式内浮顶要高。
内浮顶油罐罐顶不设呼吸阀、液压安全阀, 在罐壁上部周围或罐顶周围设带网罩的罐壁通气孔。
因检查检修内浮顶的需要, 在高于内浮顶下落后浮顶高度的位置需设高位人孔, 该设计的主要功能是便于工作人员检查浮顶上部有无积淀物, 导静电铜丝是否使用正常等。透光孔设置决定于储油罐的容积:3000立方米以下设1个人孔, 3000-5000立方米设1-2个人孔, 5000立方米以上设2个人孔。
内浮顶储罐边缘密封装置为一次密封装置, 俗称舌型带一次密封 (柔性刮板) , 安装在浮盘边缘板上, 由于舌型带的弹性与罐壁作滑动接触, 利用自身刚性或外在机械方法, 使舌型带与罐壁板紧紧接触, 形成密封。
轻质油品设内浮顶非常必要, 可有效地减少油气挥发, 降低经济损失, 保护环境。设计中还应考虑在油罐中设扩散管, 不仅可以起到更好的调合作用, 而且能够使进罐油品均匀分布, 大大降低对内浮顶的冲击。
2.7 罐底边缘板防腐
储罐边缘板因下雨、潮气等, 往往引起腐蚀, 以前采用罐壁加挡雨板、边缘板与基础间抹水泥等措施, 效果不是很好。21世纪以来, 在储罐罐底边缘板周围可以考虑设置弹性胶, 即可以起到防止雨水倒灌引起罐底板的腐蚀, 又可以起到油品储罐巡检、检查、维护的安全作用, 为工作者创造安全、健康的工作条件。
3 结论
经济全球化之下, 油品储罐的新技术交流、发展越来越迅速, 油品储罐的新技术一直是石油储运行业探讨、研究的重点, 实现实用、安全、便于操作的储罐群的建设成为从业技术人员的目标。节能、环保、大型化、自控程度高是未来油品储罐新技术发展的方向。
参考文献
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[2]吴世逵.石油储运基础知识.北京:中国石化出版社[M].2006 (08) .6-12页.
[3]张付卿.国内成品油库设计与建设发展趋势.石油库与加油站[M].2005 (05) .
[4]侯凌云, 侯晓春.喷嘴技术手册.北京:中国石化出版社[M].2010 (11) .
[5]张红, 杨峻, 庄骏.热管节能技术.北京:化学工业出版社[M].2009 (06) .
油品储罐附件的功能性设计 篇3
关键词：储罐,附件,设计
为了保证油品的储存安全、可靠和人员收发操作方便, 储油罐必须配备必要的附件, 实现功能性要求, 以满足下述要求:
(1) 确保油品在储存过程中不燃烧不爆炸, 万一发生事故时;能将损失减少到最低限度。
(2) 储油罐应有能够进行维修和清理罐底残留物 (残液、杂质) 的措施。
(3) 对于储存高凝固点、高黏度的原油储油罐, 应有加热设施, 使原油保持为最佳储存温度。储油罐应有与大气相通的通道, 作为收发油品作业时的呼吸通道。
(4) 储油罐应有安全防火措施, 防止因撞击产生火花, 防止外界火星或火焰进入储油罐。
以下对拱顶油品储罐、浮顶储罐 (内浮顶、外浮顶储罐) 内浮顶油品储罐及相应的储罐附件分类进行介绍, 相应的新旧技术、功能性分析并提出建议。
1 拱顶储油罐的主要功能性设计附件
(1) 人孔。人孔设在罐壁最下部, 中心距底板0.7m, 孔径为0.6m, 以便在储油罐进行安装、清洗和维修时, 工作人员经人孔进出储油罐, 并利用人孔进行通风。人孔数量决定于储油罐的容积:3000立方米以下设1个人孔, 3000~5000立方米设1~2个人孔, 5000立方米以上设2个人孔。人孔的安装位置应与进出油管相隔不大于90°。如设两个人孔, 两个人孔应相隔90°。
(2) 透光孔。透光孔安装于拱顶, 主要用于储油罐检修时采光和通风用, 便于人员操作及保证人员呼吸通畅。透光孔的孔径一般为0.5m, 透光孔的数量与人孔数量相同。当罐顶只设1个透光孔时, 应位于进出油管上方的罐顶上, 设两个透光孔时, 透光孔的外缘应距管壁0.8~1m, 透光孔应置于罐壁人孔的对面。
(3) 量油孔。量油孔是方便工作人员用来测量油面高低和取样用, 每个储油罐设一个直径为0.15m的量油孔。为了防止关闭量油孔孔盖时, 因撞击产生火花, 轻油储油罐量油孔的孔盖上, 应安装由软金属 (铜或铝) 、塑料或耐油橡胶制成的垫圈。
(4) 呼吸阀。储油罐在收发油时, 会引起罐顶空间气体体积和压力的变化。当温度和压力变化时, 会产生“大呼吸”和“小呼吸”, 从而造成油品蒸发损耗。呼吸阀的作用是保持储油罐气体空间的压力保持在一定范围内, 以减少蒸发损耗。机械式呼吸阀是由压力阀和真空阀两部分组成的整体, 压力阀和真空阀实际是单向阀, 当储油罐内气体空间的压力超过设计压力时, 气体顶开压力阀而逸出, 使压力不再上升;当储油罐内气体空间的压力低于设计允许的真空度时, 大气压力顶开真空阀而补入空气, 使压力不再下降, 以免储油罐被抽瘪。
(5) 阻火器。为了防止意外的火星和火焰进入储油罐, 应设阻火器。阻火器内部装有许多铜、铝或其他高热容金属制成的丝网或皱纹板, 当火星或火焰通过阻火器时, 金属丝网或皱纹板迅速吸收燃烧气体的热量而熄火, 从而防止外界火星或火焰经呼吸阀引入罐内。阻火器安装在呼吸阀之下, 是切断火源的屏障。
(6) 放水管。为了便于工作人员检查及放出罐底积存的污油和水, 应在罐底装设放水管或排污孔。放水管多用于重油罐, 打开放水罐上的阀门, 罐底积水在油品静压作用下排出。带放水管的排污孔多用于轻油罐, 平时打开放水管可排除积水;清扫油罐时, 打开清扫孔法兰, 从清扫孔排除污泥。
(7) 通气短管。用于储存不易挥发油品 (如重柴油、油浆、渣油等) 固定顶的罐顶上, 使油罐直接与大气相通, 作为收发油品作业时的呼吸通道。
(8) 液压安全阀。当机械式呼吸阀因锈蚀或冻结而不能动作时, 通过它仍可保证油罐的安全, 是保证安全的第二道防线。液压式安全阀的压力和真空值一般都比机械式呼吸阀高出10﹪。
(9) 加热器。对于储存高凝固点、高粘度的原油, 加热器是必不可少的, 必要时还要进行保温, 以保持最佳储油温度。目前最常用的加热器为以蒸汽为热媒的排管式加热器, 此外还有热油喷洒、局部加热或电加热器等加热方式。
(10) 盘梯及平台。盘梯及平台是操作人员进入罐内作业的必要设施, 一般为金属结构, 净宽不小于0.6m, 盘梯的倾角为45度。当盘梯超过6m高时, 除设有顶部平台外, 还应设中间平台。
2 外浮顶储油罐的主要附件有
(1) 浮顶支柱。设置浮顶支柱的功能性设计目的:一是当油品处于较低位置时, 浮顶随之下降并支承在支柱上, 以免与罐内其他附件 (如加热盘) 相碰撞;二是为了在检修时浮顶支于支柱上, 以便工作人员在罐内进行检修和清扫罐底。
(2) 自动通气阀。自动通气阀实现的功能性设计有二:一是当浮顶支柱降落到罐底时, 通气阀自动打开, 以使进出油时浮顶下面的气体得以排除或补充, 以免浮顶或密封装置产生过大的应力和变形;二是当浮顶处于漂浮状态时, 通气阀自动关闭, 以防止油气逸出。
(3) 中央排水管。中央排水管设在单盘之下, 管的一端与单盘上的集水坑单向阀相连, 另一端则穿过底圈罐壁, 以便将雨水引出罐外, 中央排水管的功能性设计目的就是实现雨水及时从罐顶经其流出, 以免雨水在单盘上聚集而造成浮顶沉没。
(4) 紧急排水装置。当遇暴雨中央排水管失效时, 或因雨量过大, 中央排水管排水能力不足, 造成单盘积水时, 紧急排水口的功能设计目的就是可使过多的积水直接排入罐内, 以防浮顶沉没, 雨水聚集于罐底。
(5) 转动浮梯。转动浮梯能随浮顶的升降而在浮顶上滑动, 它是从罐顶盘梯平台到浮顶的唯一通道。实现的功能是工作人员到浮盘顶进行检查浮盘船舱、排水单向阀、浮盘密封等。
(6) 导向装置。浮顶的导向装置功能是防止浮顶偏移和转动的有效措施, 多由两根导向管组成, 互成180度排列, 其中一根兼作量油管用。
(7) 浮顶人孔。浮顶上除在单盘板设有人孔外, 每个浮盘隔舱均设有单独的人孔, 人孔的功能是方便工作人员进入舱内施工和检修。
(8) 密封和刮蜡装置。浮顶油罐的密封装置设于浮船与罐壁之间的环形间隙内, 并固定在浮船的外边缘板上, 能随浮船一起上下移动。浮顶油罐能否正常工作以及降低油品蒸发损耗的效果好坏, 主要取决于密封装置的状况。
密封装置的结构形式很多, 可分为两大类:一类是机械密封, 另一类是软密封 (如泡沫塑料或管式密封) 。机械密封由于加工和安装工作量大, 使用中又易腐蚀和失灵, 正逐渐被性能更好的其他密封装置所取代。
对于原油储油罐, 刮蜡装置是防止罐壁结蜡的有效措施之一。刮蜡装置一般设在密封装置之下, 固定在浮船下方, 刮蜡刀片紧贴罐壁, 并随浮顶上下移动。
刮刀将罐壁上的凝油除掉后, 可避免积聚落入浮船上。
(9) 搅拌器。为了防止污物沉淀, 使储油质量均匀, 促进混合, 强化热传导, 近些年来, 在大型储油罐的下部均安装电动搅拌器, 立式电动机和斜齿轮传动机构均安装在罐壁外侧, 以带动罐内的搅拌轮。它是储油罐的重要附件, 可节省清罐人力, 扩大储油罐的有效容积, 延长使用周期, 防止环境污染。
内浮顶油罐兼有外浮顶油罐跟拱顶罐的特点, 内浮顶油罐的附件比拱顶罐少了阻火器、呼吸阀、液压安全阀, 多了一个高位人孔;比外浮顶油罐少了中央排水管、紧急排水装置、自动通气阀、转动扶梯及刮蜡装置, 相对于外浮顶油罐的密封装置, 内浮顶油罐目前只设一次密封, 搅拌器不外设, 在油罐内部设扩散管或旋转喷嘴, 主要的功能性设计考虑为防止进油时油面不平导致浮顶倾翻。
3 结束语
随着油品储罐建设的不断开展, 油品储罐附件的技术性能、功能设计越来越得到重视。目前国内新建油品储罐不同地区不同自然条件下对油品储罐的功能性设计都有所侧重, 北方地区对寒冷气候条件下的维温等功能, 南方地区对炎热气候条件下的蒸发损耗、防晒等等都进行了探讨与研究。
油品储罐设计也逐步朝着大型化、自动化方向发展, 特别是新建油品储罐, 对大型浮顶油罐的中央排水管系统、二次密封装置也引用了美国、澳大利亚等一些国家的先进设备, 如柔性软管、旋转接头中央排水管系统, 碳纤维覆膜的二次密封装置 (碳纤维覆膜可以起到更好的防腐作用, 特别是在海边更应重视) 。为更好的做好油品储罐保温保冷, 国内开始初步尝试陶瓷涂料代替隔热胶, 用于储罐的外壁, 对太阳辐射以起到反射、隔热等作用。
参考文献
[1]吴世逵.石油储运基础知识.北京:中国石化出版社[M].2006 (08) [1]吴世逵.石油储运基础知识.北京:中国石化出版社[M].2006 (08)
[2]白世贞.石油储运与安全管理.北京:化学工业出版社[M].2004 (05) [2]白世贞.石油储运与安全管理.北京:化学工业出版社[M].2004 (05)
[3]黄毓瑜.现代工业设计概论.北京:化学工业出版社[M].2004 (08) [3]黄毓瑜.现代工业设计概论.北京:化学工业出版社[M].2004 (08)
石油化工油品储罐 篇4
1 油品自动调和系统
油品调和, 就是对各种石油馏分进行产品特性的检测, 然后结合密度、辛烷值、粘度、杂质含量等产品特性, 按照国标油品规范, 对其进行调和, 确保油品可以在最低成本下, 达到国家标准燃油。油品调和技术的分类包括国标油、非标油以及废油精制等。而油品自动调和系统, 就是实现油品在线自动调和, 以计算机对组分油分量进行合理控制。其基本工艺流程为:在调和开启后, 各组分油按照设定好的比例, 通过组分调和泵, 输送至调和头, 然后经混合器充分混合后, 调和为成品油, 送入成品罐内进行储存。为了确保产品质量, 在各组分油以及调和头上, 都设置有相应的在线分析仪检测点, 可以对各组分油以及成品油的性质进行在线分析, 然后将分析结果传输到调和控制系统, 由控制系统中的调和控制软件, 对产品的各组分加入量进行严格控制, 从而保证油品的质量。
2 油品自动调和系统对于储罐运行的影响
以某石油化工企业的储罐事故为例, 分析油品自动调和系统对于储罐运行的影响。
2013年8月, 某石油化工企业一台10000m3的汽油成品储罐, 在自动调和系统运行1年多时, 发生了内浮盘沉盘事故。经检查, 储罐入口处浮盘盖板的蒙皮出现破裂, 罐底部分的柔性防旋转装置钢制挂钩被直接拉直, 同时部分浮筒的端部出现破坏脱落, 在储罐罐壁上, 侧向搅拌器上方约6~7m的位置, 存在有明显划痕。这些问题在很大程度上影响了储罐运行的安全性和稳定性, 需要相关管理人员的充分重视, 做好防范和处理工作。
在经过全面检测和分析后, 判定造成事故的原因包括以下几个方面:
(1) 油品组分:在我国, 对于石油内浮顶罐工艺安全管理的相关规定指出, 在使用内浮顶罐对油品进行储存时, 要避免含有C3、C4以及溶解有氢气组分的油品进入, 同时, 内浮顶罐储存的油品在调入拔头油、C5等轻组分时, 要确保其调和比例在10%以下, 调和油品的雷德蒸汽压 (37.8℃) 不大于88k Pa。而在该事件中, 事故储罐为汽油成品储罐, 由7种不同的组分根据各自的性质, 按照一定的比例同步输入。在7种组分中, 组分1的蒸汽压达到126k Pa以上, C5组分大于70%, C4小于等于5%。在自动调和过程中, 为了对其他组分进行平衡, 确保油品质量, 调和系统自动将其掺入量调整到17%, 与上述规定的指标相比完全超标, 不利于组分之间的相互混合。当组分油进行储罐后, 其中的C5以下组分闪蒸汽化升腾, 容易造成浮盘的频繁摆动, 各处受力不均, 长此以往, 就会导致浮盘结构失效, 从而引发故障和事故。
(2) 储罐结构:该储罐整体为内浮顶结构, 在罐壁的上方, 安装有环向放散口, 下部距离罐底约0.8m的位置, 安装有一台侧向搅拌器, 与罐体中心线呈10°夹角。罐体内部有附带浮筒的铝制浮盘, 由导向柱控制, 浮盘距罐壁1.5m距离处圆周上均布三套柔性防旋转装置, 浮盘上设有真空破坏器等附件。在这种结构中, 一旦油气进入浮盘与液面之间, 就可能导致浮盘整体出现应力分配不均的情况, 具体表现为浮盘局部主支梁起伏, 拉伸、折叠浮筒端板等现象, 如果不能对其进行及时处理, 就可能导致浮筒封头进油, 而如果进油的浮筒达到两个以上, 浮盘就有可能沉没。
3 措施及建议
针对油品自动调和系统对于储罐运行的影响, 相关技术人员和管理人员应该充分重视起来, 采取合理有效的措施, 对其进行改进, 确保储罐运行的安全性和稳定性。
对于自动调和系统, 要做到以下几点:
(1) 为了防止生产工艺改变对于整个调和系统的影响, 确保所有的调和组分都能够参与到自动调和中去, 应该预留一路组分调和设施, 以应对新增组分的情况。
(2) 要根据系统的实际情况, 对加剂系统进行合理设置, 确保调和和加剂工作可以同步完成。
对于储罐设备, 应该做到:
(3) 对其浮盘结构进行适当调整, 将浮盘主梁改为放散型或蛛网状, 提高浮盘漂浮的稳定性。
(4) 对于必须加入以平衡物料的含有C5以下轻组分的油品, 应该对储罐入口进行重新设计, 最大程度的分散油品进料的方向和速度, 避免其进入储罐后出现闪蒸等现象, 以保证浮盘的稳定性。
4 结语
油品自动调和系统在应用过程中, 会对储罐运行造成一定的影响, 相关技术人员应该及时进行解决, 确保生产的安全稳定进行。
参考文献
[1]屈威, 刘亚贤.油品自动调合系统对储罐运行的影响[J].石油化工设计, 2013, 30 (3) :1-4.
[2]王阿龙, 王宏书.汽油在线自动调和系统[J].自动化技术与应用, 2008, 27 (5) :126-128.
石油化工油品储罐 篇5
1 蒸发损耗机理[2]
蒸发损耗是油品损耗中最大的一种, 在整个油品储运损耗中约占50%~60%。油品的蒸发损耗与油品的性质、密度、储存条件 (液面面积、储存压力、储存温度、气体空间大小、外界大气温度) 、作业环境、地区位置以及经营管理水平等因素有关。
油品的蒸发损耗主要分为自然通风损耗、“小呼吸”损耗、“大呼吸”损耗。
1.1 自然通风损耗
自然通风损耗主要是由于储罐的密封不严造成的。如果罐顶有缝隙或孔眼, 它会引起自然对流而造成自然通风损耗。
1.2“小呼吸”损耗
当储罐未进行收发油时, 油罐内油品液面处于静止状态, 油品蒸气充满储罐气体空间。在油罐静止储油时, 由于罐内气体空间温度和油气浓度的昼夜变化而引起的损耗称为油罐的静止储存损耗, 又称为“小呼吸”损耗。
1.3“大呼吸”损耗
当油罐收油时, 油罐内油品液面不断上升, 气体空间内空气和油品气相的混合气体被压缩, 压力不断升高。当油罐发油时, 油罐内油品液面不断下降, 罐内空气和油品气相的混合气体的浓度、压力降低, 这将促使油品液面进一步蒸发。这种油品收发作业中由于液面高度变化而造成的油品损耗称为动液面损耗, 又称为“大呼吸”损耗。
2 降低损耗措施
2.1 选用合理罐型
油品储罐型式的选择应按GB50160-2008《石油化工企业设计防火规范》第6.2条[3]、SH/T3007-2007《石油化工储运系统罐区设计规范》第4.2条[4]、石化股份炼调 (2010) 14号附件1《中国石油化工股份有限公司炼油轻质油储罐安全运行指导意见 (试行) 》执行。
内浮顶罐兼有固定顶罐和浮顶罐的优点, 既能降低蒸发损耗, 又可防止雨雪沙尘等侵人, 适用于质量要求严格的挥发性油品的储存。浮顶与液面间基本上无气体空间存在, 即浮顶将液面与空气隔开, 大大减少了油品液面的蒸发表面、降低油品蒸发损耗。所以, 对于轻质油品, 除有特殊储罐选型要求 (如苯乙烯需采用固定顶罐储存) 外, 一般建议选取内浮顶储罐储存。
2.2 设置氮封系统
轻质油品储罐采用氮封系统, 是利用氮气补充油罐内气体空间, 不但减少油品损耗, 防止空气污染, 而且可以保证油品质量 (如防止加氢原料氧化) 和储罐安全 (含硫油品在罐内形成Fe S导致自燃事故的发生) 。
当储罐出口操作阀开启时, 罐内油品液面下降, 罐内气相空间增大, 罐内氮气压力降低, 氮封阀开启, 向储罐内补充氮气, 当罐内氮气压力上升至氮封阀设定压力值时, 氮封阀自动关闭。当储罐进口操作阀开启时, 罐内油品液面上升, 罐内气相空间减小, 罐内氮气压力升高, 当高于氮封阀设定压力值时, 氮封阀打开, 向罐外释放氮气, 罐内氮气压力下降, 降至氮封阀设定压力值时, 氮封阀自动关闭。
2.3 优化操作和管理
操作中尽量将油品集中存储, 并将油罐收油至收油高度上限, 不要分散在许多油罐中, 这样可减少油气空间, 在温度发生变化时可以降低小呼吸损耗。油罐的量油取样作业应尽可能在清晨或傍晚进行。
定期对内浮顶油罐进行机械化清洗, 清理罐内Fe S, 并检查浮盘及密封完好状态。
综上所述, 轻质油品除了选择合适的罐型储存、优化日常操作和管理外, 设置氮封系统是降低油品蒸发损耗必不可少的重要措施。
3 氮封系统的配置方案
为确保储罐安全并降低环境污染, 减少油品损失, 应根据储罐的设计压力和储罐各安全附件的动作特性, 合理地调整各安全附件的设定压力, 各安全附件的动作压力区间不能有交集, 否则就造成阀门提前动作或不能及时回座, 都将造成泄漏量增加。
储罐设置氮封系统时各安全附件的动作特性和技术要求如下:
(1) 氮封阀应选用开-关型, 以保证储罐氮封压力的平稳;
(2) 氮封阀的关闭压力要低于呼吸阀的回座压力;
(3) 由于常压储罐的设计压力范围较低, 为合理配置各安全附件的压力, 应选择超压值为10%的呼吸阀和紧急泄放阀;
(4) 呼吸阀的回座压力为呼吸阀设定压力的85% (启闭压差为15%) ;
(5) 储罐操作压力或呼吸阀全开启压力应小于紧急泄放阀的回座压力;
(6) 紧急泄放阀的回座压力为紧急泄放阀设定压力的90% (启闭压差约为10%) ;
(7) 紧急泄放阀的全开启压力应小于储罐的设计压力;
(8) 阻火器压力降尽可能小。
现以轻质油品常压储罐 (设计压力:-0.0005/0.002 MPa (G) ) 为例进行说明几种氮封系统设计方案。
3.1 方案一:油气排放至大气
储罐配置附件主要有氮封阀、带管端阻爆燃型阻火器的呼吸阀、紧急泄放阀。轻质油品储罐氮封系统简图 (方案一) 见图1。
储罐的设计压力为2 k Pa (G) , 设计真空为-0.5 k Pa (G) , 反推各安全附件设定压力如下:
(1) 紧急泄放阀:超压值为10%, 启闭压差约为10%。
紧急泄放阀全开启压力应小于储罐的设计压力, 所以紧急泄放阀的设定压力设为1.8 k Pa (G) , 全开启压力为1.98 k Pa (G) , 回座压力为1.62 k Pa (G) 。
罐内压力当达到紧急泄放阀定压值的85%~90%时允许泄漏。
(2) 呼吸阀:超压值为10%, 启闭压差为15%。
呼吸阀压力端全开启压力应小于紧急泄放阀定压值的85%~90%, 所以呼吸阀的定压值应小于1.39 k Pa (G) , 将呼吸阀的定压值设为1.35 k Pa (G) , 呼吸阀压力端全开启压力为1.485 k Pa (G) , 回座压力为1.15 k Pa (G) ;设定真空设为-0.3 k Pa (G) , 真空端全开启压力为-0.33 k Pa (G) , 回座压力为-0.24 k Pa (G) 。
罐内压力当达到呼吸阀定压值的75%时允许泄漏。
呼吸阀的设定压力暂未考虑阻火器的压力降。带阻火器的呼吸阀在确定设定压力时须考虑阻火器的压降, 根据工艺情况和相应流量计算阻火器的压力降, 再修订呼吸阀的设定压力。由于阻火器压力降的存在, 使呼吸阀的动作滞后, 因此必须选择压力降尽可能小的阻火器, 降低其对呼吸阀的影响。
(3) 氮封阀:氮封阀的关闭压力应小于呼吸阀定压值的75% (1.01 k Pa (G) ) , 所以将氮封阀的关闭压力设为1.0 k Pa (G) , 开启压力设为0.5 k Pa (G) 。
当储罐内压力低于0.5 k Pa (G) 时, 氮封阀打开向罐内充入氮气, 当储罐内压力高于1.0 k Pa (G) 时, 氮封阀关闭。如果储罐进料时造成压力可能高于1.0 k Pa (G) , 并持续升高达到1.35 k Pa (G) , 呼吸阀压力端开始泄压, 在全开启压力时达到最大排量, 保证储罐内压力平衡。由于罐内气相空间大部分是氮气, 因此排放时以氮气为主。
如果氮封阀失灵而不减压, 大量氮气进入储罐, 超过呼吸阀的排放能力后, 当压力达到1.8 k Pa (G) 时, 紧急泄放阀打开, 紧急泄放阀的超压值为10%, 因此罐内压力不会超过储罐设计压力。
如果氮封阀失灵而氮气不能进入储罐, 当储罐内出现真空并达到-0.3 k Pa (G) 时, 呼吸阀的真空端打开, 空气进入储罐, 保证储罐安全。
(4) 阻火器:选用管端阻爆燃型阻火器 (耐火1 min) , 也可根据项目要求选择耐火能力更高的耐稳定燃烧型阻火器 (耐稳定燃烧2 h) , 给现场操作人员尽可能多的时间采取处理措施。
轻质油品储罐各安全附件压力分配示意图 (方案一) 见图2。
3.2 方案二:油气排放至油气处理设施
储罐配置附件主要有氮封阀、呼吸阀 (真空端带管端阻爆燃型阻火器, 呼出端带接管法兰) 、管道阻爆轰型阻火器和紧急泄放阀。
轻质油品储罐氮封系统简图 (方案二) 见图3。
压力分配方式类似方案一。当储罐中的压力达到呼吸阀定压值时, 呼吸阀压力端气相通过管道阻爆轰型阻火器、管道进入油气处理系统而不直接排放至大气, 能有效减少污染环境、人身伤害。
对于多台储罐油气需要集中收集处理的情况, 气相回收线分支可能较多, 管线较长, 因此为将各储罐隔离开, 避免在事故状态下的连锁反应, 在各储罐罐顶均安装管道防爆轰型阻火器。同时为避免在气相总线排放末端产生回火, 应在总管上安装管道爆燃型阻火器。
此方案需要核算呼吸阀最大泄放工况下, 根据油气处理设施入口的最小允许压力、管道压降、阻火器压降合理确定安全阀的规格、定压等参数, 必要时提高常压储罐的设计压力 (设计压力≤6.9 k Pa (G) 的储罐均为常压储罐[1]) 。
3.3 方案三:油气排放至油气回收设施
为尽量避免紧急泄放阀的动作, 降低储罐中油气的泄漏量和回火的危险设计此方案, 储罐配置附件主要有氮封阀、单呼阀、管道阻爆轰型阻火器、带管端阻爆燃型阻火器的呼吸阀、紧急泄放阀。
轻质油品储罐氮封系统简图 (方案三) 见图4。
当储罐中的压力达到单呼阀定压值时, 单呼阀压力端气相进入油气处理设施进行处理后排空。
压力分配方式类似方案一, 增加的单呼阀设定压力如下:
由于呼吸阀的设定压力已确定为1.35 k Pa (G) , 回座压力为1.15 k Pa (G) ;因此将单呼阀的设定压力设为1.0 k Pa (G) , 其全开启压力为1.1 k Pa (G) , 回座压力为0.85 k Pa (G) 。
调整氮封阀的设定压力如下:
氮封阀的关闭压力应小于单呼阀的回座压力 (0.85 k Pa (G) ) , 所以将氮封阀的关闭压力设为0.8 k Pa (G) , 开启压力设为0.3 k Pa (G) 。
单呼阀的设定压力暂未考虑阻火器的压力降。在实践工程中应根据工艺情况和相应流量计算阻火器的压力降, 再修订单呼阀的设定压力。由于阻火器压力降的存在, 使单呼阀的动作滞后, 因此必须选择压力降尽可能小的阻火器, 降低其对单呼阀的影响。
正常工况时储罐排放的混合油气通过单呼阀排放至油气处理系统, 当单呼阀排放量不足时, 呼吸阀的呼出端再打开, 排放至大气, 其他的阀门动作同方案一。
轻质油品储罐各安全附件压力分配示意图 (方案三) 见图5。
4 配套储罐配件
4.1 紧急泄放阀
紧急泄放阀的主要功能是快速泄放由于罐周围有火情或超过设计流量的介质注入储罐造成的超压。紧急泄放阀设计泄放流量必须保证满足事故超压状态下的排放, 同时也保证如紧急泄放阀在开启后, 储罐顶盖不会受损害, 保证储罐的安全。
目前市场上紧急泄放阀有自动回座和不能自动回座两种结构, 一般选取可自动回座紧急泄放阀, 可自动回座紧急泄放阀的超压值为10%, 启闭压差约为10%。但由于紧急泄放阀没有设置阻火器, 如外界有火源或被雷电击中, 也存在回火现象。紧急泄放阀应带防雨罩。
4.2 呼吸阀、单呼阀
呼吸阀能够在储罐进出物料或热交换的条件下, 提供压力或真空泄放, 从而防止储罐破裂或被抽瘪。单呼阀仅提供压力泄放, 防止储罐破裂。
呼吸阀的结构必须保证有良好的密封、具备准确及时的回座特性和可重复性。
在北方寒冷地区或者在苯、苯乙烯等介质的储罐上, 呼吸阀、单呼阀以及阻火器必须符合防冻、防结晶要求。
目前市场上呼吸阀有超压值10%~100%的各种产品, 建议根据使用场合、操作条件等慎重选用不同超压值的呼吸阀。对于常压储罐而言, 建议选用超压值为10%, 启闭压差为15%的呼吸阀。
4.3 阻火器
阻火器是阻止火焰蔓延和防止因回火而引起爆炸的安全装置。它允许介质流通, 但是阻止火焰的通过。
按照阻火器的安装位置可将阻火器分为管端型阻火器和管道型阻火器。管端阻火器分为耐稳定燃烧型阻火器阻爆燃型阻火器;管道阻火器分为阻爆燃管道型阻火器和阻爆轰管道型阻火器;
阻火盘的结构普遍采用波纹钢带式。阻火器结构应便于拆装、维护、清洗,
当通过阻火器的介质中含有水分或易结晶物质时, 选用阻火器必须配有防冻或解冻措施, 如电伴热、蒸汽盘管等等。
轻质油品储罐顶部的管端型阻火器一般选用阻爆燃型阻火器 (耐火1 min) , 也可选用耐稳定燃烧型阻火器 (耐外界持续爆燃燃烧2 h不回火) 。轻质油品储罐顶部管道上安装的管道型阻火器一般选用阻爆轰型阻火器 (阻稳定爆轰和不稳定爆轰) 。
根据介质的MESG值、腐蚀性、是否易冷凝、易结晶、易聚合、工操作况 (温度、压力) 、压降要求等选择合适的阻火器、阻火盘。阻火器需通过标准测试, 符合标准EN12874《Flame arresters-Performance requirements, test methods and limits for use》的要求, 并获得第三方认证, 而且需提供经过认证的流量-压力曲线。
4.4 氮封阀
氮封阀的作用就是当储罐液面下降压力降低时, 向储罐内补充氮气, 当储罐液面上升压力增加时, 停止补充氮气, 同时被压缩的氮气从呼吸阀适量排出, 从而始终保持罐内的气相压力微量正压。将储罐内介质与空气隔绝, 既可以防止介质与空气中氧气接触发生氧化, 又可以减少介质的挥发, 同时可以保证储罐安全。
目前市场上氮封阀的不同产品很多, 建议选用高精度的先导式氮封阀, 其压力平衡设计可以保证在变动压力情况下精确操作, 有效保护储罐安全。先导式氮封阀须带压力感应口, 以便于采取储罐内介质气相压力。氮封阀必须设置通过限流孔板控制的旁路, 以备氮封阀故障时临时向储罐补充氮气。
5 设置氮封系统的重要意义[5]
5.1 提高生产的安全性
储罐采用氮气密封后, 罐内气体空间是油蒸气和氮气的混合气体, 因而不会形成混合性爆炸气体, 罐内不会发生燃烧爆炸, 提高企业的生产安全性。
5.2 降低损耗
由于氮气比油蒸气轻, 浮在油品气相的上面, 因此向罐外呼气时主要呼出氮气。吸气时, 氮气会自动快速补入罐内, 提高罐内压力, 有效抑制油品蒸发, 从而大大降低油品大、小呼吸损耗, 提高企业的经济效益。
5.3 保证产品质量
由于只是向罐内补充纯洁的氮气 (99.9%纯度) , 避免了吸入空气, 从而可以防止介质氧化、吸水, 同时由于大大降低了呼吸损耗, 可有效抑制油品中轻组分蒸发呼出, 保证产品质量, 同时在一定程度上也提高了经济效益。
5.4 保护环境
由于大大降低了油品呼吸损耗, 呼出的主要是氮气, 因此可有效减少操作空间有毒有害的油气, 有效地保护环境, 维护职工身心健康。
6 结语
储罐设置氮封系统可以有效地降低油品蒸发损耗, 保证产品质量, 保证安全生产, 提高经济效益, 保护环境, 符合国家环保政策。
储罐氮封系统必须合理配置储罐附件, 合理确定各附件的技术参数和要求。储罐设置氮封系统后会增加一定量的氮气消耗, 同时给操作、维护提出了更高的要求。
参考文献
[1]张庆红, 宋汝文.氮气密封技术在储运生产中的应用[J].安全、健康和环境, 2002, 2 (9) :29-30.
[2]郭光臣, 董文兰, 张志廉.油库设计与管道[M].山东东营:石油大学出版社, 2006:207-241.
[3]中华人民共和国住房和城乡建设部、中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局.GB50160-2008, 石油化工企业设计防火规范[S].中国计划出版社, 2009.
[4]中华人民共和国国家发展和改革委员会.SH/T 3007-2007, 石油化工储运系统罐区设计规范[S].中国石化出版社, 2008.
石油化工油品储罐 篇6
关键词：油品,安全储存,控制,工艺技术
随着化工行业恶性事故的频频发生, 安全生产引起社会的广泛关注, 有关炼油过程安全生产技术的研究取得了一系列的成果, 但还有许多本质安全技术尚待解决。运至炼厂或集输站以及各储油罐油品中的较轻组分逸入大气, 此现象为蒸发损耗, 蒸发损耗是缓慢持续进行的, 非常隐蔽, 就是这种损耗存在非常大的安全隐患。
1 采取安全技术措施的必要性
近年来环境问题日益尖锐, 人们不仅关注正常生产活动造成的环境污染影响, 而且对于突发事故可能对环境造成的危害也高度重视, 石油化工行业生产装置大多数是高温、高压的运行状态, 操作控制复杂, 发生爆炸、火灾或中毒事故的潜在危险因素较多, 而且石油化工行业较其他行业, 事故危害性较大, 后果较严重, 所以石油化工行业具有潜在的事故隐患和由此引起的环境风险不容忽视。
2 应用先进的科技技术进行有效监测
生产过程的状态监测与故障诊断技术、安全运行智能辅助支持系统技术和远程监测与故障, 诊断系统技术等逐步应用到生产过程中。
2.1 可燃气体报警器
利用可燃气体报警器进行泄漏气体的监测, 跑、冒、滴、漏、混油等过程;倒罐频次;油气蒸发, 加工过程等都可能造成油品的泄漏, 当环境中可燃或有毒气体泄漏时, 当气体报警器检测到气体浓度达到爆炸或中毒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, 以提醒工作人员采取安全措施, 防止发生爆炸、火灾、中毒事故, 从而保障安全生产。
2.2 可燃气体探测器
可燃气体探测器是对单一或多种可燃气体浓度响应的探测器, 可燃气体探测器有催化型、红外光学型两种类型。催化型可燃气体探测器是利用难熔金属铂丝加热后的电阻变化来测定可燃气体浓度。当可燃气体进入探测器时, 在铂丝表面引起氧化反应 (无焰燃烧) , 其产生的热量使铂丝的温度升高, 而铂丝的电阻率便发生变化。红外光学型是利用红外传感器通过红外线光源的吸收原理来检测现场环境的碳氢类可燃气体。
3 优质钢材料及消防设施在储油罐上的应用
工程实际中可能发生大型油品储罐在火灾事故后断裂, 所以在原始设计中就要将可能发生的安全问题纳入设计制造中。[1]
3.1 国产大型储油罐用钢12 MnNiVR的化学成分见表1。
材料的冲击韧性和断裂性之间有着很好的对应关系。表2是SPV490Q钢在火灾后的冲击性能的试验结果, 由表2可知, SPV490Q钢在经历75 0℃高温后的冲击韧性值最低。根据安全评估的意义, 故采用经历750℃高温后的12Mn Ni VR进行断裂性试验。
断裂性试验试样为400mm×295mm×32mm的钢板上切割下来的12Mn Ni VR钢材。所用的加热炉为箱型自动控制电热炉, 在升温到750℃后恒温1h, 考虑到大型储罐发生火灾后的消防措施, 冷却方式采用水冷。
3.2 试验得出的结论
3.2.1 试验结果具有工程意义和实用价值, 可以定量的应用于火灾后大型储罐断裂安全性评估。
3.2.2 火灾后大型储罐材料12MnNiVR的断裂韧性相较于常温时明显地降低。火灾后必须对可能再使用储罐的断裂韧性进行安全评估。
3.3 油品储罐消防喷淋的功能
储罐消防喷淋冷却装置是储罐上安装的一种水冷却降温设施。在夏天气温高的时候, 对储罐不断均匀地进行喷淋水冷却, 水由罐顶经罐壁流下, 使冷却水降低储罐所吸收的太阳辐射热, 降低储罐气体空间温度, 使储存介质昼夜温差变化幅度减小, 从而减少储罐的小呼吸损耗。
油品储罐设施实用于石油化工行业闪点高于6 0℃液体火灾及甲、乙、丙类液体和易燃气体储存装置的防护冷却。防腐标准:GB/T13912-2002金属覆盖层, 钢铁制件热浸镀锌层技术要求及试验方法检验标准:GB 50235—1997工业金属管道工程施工及验收规范GB 50236—1998现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范。
4 油品储罐自动脱水技术的应用
石化及油品储运行业中, 储油罐自动脱水器专用设备, 其基本功能是“排水截油”。
4.1 油品储罐自动脱水器的使用效果
在不使用其他动力的条件下, 能使储油罐脱水实现自动化, 并将储油罐中的沉降水全部排尽。排水过程中无可见油花, 水排完后自动关闭而滴油不露, 保证了油品的质量。储油罐自动脱水器从根本上解决了人工脱水跑油, 以及由此而产生的油品损失 (约为加工量的0.3%) 、环境污染和安全隐患等问题、减轻了工人的劳动强度。
4.2 油品储罐自动脱水器的工作原理
4.2.1 利用介质密度差所产生的浮力差和浮子中立作动力源, 通过杠杆原理放大作用力使之达到开启或关闭阀门所需要的力度。
4.2.2 利用连通器原理和“U”型管作用, 消除液体紊流状态, 控制液体流向, 促进油水分离, 并形成高位水封, 严密封锁油品。
5 温度的影响及储罐的密封要求
油品自身的温度如果高, 就是油品从装置出去的温度高, 损耗就越大;再加上储存温度高, 同样损耗也较大。这些油品的上部蒸汽部分就飘溢出罐外挥发掉了。在夏季容积10.000 m3的钢制储罐储存原油、汽油等油气蒸发损耗将达500~1000kg。
5.1 油品储罐的密闭状况
油品储罐的附件以及储罐顶部有缝隙或孔眼, 如果罐内混合气的密度大于空气密度, 罐内的混合气体通过孔眼逸入大气, 空气则从上部孔眼进入罐内, 形成自然通风损耗。一具5000m3的油品储罐, 如果出现自然通风现象, 一个月损失汽油高达53×103kg, 损失原油高达28×103kg。
5.2 油品储罐上方油气的空间
油品储罐在运行与静止过程中, 储罐中油品上部都有一定的空间, 储罐在运行过程中空间还在不断地变化, 挥发油气的空间越大, 蒸发损失就越大, 例如, 在相同温度和密封条件下储存同一种汽油, 储油量为储罐容积20%时的蒸发损失比储油量为储罐容积95%时大8倍。
5.3 不可避免的自然损耗和污染
前面的可以从技术上、管理上、设备维护上加强从而降低损耗;达到和实现油品安全储存的目的。油气蒸发和加工过程的损耗则是自然损耗, 由于油品是多种碳氢化合物组分, 而烃类具有很强的挥发性。蒸发损耗的内因是与油品的馏分有关, 馏分越轻, 初留点越低, 蒸汽压越大, 蒸发损耗越大;造成油品蒸发损耗的外部原因主要是油品自身温度, 外部温度, 储罐上方的空间的大小、储罐的大小呼吸, 脱水净化等。所以发生蒸发损耗的主要是轻质油品, 溶剂汽油、航空汽油、车用汽油和原油, 如煤油、柴油的蒸发损耗相对较小。
5.4 危害安全
散失于大气中的油品蒸汽超过一定浓度, 会给局部地区严重积聚, 油品挥发掉的油蒸汽会对该区域构成潜在的火灾危险, 如果操作不当, 出现静电打火等会酿成大祸。
6 结论
石油化工生产技术应合理地使用自然资源和能源, 采用保护环境的实际生产方法和措施, 将废物减量化、资源化、无害化或消灭于生产过程中, 预测生产过程对环境的污染, 进一步发展石化行业安全理论和技术, 使其能有针对性的指导生产技术工作。
参考文献