预防氮气中毒措施

篇2：石油工业泄漏预防措施

亡羊补牢,不如防患于未然。

实践证明,泄漏以后的治理往往需要付出成倍的代价。对生产设施采取积极的预防措施,可以有效地减少泄漏的发生,减轻其危害。因此,重视泄漏预防,进行超前投入,既有必要,又有经济效益。然而“有钱买棺材,没钱吃药”的现象在今天仍然比比皆是。

第一节泄漏产生的原因

石油工业中的泄漏产生的原因很多,归纳起来主要有以下几个方面:

一、人为因素

1.麻痹疏忽

由于市场经济的激烈竞争,为了降低成本,追求高额利润,人们急功近利,往往存有侥幸心理,有意忽视安全,如缩小安全系数、减免安全保护设施,各种“麻痹大意、疏忽”等造成的失误层出不穷;有时对急于投入生产的新技术认识有限,尚没有完全掌握伴随之而来的副作用,也会造成泄漏事故。

2.管理不善

管理和技术好比是人的大脑和手脚,缺一不可。管理的科学化甚至比技术更为重要,就像大脑比手脚更重要一样。生产现场的跑、冒、滴、漏正是其管理落后的标志,各种泄漏事故往往都能从管理上找到漏洞。

3.违章操作

违反安全规定,不按程序操作是造成泄漏的最重要的原因。由于操作人员工作不认真、想当然、技术不熟练、误操作造成泄漏事故的例子屡见不鲜。引起泄漏的错误操作通常有:操作不平稳,压力和温度调节忽高忽低;气孔、油孔堵塞,未及时清扫;不按时添加润滑剂,导致设备磨损;不按时巡回检查、发现和处理问题,如溢流冒罐等;误关阀门和忘记操作等。

二、材料失效

构成设施材料的失效是产生泄漏的最主要的直接原因。因此研究材料失效机理,是防止泄漏的有效手段。据统计,腐蚀、裂纹、磨损等是导致材料失效、造成泄漏的主要原因;此外,地震等自然灾害以及人为破坏也会引起破坏性泄漏。

1.材料本身质量问题

如钢管焊缝有气孔、夹渣或没焊透,铸铁管有裂纹、砂眼,水泥管被碰裂等。

2.材料破坏而发生的泄漏

如输送腐蚀性强的流体,一般钢管在较短时间内就会被腐蚀穿孔;输送高速的粉料,钢管会被磨蚀损坏;还有材料因疲劳、老化、应力集中等造成强度下降等。

3.因外力破坏导致泄漏

如不法分子在管道上打孔盗窃,野蛮施工的大型机动设备的碾压、铲挖等人为破坏;地震、滑坡、洪水、泥石流等造成管道断裂,车辆碰撞造成管道破裂,施工造成破坏。

4.因内压上升造成破坏引起泄漏

如水管因严寒冻裂,误操作(管道系统中多台泵同时投入运行,或关闭阀门过急)引发水击造成管道破裂。

三、密封失效

密封是预防泄漏的元件,也是容易出现泄漏的薄弱环节。

密封失效的原因主要是密封的设计不合理、制造质量差、安装不正确等,如设计人员不熟悉材料和密封装置的性能,产品不能满足工况条件造成超压破裂,密封结构形式不能满足要求,密封件老化、被腐蚀、磨损等。

所谓的“无泄漏”泵也不是绝对的。某油田输油泵投产时就用了磁力泵,没有动密封,但由于轴承损坏,窜轴磨坏玻璃钢隔离套,导致泄漏、着火事故。

第二节泄漏预防的措施

搞清了产生泄漏的原因,也就确定了防泄漏的措施。为了提高可靠性,就应该构筑起阻止泄漏的层层防线。

一、提高认识,加强管理

首先,从思想上,要树立“预防泄漏就等于提高经济效益”的认识。试想,泄漏轻则造成物料损失、停产,重则厂毁人亡,哪里还谈得上经济效益呢而预防则能起到事半功倍的效果。

其次,完善管理、按章行事,是防止泄漏的重要措施。

事实上,各种物质的泄漏往往都能从管理上找到漏洞。制定一套完善的管理措施是非常必要的,如“巡回检查制”;强化劳动纪律;经常对职工进行业务培训和职业教育,提高技术素质和责任感。职工要熟悉生产工艺流程和设备,了解、掌握泄漏产生的原因和条件,才能做到心中有数,以及早采取措施,减少泄漏发生。

第三,要加强立法,以提高管理者的责任。美国联邦法律规定,新建油罐必须采取防腐措施,按有关规范安装,并配置泄漏检测和冒顶报警装置,石油及化工产品储罐必须设置二次封闭;同时要求石油公司监测、报告油罐的泄漏,并进行泄漏预防及控制对策的研究。从1994年起,美国就要求新建和更新的管道必须设置智能清管器收发装置,对管道定期进行检测。对违法者予以重罚。

我国对锅炉压力容器的制造、安装和使用的管理,制定了《锅炉压力容器安全监察暂行条例》。应该进一步健全法制,加大执法力度。

但是,由于人的失误不可能避免,还必须依靠多种技术措施,进行综合治理。

二、可靠性设计

为减少泄漏的发生,在设计上应采取提高可靠性的技术措施。例如,航天器由上百万个零部件组成,又需要经受苛刻的条件,极易发生事故,但是由于对可靠性的高度重视,火箭上天前必须进行严格的热试车和测试检查,与航空、陆上各种交通工具比较,载人航天器有着最好的安全飞行记录。

1.紧缩工艺过程

可靠性理论告诉我们,环节越多,可靠性越差。

当前,化工行业将紧缩工艺过程作为提高生产装置安全性的一项关键技术,即尽量缩小工艺设备,用危害性小的原材料和工艺步骤,简化工艺和装置,减小危险物存储量。

2.生产系统密闭化

生产工艺中的各种物料流动和加工处理过程应该全部密闭在管道、容器内部,实现“搞油不见油”。

3.正确选择材料和材料保护措施

材料选用的正确与否,直接关系到设计的成败。材质要与使用的温度、压力、腐蚀性等条件相适应,能够满足耐高温、强腐蚀等苛刻条件。不能适应的要采取防腐蚀、防磨损等保护措施。

胜利油田乐安、单家寺等稠油热采油田的高压注蒸汽管道(350℃、17.5MPa),投用时间从45天~11年不等,在1994~1996年间接连发生管道爆裂事故。原因是国产20G碳钢缺少炉外精炼工艺,质量不稳定,不耐氢蚀以及水质差等。现改用15CrMo合金钢,并配合化学除氧等措施,解决了腐蚀爆裂问题。

另如在含硫化氢及硫蒸气腐蚀环境中,各种金属材料的耐腐蚀性铝的耐腐蚀性最好,且其机械性能和价格都使之成为高硫油加氢精制反应装置上密封垫的首选材料。

4.冗余设计

为了提高可靠性,应提高设防标准,要提倡合理的多用钢材,而不是挖空心思节约钢材,比如在强腐蚀环境中,壁厚一般都设计有一定的腐蚀裕量,重要的场合可使用双层壁。我国现行的结构设计标准安全度较低,应大幅度提高。

5.降额使用

对生产设施最大额定值的降额使用,是提高可靠性的重要措施。

设施的各项技术指标(特别是工作压力)是指最大额定值,在任何情况下都不能超过,即使是瞬时的超过也不允许。要综合考虑异常情况、异常反应、操作失误、杂质混入以及静电、雷击等引起的后果,比如要重视防震设计。如台湾石化公司为了防震,投资500亿新台币改善防震设施,在1999年9月台湾大地震中,没有发生油罐移位、破裂泄漏事故;而电力系统防震等级普遍较低,没经得起地震的考验,台中、协和两电厂的发电机组主汽机漏油引起火灾,造成大面积停电。

6.合理的结构形式

结构形式是设计的核心,是由多种因素决定的。为了避免零件的磨损,要有一个润滑系统,进而为了防止润滑油泄漏,尽量使用固体润滑剂。为避免设备和管道冻裂,须采取保温、伴热等措施。

中石化从本质安全管理和可靠度出发,提出球罐底部接管应最小化。在重要的泵、塔、容器等存在危险因素较多的地方增加遥控切断阀,采用双密封机械以及设置中压蒸汽灭火设施等。欧洲LPG(或C2、C3)球罐设计标准中要求,底部物料进出管线宜设一根,底部进出口阀门加设遥控电动切断阀,并放置于保护堤之外,发生泄漏时,不必到罐底切断第一只阀门。

如由上海石化与美国大陆谷物公司合资建设的金地液化气工厂,按API标准,配置了先进和周全的安全保障设施。2×50000m3大型低温常压液化气储罐采用安全系数很高的双壳体结构,外壳为500mm厚的钢筋混凝土整体水泥浇铸,是一座坚固的圆柱形防爆墙;低温罐底部和侧面没有一根管道,全部管道均由罐顶部出入;设置高液位报警及进出罐遥控切断阀连锁控制。

正确选择连接方法,并尽量减少连接部位。由于焊接在强度和密封性能上效果较好,应尽量采用焊接。

压力管道尽量采用无缝钢管,且宜采用焊接,但由于直径<25mm的管道焊接强度不佳,且易使焊渣落入管内引起管道堵塞,应采取承插管件连接,或采用锥管螺纹联接。对于强腐蚀性尤其是含HF等介质的易产生缝隙腐蚀的管道,不得在螺纹处施以密封焊,否则一旦泄漏,后果不堪设想。要考虑振动和热应力的影响,对于容易产生应力载荷的部位,应采取减震、热胀补偿等消除应力措施,防止焊缝破裂或连接处破坏而造成泄漏。

阀门内漏可能造成反应失控,可设两个阀门串连以提高可靠性。为防止误操作,各种物料管线应按规定涂色,以便区分。阀门的开关应有明显标志,采用带有开关标志的阀门,对重要阀门采取挂牌、加锁等措施。

如果泵输送的介质温度达到自燃点以上,应能遥控切断泵。

7.正确选择密封装置

密封结构设计应合理。采用先进的密封技术,如机械密封、柔性石墨、液体密封胶,改进落后的、不完善的密封结构。正确选择密封垫圈,在高温、高压和强腐蚀性介质中,宜采用聚四氟乙烯材料或金属垫圈。如果填料密封达不到要求,可加水封和油封。许多泵改成端面机械密封后,效果较好,应优先选用。

8.变动密封为静密封,也是密封技术的突破。如泵和原动机之间,使用磁力传动,取消密封结构,这种密封传动称为封闭型传动。还有封闭型谐波齿轮传动、曲轴波纹管传动等,但是主要的还是磁力传动。

磁力传动由内磁转子、密封隔套、外磁转子等零件组成,如同电动机的定子与转子之间被一层隔套隔开。当外磁转子受到外力作用而旋转时,内磁转子就在磁场的带动下而随外磁转子一起转动。

磁力传动结构简单,易于制造和装配,使用寿命长。如磁力泵,在80年代中期已成为屏蔽泵的调整产品,有稳定增长的趋势。此外,磁力传动还用于磁力釜、截止阀等地方。

9.设计应方便使用维修

设计时应考虑装配、操作、维修、检查的方便,同时也有利于处理应急事故和及时堵漏。开关设在便于操作处。阀门尽量设置在一起,空中阀门应设置平台,以便操作。有密封装置的部位,特别是动密封部位,要留有足够的空间,以便更换和堵漏。法兰和压盖螺栓应便于安装和拆卸,空间位置不能太小;对于容易出现泄漏以及重要的部位和设备,应设副线、备用容器和设备。

三、设置齐全、可靠的防漏安全装置

人们在与泄漏的斗争中,创造了许多预防措施和安全装置,如安全阀、压力表、液位计等预防装置,有效地减少了泄漏发生,保障了安全生产。

1.防爆泄压装置

当出现超高压力等异常情况发生时,安全设施是防范泄漏事故的最后一道屏障,如果这一道屏障失去作用,那么泄漏就将不可避免地发生。各类安全阀件要做到灵敏可靠,绝不能成了聋子的耳朵—摆设。

安全阀、呼吸阀,用与防止设备超压引起爆裂。

爆破片用于防止有突然超压和爆炸危险的设备爆炸。

放空管可用来紧急排泄物料。

火炬用于将安全阀外泄的气体、紧急放空、设备检修等必须排放的可燃物料燃烧掉。

还有一些辅助措施,如为了防止杂质进入密封面产生泄漏,在阀门和密封装置处设置过滤器、排污管、防尘罩、隔膜;疏水器前的过滤器;轴封处的防尘罩;安全阀前为防止结晶和异物侵入而设的爆破膜片。

2.检测、报警监控仪表

生产参数检测仪表可使人及时掌握流量、压力、温度、液位等工作参数,而自动化系统能实现自动报警、控制,如有条件可安装电视监视系统,方便巡查。

容器液位计,是防止容器内介质泄漏的重要仪表。常见的种类有:玻璃管、玻璃板、电接触(电极)、浮球(磁翻板)、浮筒、静压(或差压)、电容、超声波、光纤传感器、雷达波法以及核辐射式等。

盛装易燃易爆物料的压力容器应避免使用玻璃管(板)液位计,以免玻璃管易被撞击破裂后造成泄漏,可改用磁浮子液位计等先进、可靠的仪表。对于常压储罐,可用透明塑料管,不易破碎。

中石化集团规定,单罐400m3以上的液化石油气罐都要配上高液位报警及其连锁系统和快速切断阀。

当今仪表正向着自动化、数字化的趋势发展。但我国油罐液位的检测方法,直到今天还是靠工人“上罐检尺”,劳动强度大,工作效率低,而且由于疏忽、检测不及时而造成冒顶、抽空等事故时有发生,严重影响到安全运行。采用液位自动检测技术后,工人坐在值班室内,就可准确地知道油罐液面。

液位计的可靠性也相当重要,如果液位计失灵,造成液位失控,危险性更大。如加拿大蒙特利尔市的一座石油化工厂,因为一个丁烷球罐液位计发生故障,导致丁烷大量外溢,引发火灾爆炸,6个大型丁烷、原油、汽油贮罐连续爆炸,炸片横飞,其中一根长9m的球罐支柱飞出350m,击中变电室,使整个蒙特利尔市停电,数栋房屋起火,这次事故损失额约1183万美元。

3、隔离措施,工业下水道在各区(生产区、辅助生产区等)之间应设水封隔开。

四、日常维护措施

生产装置状况不良常常是引发泄漏事故的直接原因。因此,及时检修非常重要。

生产装置在新建和检修投产前,必须进行气密性检测,确保系统无泄漏。

平时,生产装置要经常进行检查、保养、维修、更换,及时发现并整改隐患,以保证系统处于良好的工作状态。如发现配件、填料破损要及时维修、更换,及时紧固松弛的法兰螺丝。

必须定期对装置进行全面检修,通过预防性地更换改进零部件、密封件,消除泄漏隐患。如金陵石化在对炼油厂二套常减压常压塔进料段进行联合检查时,发现衬里开裂,气孔有缺陷,每周期都出现切向进料处焊缝泄漏,造成塔壁迅速腐蚀。改为径向进料后,消除了多年的隐患。

至于检修周期,国外已能做到3年1修,而国内大多还停留在3年2修的水平上。石家庄炼油厂重油催化裂化装置通过技术检测和局部检查、每季度对易腐蚀部位测量壁厚等措施,及时消除事故隐患,保证了设备的安全运行。1999年5月实现了“三年一修”,创造了国内运行周期最长的记录。

如果设备老化、技术落后,泄漏此伏彼起,就应该有计划地对其更新换代,从根本上解决泄漏问题。

下面重点谈谈无损检测和试压。

1、无损检测

压力容器、锅炉、管道(重点是弯头、三通及焊缝)等关键部位,易出现腐蚀、磨损、裂纹、变形、结垢等缺陷。无损检测可以对壁厚、裂纹等缺陷的损伤程度及发展趋势进行预测,从而使检修有的放矢,避免失修或过剩维修。

常规的无损检测技术有超声波、*射线、磁粉检查、电磁感应、涡流、着色渗透、红外热成像等。超声波对裂纹检出率高,也可用于测厚,但需要耦合剂,检测效率较低。

常规的无损检验方法存在很多缺点和不足,如抽查检验的盲目性大,易造成漏检;检验周期长,工作量大。

声发射技术可以为射线或超声波等检测方法制定检验方向,和常规的无损检测结合起来,可以减少盲目抽检,从而缩短停产检验时间。据统计,采用常规检测方法,按20%射线探伤计,每个卧罐需要拍片30~50张,每个球罐需要拍片150张左右,还不能保证找到所有危险缺陷。而采用声发射技术,每个容器只需拍片10张左右,还不会放过一个危险源。这样就大大减少了检验工作量。如果声发射检验没有发现危险源,就不必再开罐检验,省略了常规的无损检验。

在对锅炉等压力容器进行水压试验时,若加上声发射监测,效果会更好。因为试压时,如果出现破裂泄漏,这种较大的缺陷可以立即被发现,但是不能发现在试验时微小裂痕的亚临界扩展,也就是发现不了“预后不良”的危险缺陷,甚至由于压力试验反而扩大了这种缺陷。尽管容器顺利通过了超压试验,但是在长期投入运行后,势必造成缺陷的失稳扩展,造成泄漏。所以,单纯水压试验评价质量的方法不全面,在水压试验中,进行声发射监测,可以得到试验过程中某些缺陷的信号。

声发射现在主要用于评价压力容器的服役寿命,可以不停产在线检测,检验速度快,是在用压力容器定期检验方法的发展方向。胜利油田引进了美国PAC公司生产的SPARTAN型20通道声发射检测系统,在大型液化气储罐等压力容器的定期检测中使用,效果良好。

2、试压

水压或气压试验是最普通的检测管道及压力容器质量的方法,是预防泄漏的重要措施。生产装置安装及大修投产前,必须首先进行水压试验,然后做气密性试验。

水压试验就是往系统内充满水,增压到一定压力(试验压力一般是工作压力的1.1~1.5倍),然后封闭,观察压力降。气密性试验是压缩空气充入系统(压力是设计压力的1.05倍)。

进行水压或气压试验,必须严格按照规程标准来进行,《石油化工设备维护检修规程》对压力容器的耐压试验有明确的规定。气压试验比水压试验危险性大。新建管道必须用水试压,不允许用气试压。

耐压试验和无损探伤是从不同角度对压力容器进行检验的两种不同的方法,二者不能相互代替。经常有这样的情况,耐压试验合格的设备,无损探伤却发现缺陷。因此,耐压试验仅仅是对承压设备短时强度和气密性的考查。同时,耐压试验对设备来说也是一次过载。断裂力学指出,裂纹的扩展与裂纹处应力大小有关,随着应力的增加,裂纹扩展速度亦加快,所以不能随便地、多次重复做耐压试验。对于来历不明(无设计资料、不明材质等)的容器,不能盲目进行耐压试验,不能企图通过耐压试验来检漏或反推工作压力。

五、操作措施

控制正常生产的操作条件,如压力、温度、流量、液位等。要防止出现操作失误和违章操作,减少人为操作所致的泄漏事故。为此,有“操作前思考30秒”的提法。

六、控制泄漏发生后损失的措施

1.装设泄漏报警仪表

如可燃气体报警器、火灾报警器等。

2.将泄漏事故与安全装置连锁

应采用自动停车、自动排放、自动切除电源等安全连锁自控技术措施。一般来说,与监控系统连锁的自动停车系统速度快,仪表报警后由人工停车较慢,大约需要3~15min。

3.采用工艺控制装置

当设备和管道断裂、填料脱落、操作失误以致发生泄漏等特殊情况时,为防止介质大量外泄,可能引起着火、爆炸而应设置停车、紧急切断物料的安全装置。

紧急截止阀(断流阀),在管道中间增加断流阀来系统分段,能够中止向泄漏处供应物料,可以减少泄漏量,危险性较大的储槽等重要装置应设置远距离遥控切断阀。

过流阀也称快速阀,一般装在液化石油气储罐或汽车、铁路槽车的液相管和气相管出口上。

单向阀,又叫止回阀,只允许介质沿一个方向流动,用以防止倒流。

反向密封装置(专利:.2),能够在压力仪表一旦泄漏时迅速堵塞泄漏。

4、设立泄漏物收集装置,下面给出几个例子。

安全防护罩:法兰接头和阀门是薄弱环节,安全防护罩可以把法兰和阀门全部包容在保护罩内,一旦发生泄漏,泄漏的物质被限制在其内部。保护罩上有观察窗,能清晰地察看和检查其中阀门的实况,同时,它还有可更换的PH值指示器,泄漏发生后会改变颜色。如果泄漏出的物质需要回收的话,可选用有丝扣塑料嘴的防护罩,通过软管将泄漏物质回收。

防火堤:就是油罐区内围绕油罐而构筑的堤堰,它可以把油罐损坏泄漏的油品围在堤内,起到防止泄漏油品外流、控制油罐火灾蔓延的作用。但是有些单位,忽视了防火堤的作用,平时缺少维护和管理,使其存在漏洞。一旦发生泄漏,就可能导致油品外溢,加大事故损失。例如,1993年9月27日,南京炼油厂一座10000m3浮顶油罐溢油着火后,大量油火从防火堤的雨水排水口流出,险些烧毁排水沟下游的炼油装置。这个雨水排水口平时根本没人管,任其敞开,终于酿成大祸。

事故氯气处理装置:在氯碱生产过程中,工艺和设备故障造成前后工序失衡就可能造成氯气泄漏。上海天原化工厂研制了事故氯气处理装置,能在氯气外泄可能之时,紧急启动使系统由正压变成负压,成为防止泄漏的有效手段。通常整个氯气处理工序设两套处理装置,一套在电解槽出口,与湿式氯气水封相连;另一套设置在氯气压缩机出口,与机组排气管相连。设置在电解槽出口的事故氯气处理装置的启动与电解槽出口压力连锁。即当电解槽总管刚出现正压时,该处理装置的碱液循环泵及抽吸鼓风机便自动开启,16~20%的碱液送入吸收塔内,自上而下喷淋,与正压冲破水封进入喷淋吸收塔的逆向吸收,未能吸收的不含氯气的尾气被鼓风机抽吸放空。设在压缩机出口的处理装置的启动与机组的停机信号及与电解槽直流供电系统连锁。当机组因故停机时,该处理装置的碱液循环泵及抽吸鼓风机便自动开启,将氯气管网(输出)中倒回的氯气经排气管抽吸入事故氯气事故喷淋吸收塔进行吸收,惰性气体放空。

5、采用泄漏防火、防爆装置

自动喷淋水的洒水装置,可形成水幕,将系统隔离,控制气体扩散方向;用蒸汽、惰性气体(氮气)吹扫流程,可置换、吹散、稀释油气;还有消防泡沫灭火设施等。

第三节钢铁及玻璃钢材料失效原因及对策

在石油工业中,碳钢是最常用的材料,其次是玻璃钢。

一、钢铁材料

对于钢铁来说,失效原因主要有腐蚀、磨损、裂纹等。

1、“腐蚀”触目惊心

人们通常看到的钢铁生锈,就是金属腐蚀现象。这种由于化学和电化学作用引起的材料损坏,就称为腐蚀。腐蚀会使金属材料减薄、变脆造成机件破坏、承受不了原工作压力而引起泄漏。据发达国家统计,由于腐蚀造成的经济损失占国民生产总值的2~4%,对于石油和化学工业则高达6%。

生锈只是腐蚀的一种形式,而且是最不具危险的形式,因为它使材料均匀减薄。而局部腐蚀如晶间腐蚀、应力腐蚀,是最具危险性的腐蚀形式,腐蚀速度快,最快的几个月就能腐蚀穿孔。在材料大部分还完好时,就使局部失去强度,造成突发性泄漏。

石油工业中的腐蚀问题大致可以分为三种类型:来自原油组份的腐蚀、生产中所用腐蚀性原料以及环境(大气和土壤)的腐蚀。我国油田的原油集输管道和污水管道普遍使用钢管,防腐能力差。胜利油田某油区金属集输管道平均腐蚀速度高达14mm/a,严重的不到半年就穿孔,造成大量油水外泄,大面积污染环境,不到两年就被迫全部更新。

2、磨损

磨损是指流体特别是有固体存在的流体对容器、管道及其设备的物理性磨蚀。

磨损一般发生在流动受阻及方向改变的地方,如管道弯曲半径过小,存在死角,在高速气流或粉料冲蚀下,局部可迅速被磨穿。天然气管道弯头处最容易因为冲刷磨损及腐蚀造成穿孔,其它部位还有泵壳、阀座、喷嘴、弯头、悬流器内壁、热偶等。在发生磨损的地方,如果还有腐蚀性介质存在,会加剧金属的冲蚀。如一些油田油井采出液中含砂,而且随着后期开采、大泵提液技术的广泛使用,携砂量增多,油田多相流(油、气、水、砂)集输管道底部因砂磨穿孔严重,最短的只用3个月就穿孔泄漏,表现为管道内壁成槽沟磨蚀穿孔。联合站旋流分离技术,由于采出液中含砂对旋流管的磨损,使用不到一年,流道就产生变形,使分离效率下降。磨损严重的不到三个月就穿孔,造成泄漏直至停产。催化裂化装置,大直径再生器在700℃以上高温下运行,万一脱落,将产生危险的后果,常常导致停产。

经验证明,磨损与流体速度、冲击角度、固体浓度及操作温度四个因素有关:冲蚀速率与气流速度的三次方成正比;20°~30°的冲击角度最具有破坏性;冲蚀速率随气流中的固体浓度增加而增加;钢的冲蚀阻力通常随操作温度上升而减小。

3、钢铁材料的保护

保护钢铁等金属材料的措施主要有两点:一是防腐蚀,二是防磨损。

常用的防腐蚀措施有:①使用耐腐蚀材料(如合金钢、不锈钢、玻璃钢等材料),如对于含H2S腐蚀环境(PH2S>300Pa)必须采用抗氢致开裂(HIC)钢材;②把金属和腐蚀介质隔离开来,如在金属表面加绝缘保护层,切断金属与腐蚀介质的联系;③外部补充电流以消除金属表面的电位差;④在介质中加入缓蚀剂;⑤消除腐蚀环境。

(1)保护层法

保护层法就像让士兵穿上铠甲一样,使用一层厚度薄、耐腐蚀的材料做隔离保护层,保护里面的金属材料。常用的有耐腐蚀性较强的金属、涂料、塑料等多种材料。

热喷涂是将熔融状态的材料,通过高速气流雾化喷射在零件表面上,形成保护层。

热喷涂技术被认为是解决锅炉“四管”腐蚀泄漏问题的最佳途径。西安交通大学采用等离子喷涂技术对“四管”进行防腐处理,喷涂材料为金属陶瓷,结果表明,金属陶瓷具有良好的耐热腐蚀性能和力学性能。全军装备维修表面工程研究中心采用电弧喷涂技术对电站锅炉水冷壁管进行防腐处理,取得了良好的效果。

(2)阴极保护法

阴极保护就是给遭受腐蚀的金属上通入足够的阴极电流,使得金属的电极电位变负,使腐蚀过程减缓。这是一种经济、可靠的防腐方法,保护效率高,已被广泛应用。

按照保护电流的来源,阴极保护又可分为外加电流法和牺牲阳极法两种。

外加电流法使用一个直流电源来提供保护所需要的电流。一般将金属对地电压作为控制指标,只要对地电位达到-0.85~-1.5V,就能起到良好的防腐效果。

牺牲阳极法,就是把比要保护的某种金属(如钢铁)更活泼、更容易腐蚀的金属(如锌、镁)与其连接,来替代钢铁的腐蚀。

由于保护涂层和阴极保护是结合使用的。涂层不可避免地存在微小的针孔,光靠它是不行的;若仅用加电保护,电量消耗过大,无法保护大面积、长距离。这两种方法结合在一起,防腐效果十分理想。这就像先在金属表面筑起“城堡”,而外部通入的电流就象流动的“哨兵”,两者互相补充,共保“城池”安全。

在煤气柜的腐蚀中,局部腐蚀,即点蚀穿孔是致命的,主要原因是被横架和立柱挡住而漏涂的钢板形成了腐蚀原电池的小阳极,而整体涂层较好的钢表面为大阴极,使小阳极迅速穿孔。由于涂层施工质量不好而形成的针孔,也同样导致局部点蚀穿孔。

气柜内壁选用富锌底漆与弹性聚氨酯涂料相配合,外壁选用锌底漆与氧化橡胶涂料相配合的防护方法是较为合理的。

(3)缓蚀剂

缓蚀剂是一种投加在腐蚀介质中的、能减缓或阻止金属腐蚀的化学物质,它能够吸附在金属表面,形成保护膜,阻滞电化学腐蚀过程的发生。

缓蚀剂在石油、天然气、工业水、海水、酸、大气及钢筋混凝土等环境中都有成功的应用。

胜利油田东营压气站从日本进口的100×104m3/d离心压缩机组,由于天然气中含微量H2S等原因严重腐蚀,威胁着机组的正常运行。中科院长春应用化学研究所研制的一种气相缓蚀剂(主要成分是粗轻吡啶),成功地解决了腐蚀问题,每年的药剂费不到10万元。

(4)消除腐蚀环境

电化学腐蚀离不开水,如果油气中没有水,也就避免了腐蚀。我国目前唯一的一条干含硫天然气管线是川东开江—长寿输气管,用脱水工艺保持天然气在最高压力、最低温度下的水分处于不饱和状态,避免了腐蚀、爆管和冻堵停产现象。

(5)防磨损

为了使设备免遭磨损,最好是除去磨蚀颗粒,如胜利油田孤东采油厂在油井井口安装多相流除砂器,较好地解决了集油管砂磨蚀穿孔的问题。而对于不能除去颗粒的情况,通常采用耐磨材料衬里。

耐磨陶瓷如Al2O3、ZrO2等耐磨材料,能有效地解决磨损问题。如胜利油田使用ZrO2陶瓷制做的出砂气井气嘴,解决了气嘴刺大难题,保证了气井安全正常生产;采用Al2O3工业陶瓷精铸原油分水旋流管,可延长使用寿命3~5年,降低成本40%。

碳化钨是一种硬质合金,耐磨,密度大,胜利油田孤东采油厂用它制做出砂油井抽油泵凡尔和凡尔座,减少了泵漏,延长了检泵周期。

铸石制品也具有良好的耐磨损、耐腐蚀性能,广泛用于矿山、冶金、石油、化工、电力等行业中的剧烈磨损、腐蚀的关键部位。实践证明,其耐磨强度是普通钢材的十几倍。

平顶山煤矿选煤厂张玮,则利用离心力原理,使磨面均匀受力,发明了“选矿用耐磨弯头”,使用寿命从20天提高到3个月以上,解决了煤浆管道的磨损难题。

二、玻璃钢

以合成树脂为胶粘剂,玻璃纤维作增强材料而制成的复合材料,称为玻璃纤维增强塑料。因其强度高,可以和钢铁相比,故又称“玻璃钢”(FRP)。

合成树脂常用的有:不饱和聚酯树脂、环氧树脂、酚醛树脂、呋喃树脂等。在增强纤维方面,除了玻璃纤维以外,还出现了碳纤维、硼纤维和有机纤维等。

玻璃钢具有密度小、强度高(相当于普通碳钢)、耐化学腐蚀性优良、施工工艺简单灵活等优点,质量良好的玻璃钢设备使用寿命可达15~25年。

玻璃钢在石油工业中得到了越来越广泛的应用,如制作管道、储罐、防腐保护层等。玻璃钢管道具有耐腐蚀、耐砂磨、重量轻、强度高、输送效率高、不易结蜡和结垢等优点,使用压力已经提高到24MPa,用于油气集输、污水输送等工程。玻璃钢储罐有取代钢罐的趋势,美国加油站已经普遍使用玻璃钢地下油罐。

玻璃钢已成为氯碱工业主要结构材料之一。早在20世纪50年代初,玻璃钢首先被用于收集热(93℃)、湿氯气以及来自石墨电极的有机物。这一应用取代了当时的标准材料酚醛石棉塑料。接着玻璃钢又被用于取代混凝土电解槽盖,解决了腐蚀后的混凝土碎块落入电解槽的问题。从此,玻璃钢被逐渐用于制造与氯气、盐水、碱液等接触的设备、管道系统。

玻璃钢也存在一些缺点,同金属相比,其弹性模量较低,长期耐温性一般在100℃以下,个别可达到150℃,低于金属和无机材料,对溶剂和强氧化性介质的耐蚀性也较差。

对于玻璃钢设备渗漏的检查,除肉眼观察外,还可用巴氏硬度计或针入度试验。

1.玻璃钢渗漏原因

玻璃钢在20世纪70~80年代,经历了一个由兴起到受怀疑的曲折过程,主要表现在:FRP管道和设备在酸、碱、盐等介质中使用一段时间(少则数周、长则1~2年时间),便出现冒汗现象,继而介质渗漏,严重时会出现较大的鼓泡或分层剥落,导致与FRP相连的基体(钢铁或混凝土等)受到介质的腐蚀而破坏。这是介质可从某点渗出,但其内部渗漏源可能在远离渗漏点处,因此,修复难度很大。如某油田数十立方米的盐酸储槽,开始使用就出现局部渗漏,在渗漏处周围几经修补、加厚处理均无济于事。渗漏一直是影响玻璃钢寿命的主要威胁。

造成玻璃钢渗漏的主要因素有:

(1)玻璃纤维未浸透树脂,使其构成的许多单丝本身不可避免地存在微裂纹,这样就成为扩散渗漏的通道。玻璃纤维的存在及其含量的高低是影响FRP抗渗性的主要因素。

(2)树脂在固化过程中,存在收缩和放热,而产生内应力。如果固化工艺处理不好,树脂内部就产生较大的内应力和微裂纹。此外,环氧树脂中的稀释剂(丙酮)的挥发、某些树脂(酚醛、呋喃)固化时还放出水分,使固化后的树脂内留下针孔,从而留下扩散渗透通道。

(3)树脂—纤维粘接界面处理不当。界面往往成为玻璃钢制品的薄弱环节,虽然可以通过加入偶联剂加以改善,但是要使之成为一体而无懈可击,是不可能的,何况在目前的施工中,相当部分没有经过偶联剂处理。

2.玻璃钢防渗措施

(1)在耐蚀玻璃钢中必须普遍采用富树脂防渗层。减少FRP中玻璃纤维的含量是改善抗渗性的主要方向。国外的长期实践经验指出,在某些苛刻条件(如高温湿氯气、盐水)下,要保证15~25年的寿命,富树脂层最小厚度约6.5mm。

(2)用热塑性塑料作玻璃钢内衬。将热塑性塑料(PVC、PP)的优良抗渗性和耐蚀性同FRP的高强度特性相结合,是改进FRP抗渗性的又一有效途径。为保证塑料与玻璃钢的良好粘接,塑料表面要进行处理,以免脱开。

(3)应用玻璃鳞片涂料与玻璃钢复合结构。由于玻璃鳞片在涂层中上下交错排列,形成独特的屏蔽结构,抗渗性能提高,可以替代塑料、橡胶、和玻璃钢衬里。由于我国玻纤表面毡生产较少,如用玻璃鳞片涂料(胶泥)取代富树脂层,是解决FRP渗漏问题的一条简便、易推广的途径。

(4)认真选材与施工。选用延伸率较高的树脂,可减少产生裂纹的机率;保证玻璃纤维对树脂的良好浸润;当连接FRP设备时,应打磨其表面使玻纤暴露出来,然后再刷胶泥连接;固化工艺要适当。

篇3：油库管路常见故障预防措施

1.温差引起的输油管内压力变化的原因是什么?应采取什么预防措施?

(1)温差引起的输油管内压力变化的原因由于气温、日照等因素的变化,输油管内油温也将随之发生变化。在密封的充满油品的管路内,由于在相同温差下,管材和油品的体积温度膨胀系数相差近20—30倍,所以,当温度上升时,油品的膨胀大于管体金属的膨胀,使管内压力升高,发生热胀;当温度下降时,则会使管内出现液柱分离(或称空穴)现象。这两种情况都将引起管路渗漏(女口在法兰连接处),闸阀的损坏,甚至于胀裂管路,而引起跑油事故。

(2)预防措施

①对于每条输油管线,应在最高位置的油罐阀门前设置胀油管,并应注意在进出油作业时关闭;停止作业时打开胀油管上的阀门。因胀油管的入罐管端只伸人油罐的气体空间,所以,进油时如不关闭,容易使胀油管同时进油,并从油罐气体空间喷入油罐,增大油罐静电电荷的积聚,造成事故。发油时,如胀油管阀门不关闭,则油品流动时,由于引射作用,将会使罐内蒸气进入发出油品中,一方面,影响油品计量精度;另一方面,气体进入油品中也会加剧静电的产生,并在自由液体表面释放,增大了在装油容器中发生静电事故的危险。

②管线中设置的隔断阀,应在作业后保持常开,或加设旁路安全阀,以使其不形成没有泄压保护的死管段。

③收发油作业后,打开管线透气支管,放空部分管线,使油品能自由膨胀,不至在管线内形成超压。

④对于较长的管线,在温度有较大降低情况下启动油泵时,当压力表指示正常以后,应注意缓慢地打开出口阀门,使分离液柱逐渐弥合,以避免产生剧烈的冲击和增压。

⑤地下管线尽管温差较小,但由于进油温度接近气温,在冬、夏季节进油温度与地下管线间的温差较大时,也容易出现热胀或空穴,管线上也应在罐前设置胀油管或采取其他泄压保护措施。

2.为什么在油库管路中会产生热应力?

管路的安装大都是在大气温度下进行的,但是由于输送介质的温度变化和季节的变更,管路都会随温度的变化而产生热胀冷缩的现象。由于管路安装在固定支座上,管路不能自由伸缩,这样必然在管路内产生热应力。产生的热应力使管路受到纵向推力的作用,这个推力很大,若不采取措施加以消除的话,势必会对管路等设备造成重大的破坏,而发生跑、冒油的事故。

3.管路中产生水击的原因是什么?

在油品输送过程中,由于某种外界因素(如阀门突然动作或泵突然停止等)使液流速度突然改变,这种因液体动量的变化而引起管内压力的突变(急剧交替上升或下降)现象称为水击。引起输油管路水击的主要原因如下:①开关线路上的阀门;

②发动机(泵)突然停下;③开泵、停泵;④改变泵的转速;⑤原动机运行不稳;⑥空气进入管线和泵内;⑦汽蚀;⑧安全阀突然开启或关闭等。

4.水击会对油库管路系统产生什么样的危害?应采取哪些措施来减弱水击?

水击产生的增压波和减压波会使管线发生超压、液柱分离和汽蚀,造成设备损坏、管子破裂、管线震动和噪声,甚至于破坏整个输油系统。水击产生的增压波由于在原来压强上叠加了一个水击压强,提高了管线的动压,油库输油管线由于承受压力一般不高,一般输油管线上的阀门等附件多为低压(小于981kPa)设备,因此,水击就有可能造成管线超压,甚至破裂,阀门等附件损坏,泵和阀门,填料函等的密封部位损坏,而发生跑、漏油料事故,甚至于引起更大的燃烧爆炸事故。

对于水击产生的减压波的危害也不能忽视,由于减压波所到之处液压降低,流速减慢,但其下游的液流在惯性的作用下继续以原来速度流动,二者速度的差别使液体稀疏。当液流的绝对压力降到液体在当时温度下的饱和蒸气压力以下时,液体就会汽化,产生气泡。实际上,这种情况一般发生在管线拔高的地方,气泡大多聚集在高点的下游,液流则从其下方通过,如图3—7所示。

一经形成,其容积就会不断增大,直到气泡上游与下游的液流速度相等为止,这就叫液柱分离。气泡容积的大小,决定于气泡形成到上下游液流速度相等的时间及这一段时间内的平均流速差。此后,上游液流将追击下游液流,两个液柱又接合了起来,并在速度差的作用下产生较大的增压,有可能造成设备的损坏,管线超压。而且散布于液流中的气体,既不易被液体吸收,也不容易排除出去,造成输油不稳。此种现象同泵发生汽蚀相似,故又称“管内汽蚀”。

针对上述水击对管路造成的危害,应采取以下措施来减弱水击。

(1)压力降(液柱分离)减轻方法

①安装飞轮增大了泵的惯性,从而抑制了回转速度、流量和压力的急剧降低。

②变更管路的形状因为在泵出口处管路急速上升,就容易引起液柱分离,若将泵出口处的管路布置平缓,就可以避免出现负压,保证管路安全。

③设置自动吸气阀若管路有可能出现负压时,可以在管路出现负压最大的地方设置吸气阀。当负压发生时,让它吸人空气,以减轻由于液柱弥合而产生的水击压力。

④设置单向平衡罐在出现负压最大的地方设置平衡容器,容器和管路之间装有单向阀,正常时与管路切断。当管路内的压力低于容器压力时,逆止阀便开启,向管路补充液体。

⑤设置空气罐在泵的排出端设置一密闭的空气(或惰性气体)容器,当动力被切断时,流速急剧减少时,空气罐内被压缩的空气把流体压向排出管,从而减弱水击作用。

(2)防止超压的措施

①妥善地进行工艺设计正确地选定工作压力,选定工作压力时应把突然停泵和突然关阀等可能产生水击的因素考虑进去。

②采用防止超压的设备如安全阀、止回阀、空气罐等。

③正确地进行操作严格地遵守规程和动作要领,对于防止管线超压有重要的作用。

④在泵的操作管理方面开停泵的动作要缓慢而平稳;司泵员应加强责任心,经常监视仪表,严禁随意开停泵,开关阀门,随意调节。

⑤在阀门操作方面输油开泵前,管线上的阀门应打开,阀井上锁;关闭阀门时,前70%的行程可快关,以后应减慢,到最后应很慢,按反射波返回的时间考虑,开阀则应先很慢,后70%可快开;在进行输油过程中,不得随意开关管线上的阀门。换罐时,应先打开通向另一个罐的阀门,然后再关这个油罐的阀门。

5.简述输油管路的腐蚀及预防措施。

油库的输油管路无论是安装在洞(室)内、洞(室)外,还是安装在地上、地下或管沟内,由于都会与外界介质,如大气、水分、土壤、油品等接触,以及杂散电流的影响,不可避免地都会产生化学或电化学腐蚀。随着时间的增长,管道的腐蚀和防腐层老化等问题日益严重,加上油库现阶段对地下输油管线无可靠的检漏技术,这种输油管道由于腐蚀穿孔出现的跑冒油料事故,以及由此而带来的火灾、爆炸、环境污染等问题日益严重,给国家、企业和社会带来了巨大的损失,因此,加强对输油管路防护和管理,延长管路的使用寿命,对于防止跑漏事故的发生具有重要的意义。

目前,油库输油管路防护方法主要采用涂料防腐和阴极保护两种方法。

涂料防腐的原理是将防腐涂料均匀致密地涂于经除锈的金属管道表面,使其与各种金属腐蚀环境隔绝,切断电化学腐蚀电池的回路,达到金属管路防腐绝缘的目的。

阴极保护法就是将被保护金属(管道)进行外加阴极极化,以减小或防止金属腐蚀的方法。金属管道阴极保护主要采取两种方法,一种是牺牲阳极的阴极保护,另一种是外加电流阴极保护。

6.地震会对输油管路造成哪些破坏?如何避免这些破坏?

地震引起输油管路的破坏形式主要有:建(构)筑物倒塌或物体落下将管道砸坏,与输油管路连接的设备(如油罐,油泵等)、支架等的摇晃振动产生相对位移将管路拉断;地基发生不均匀下沉使设备产生相对变位将管道拉断;地层断裂,土壤发生拉伸或压缩使直埋管道剪断、扭曲或挤裂;管道与设备、构筑物发生共振而断裂;地基液化导致地下管道严重变形,有时甚至将大直径管道浮起,将支管拉断;地震引起的滑坡等使管道损坏。

防止输油管路遭受地震破坏的措施如下。

(1)从设计上考虑到地震可能造成的管路破坏这里主要考虑两点,一是惯性地震力引起的管路破坏,这一点主要是防止由于振动而引起的管路损坏;二是由于相对位移而引起的管路破坏,这种破坏在地震引起的输油管道破坏中占很大的比例,这是设计中应考虑的重点。如管路与油罐,管路与油泵等连接部位,在地震时由于油罐、油泵等设备与管路产生了相对位移,就会在管路上产生抗、压、剪、扭、弯等复杂的应力组合,而且地震引起的振动使油罐、油泵等设备与接管部位产生了应力集中,从而造成连接部位的破坏。

目前,国内尚无有关的标准、规范来确定相对位移在管路上产生的应力大小。现在比较常用的用来防止这种破坏的方法是在设备与管路之间安装金属软骨以补偿设备与管道之间的位移。

(2)加强对地震前的防范准备工作这是目前能采用的较好办法,对于防止事故的发生、避免事故的扩大都能起到积极的作用。在这方面,主要应做好以下几点。

①临震期间应尽量不收发油品,井对所有输油管路放空。

②检查管路所通过地区的建(构)筑物设备的抗震设防情况,确保地震时不倒塌、不位移、不倾斜、不沉陷,对可能会对管路产生威胁的建(构)筑物、设备等应采取相应措施进行处理或对管路采取相应措施进行防护。

③对于架空管道段,要防止管道下滑或支架位移而造成管道的损坏,在一定距离设柔性管道段。

④地震区的埋地管道在高低点,易集油处,应设有进气、排气孔。对较长的管道,为防止大量跑油,隔一定距离应设置紧急关闭阀。

⑤管道穿越建(构)筑物基础时,管道应与基础保持一定距离,最好在此处改成地沟式架空敷设。管道穿过可液化层时,应对管道采取抗浮措施。管道出入地面的部位,三通、阀门和设备连接部位应采用柔性连接。

⑥管道的敷设应尽量避开活断层、滑坡地段和可液化土层。滑坡是斜坡上的大量土体或岩体的边界产生剪切破坏,在重力或其他外力作用下,土体或岩体沿软弱面整体下滑的一种物理地质现象。由于地震的影响,大量的岩体或土体在重力作用下就会沿一定的滑动面下滑而导致滑坡,由于滑坡位移而使管道中产生较大的应力,就有可能导致管道的损坏。因此,在临震期间,应加强对滑坡地段的位移和管道应变的监测和巡视,通过对滑坡和管道的监测,以便对发现的问题及时采取措施,避免管道发生事故。在临震期间,还要对监测的有关数据进行分析,并到实地调查滑坡地段的活动情况,分析滑坡的稳定性,并对危险较大的滑坡进行整治。

⑦在临震期间,要分析地震可能造成管路损坏的地段以及管路损坏可能导致的二次事故(火灾、爆炸、污染),并据此制定有关的抢险救灾预案,以便到时能及时地、有条不紊地组织人员、设备进行抢救。

⑧临震期间,加强对管路的巡视,检查,发现问题及时处理。

⑨做好抢险救灾的人员、物质、车辆等的准备工作。

⑩成立应急抢修分队,以便在地震以后能及时对损坏管路进行抢修。

篇4：液化石油气储罐泄漏火灾风险预防控制措施

1.加强设备质量管理,杜绝泄漏现象

液化石油气储罐的设计、选材、加工,制造和安装应符合现行国家标准《钢制压力容器》GB150、《钢制卧式容器》JB4731和《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。材料通常按第三类压力容器要求选择,罐体应进行热处理,以消除焊接过程中造成的应力变化,焊接要经过100%的损探伤,安装时应选择刚性不燃的坚固基础作为罐体基础。法兰、垫片和紧固件的压力等级应高于设计压力。储罐本体第一道法兰垫片应用符合聚四氟乙烯,不得采用其他耐油石棉法兰垫片。

埋地储罐应采用严格的防腐措施,防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定,并应采用最高级别防腐绝缘保护层,储罐还应作阴极防腐,采用电化学防腐措施后,引出管道的阀门后要安装绝缘法兰隔断。

储罐在投用以前,必须严格按照《压力容器安全技术监察规程》进行强度和气密性试验。使用后,加强维护保养,定期进行开罐检验,从根本上保证设备的安全运行,防止设备故障导致泄漏。

2.合理设置储罐,降低泄漏风险

液化石油气储罐或储罐区与明火或散发火花地点、建筑物、堆场的防火间距应符合《建筑设计防火规范》GBJ16-87(20**年版)的要求。储罐之间的防火间距不宜小于相邻较大罐的直径,整个储罐的总容积超过3000m3时,应分组布置,组内储罐宜采用单排布置,组与组之间的防炎9距不宜小于20m,以防止火灾蔓延和便于进行火灾扑救。

储罐与储罐组四周应设防火堤,其高度为1.0~2.2m,使储罐漏液时不致于外流,并且通风较好,不会窝气。储罐区还应设置宽度不小于6m的环形消防车道,并宜设置至少2个安全出口。

储罐区应设置备用储罐,以供发生事故时倒罐用或作为开罐检查、检修的备用储罐。

储罐的进液管道和液相回流管道直接接入储罐内的气相空间,一旦管道发生泄漏事故,直接泄出去的是气体,其危害性比直接泄漏出液体要小得多。

储罐脱水排污应采用二次脱水装置,即脱水包,脱水包设计压力不应小于储罐设计压力,储罐至脱水包之间要有切断阀。在寒冷和严寒地区,从液化石油气储罐底部引出的脱水排污管的根部应加装伴热或保温装置,以防止排污管阀门及其法兰垫片冻裂。

在城市建成区内的加气站,液化石油气储罐应埋地设置,可减少暴露在地面上的易燃易爆化工设施,杜绝气站内因车辆频繁出入而碰撞液化石油气设备,造成大量泄漏的意外情况发生,避免了夏季液化石油气受热后引起压力升高造成泄漏,同时减小邻近火灾的影响,埋地储罐的阀件、管道等泄漏液化石油气时,也容易进行有效的堵漏,有利于降低泄漏风险,提高安全性。

3.规范安全操作,减少泄漏量

制订一套切实可行的安全管理办法和各项操作规程。加强操作人员的安全教育和业务培训,使之娴熟掌握操作技术及消防故障和隐患的方法,杜绝误操作,违章行为的发生。进入储罐区从事充气、检修和残液回收的操作人员应穿防静电服装和鞋。储罐操作人员定时对罐区内储罐的压力,液位、温度和安全装置及主要操作控制阀门进行安全巡查。严格执行动火检修制度。夏季要根据储罐温度变化,及时开启喷淋装置,冬季要注意排水防冻。

4.防止泄漏气体聚集

液化石油气储罐区宜布置在本单位或本地区全年最小频率风向的上风侧,不要建在窝风地带,应选择有良好通风的地段,以便泄漏出来的液化石油气能及时散去。

液化石油气储罐宜露天设置,严禁设在室内或地下室内,以防止泄出来的液化石油气气体在室内积聚,形成爆炸性危险气体。

储罐区内要严格控制低洼点,除必须设置的储罐阀门、操作井、地下卸液口、消防水池、地下消火栓、消防水泵接口等设施外,严禁设置地下和半地下建、构筑物装置。

5.设置防泄漏安全装置

储罐要设有液位,温度、压力测量仪表。液位测量应设高低液位报警;压力测量应设压力上限报警,较大容积的储罐,液位和压力的测量宜设远传二次仪表,防止超温、超压、超液位发生泄漏。

液化石油气储罐必须设有全启封闭式弹簧安全阀。大于100m3的储罐宜设有2个处于工作状态的安全阀,防止储罐超压泄漏。凡在安全阀与罐体间设置的阀,必须处于开启状态,并要有铅封。安全阀的开启压力不得超储罐的设计压力。安全阀要每年检验一次。

储罐区应设置紧急切断系统。该系统应能在事故状态下迅速关闭重要的液化石油气管道阀门和切断液化石油气泵、压缩机的电源,避免液化石油气大量外泄。在储罐的出液管道的进液管道等部位设置管道内置的紧急切断阀,紧急切断按钮安装在经常有人操作的区域附近,为了避免控制系统误动作,紧急切断阀应能由手动启动的遥控切断系统操纵关闭,只能手动复位,紧急切断阀宜为气动阀。

储罐的进液管、液相回流管和气相回流管上应设止回阀,出液管上宜设过流阀,止回阀和过流阀有自动关闭功能,可有效防止液化石油气管道发生意外泄漏事故。止回阀和过流阀设在储罐内,增强了储罐首级关闭的安全可靠性。储罐内未设置控制阀门的出液管道和排污管道,储罐的第一道法兰处最为危险,应在该处配备堵漏装置。

6.及时发现泄漏

为了能及时检测到液化石油气非正常超量泄漏,以便工作人员尽快进行泄漏处理,应在储罐区、卸车点周围等危险场所,特别是低洼的阀门操作井、地下卸液口等容易积聚液化石油气气体的地方,均应设置可燃气体浓度检测和报警装置,观察仪表要设置在昼夜有人值班的安全场所,其报警值应取液化石油气爆炸浓度下限的20%。罐区正常巡查的工作人员,应配备手提式防爆型可燃气体浓度检测报警器。检漏报警装置应定期检测保养,保证运转正常。

7.设置消防给水及灭火设施

罐区消防供水洞庭湖采用环状管网,给水干管不应少于2条,管径不少于150mm。为便于消防车向管网供水,还应设水泵结合器,且至少2个,罐区内应设消火栓,其间距一般应为60m装罐区等重点部位附近应设箱式消火栓,其保护半径应为30m,消火栓用水量为20L/s~45L/s(视储罐大小而定),大型罐区设固定带架水枪,其供水压力不小于0.35MPa,对卧式罐不小于0.25MPa。储罐上安装消防喷淋和水喷雾设施,供灭火和降温用。罐区内按规范配备相应的移动式灭火器材,如干粉灭火器等。

8.妥善处置泄漏事故

当发生液化石油气泄漏时,及时有效地堵漏,是防止火灾、爆炸、人员中毒等事故发生和控制其严重程度的重要手段,可采取关闭阀门、转移物料、带压堵漏、注水堵漏等多种措施进行堵漏。如果通过关闭上游阀门可控制泄漏,应立即设法关闭有关阀门,切断气源。如果储罐设有备用卸料储槽或与其他有剩余空间的液化石油气储罐连通,可将泄漏罐内的液化石油气转移,或打开火炬放空阀放空,以减缓泄漏速度和总的泄漏量。当液化石油气管道、法兰发生泄漏时,可利用预制的夹具和密封胶及密封胶注入工具进行带压堵漏,参照有关带压堵漏技术规定执行。当储罐底部或出口管线发生泄漏时,可通过底部的注水管线注入高压水将液化石油气液面垫起,使水成为泄漏物料,之后考虑堵漏或采取转移物料的措施。

熄灭液化石油气扩散区的一切火种。液化石油气扩散的区域,电气设备保持原来状态,不要开或关,及时切断该区域的总电源。并在事故现场四周设立警戒区,警戒区内不得有任何火源存在,严禁将任何火源带入警戒区。

使用喷雾开花水流或惰性气体稀释、驱散泄漏的液化石油气体,防止它达到爆炸浓度。对已着火的泄漏液化石油气体在切断气源的同时,向火区喷发灭火剂。在有条件的地方,可以开启氮气管道、水蒸气管道,使氮气和水蒸气充盈火区空间,窒息灭火。在火焰熄灭后,应防止残余液化石油气汽化扩散甚至复燃。

篇5：管道燃气事故发生原因及预防措施

1概述

营口市燃气工程建设始建于19*,目前供气区域东起十二连盐场小区,西至高新技术开发区,北到成福里和渤海新村,南止靶场住宅小区,运行管线长度230余km,输送介质为天然气。近年来,随着燃气事业的迅速发展,燃气泄漏事件呈逐年上升趋势,2005年,人户维修2010次。2006年,入户维修2800次,处理严重漏气等原因引发起火的险情10次,紧急抢修由于其他单位野蛮施工,引发煤气泄漏的险情6次。2007年春节,东昌小区用户因使用燃气不当,引发爆炸,祸及邻里。由于燃气具有易燃、易爆的特性,在发生燃气事故时会造成大量人员伤亡和财产损失,危害性很大。特别是以管道输送的燃气供气系统通常由气源厂、加压设备、调压设备、输送管道、户内设施等构成,设备、设施较多,地下隐蔽工程量大。任何一个环节出现问题都会影响整个系统的供气安全。因此,通过对近年来安全事件的总结分析,提出管道燃气事故的发生原因和预防措施。

2管道燃气事故原因分析

2.1管网老化和腐蚀

燃气管道和设施均有使用年限,超龄使用会因老化破损导致燃气泄漏,需要提前更换或维修。由于地下土质酸碱度不一样,腐蚀性较大的土质或管道防腐层做得不好的部位,在管线未达到使用年限前,就会发生管壁穿孔,导致燃气泄漏。此种情况突出表现在埋地时间久的钢质管道上。

2003以前,营口地区的市政和庭院管线选用的管材均为灰口铸铁管,进户管为镀锌钢管,由于营口地区的地下水位较高,含盐分大,对管线的腐蚀性较强,因此,理论寿命为15年的镀锌钢管在使用未到10年的时间内,就发生了严重的腐蚀。近几年来,公司有计划、有步骤地安排引入管改造,将其更换为PE管材,取得了良好效果。

2.2温度变化和土层沉降

冬、春季冷暖交替,热胀冷缩致使煤气设施、管件脱落、开裂。有的管线运行时间较长,由于城市建设或街巷整治拓宽等原因,引发管线部分路面产生不均匀沉降等土层扰动和车流量增大等情况,形成泄漏隐患。特别是对于铸铁管,由于具有脆、硬等特性,易发生管道断裂或接口泄漏。

2.3施工质量

在设计方案的选择、管材及设备的选型时,对相关资料和现场实际了解得不够深入,从施工龙头上埋下隐患。管材、管件的质量不过关,随时间的推移密封不严。管材、管件焊接质量不合格,焊接参数和焊接方法不正确。管沟开挖深度不够,或回填土中有碎石,受外力辗压损伤管道。工程建设中各个阶段的过程验收未落实到位。近年来,由于PE管的广泛采用,对管线的焊接提出了更高要求,因此,质检验收重在过程。需现场监督。

2.4违章占压

由于部分用户对燃气易燃易爆的危险特性认识不足,存在燃气管道被违章占压现象,一旦被占压的管线发生泄漏,检修维修比较困难,易引发燃气事故。违章占压主要有三种类型:(1)在长输管线上方或要求的安全距离范围内开挖取土,修建建、构筑物。(2)在市区管网上方修建门市或临时搭建建、构筑物。(3)在庭院管网上方搭建车棚或个别用户私自圈地建房等。

2.5第三方作业

由于靠近管线的其他施工单位在未了解地下管网分布的情况下,盲目施工甚至违章作业。使燃气管道受到损坏,进而引起突发事故,这种情况在各地均为普遍现象。

2.6违规操作

(1)燃气公司操作人员专业素质不高,没有及时发现安全隐患甚至违章操作。(2)用户私自改动燃气管线及设施,造成燃气泄漏。(3)部分用户在使用燃气过程中操作不正确,对室内燃气设施缺乏监护,疏忽大意。在人员长时间离开厨房时忘记关闭阀门或关阀不严,导致燃气泄漏。(4)当燃气设施出现异常时,没能及时向燃气公司报修。(5)因各类原因造成燃气安全防护装置失灵、失效。例如安装在用户室内的燃气报警器失效时,切断阀不能动作,引发泄漏燃气积聚爆炸。

3管道燃气事故预防措施

(1)要制定切实可行的燃气发展规划。并与全市整体发展规划相适应。在新建、改建、扩建工程中。必须同时进行燃气配套工程的设计、施工、验收,避免重复施工或重复施工过程中造成的破坏。规划部门要掌握并充分重视燃气管网资料,避免燃气管线因资料不健全在施工中被破坏。

(2)设计方案要切实可行。在施工前对所涉及的各类设备、设施、材料、配件进行认真严格的选购。有条件的进行检测,尤其是高、中压管线使用的材料更要严格筛选。设计、施工、验收单位资质要齐备,施工中要按图施工。加强过程验收,对不符合要求的管线要坚决返工整改,以确保工程质量符合标准。

(3)开展城市燃气管道及燃气设施的定期检测。对于到达使用期限或腐蚀严重的管线及设施立即更换或维修,其他情况要按轻重缓急的原则和实际条件有计划的改造。

(4)要采用先进的检漏方法,配齐专业设备,强化巡检工作。巡线人员要掌握辖区内的燃气管线和设施的位置,具备强烈的责任心,确保巡检到位,及时发现隐患,防患于未然。

(5)制定城市燃气安全事故应急救援预案,并不断完善。每年要定期组织模拟演习和消防演练,提高处理突发事故的能力。要配齐抢修抢险人员,完善设备设施,做到专用设备固定位置摆放,专人管理,随时可用,熟练操作。抢险人员要带齐防护用品、检漏仪器、通风设备等必备用品,分工明确,责任明确,抢修现场高效有序,抢险措施及时有效。

(6)燃气企业要建立健全安全管理的规章制度和安全操作规程,并严格贯彻落实。要层层实行燃气安全责任制,做到专人负责、分工明确、责任落实。要通过培训、演习等多种形式,提高全员安全素质。并将燃气安全管理作为一个系统工程,实行横向到边。纵向到底的原则,不放过任何一个死角。

(7)定期开展安全检查,排查事故隐患,特别是对机动车辆经常通过地段:对管线上部土层较薄地段;对各类建筑物、构筑物、物料堆放占压管线地段:对各种管沟与燃气管线综合交叉、距离较近地段:对一些易引发群死群伤的重点地段、重点区域、重要设施运行状况等必须逐一排查。针对存在的问题采取设置专门标志、派人值班巡视、跟踪管理等严格措施解决。对特别地段一时整改不了的,要派专人死看死守。对占压管线问题,要加大违章占压管线危害的宣传力度,争取从源头上杜绝违章占压现象,对已发生的违章占压,要争取政府和相关部门的支持,采取措施,杜绝由此引发安全事故。

(8)由于燃气管线运行受外界施工影响较大,在燃气管网附近的施工应制定燃气管保护方案,并到当地的燃气公司办理监护手续,建议在道路挖掘审批的程序中,将办理燃气监护手续作为必要条件之一,可以有效避免人为因素造成管网损坏,引发爆炸事故。

(9)要加强燃气安全的宣传教育。充分利用报纸、广播、电视等新闻媒体和网络技术,积极开展用气安全、防护、救护等知识的宣传教育,要将燃气安全知识宣传到千家万户,做到家喻户晓,要以社区、物业为依托,不断推出新的宣传管理方法,及时解决各种影响安全用气的因素,使人们在使用燃气的同时提高防范意识,确保安全。

4结语

各类城市燃气事故大多是在人为疏忽、设施损坏等情况下发生的,因此,进一步加强燃气安全管理,寻求科学有效的措施。保障人民群众生命财产的安全已成为当前安全工作的重中之重。