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前言 隨著經濟的發(fā)展,，我國的石油的生產已經遠遠不能夠滿足我國經濟的發(fā)展需求,，石油是經濟的發(fā)展命脈，目前,，我國的石油進口總量已經達到石油總產量的30%左右,，致使石油長距離的運輸成為必然，石油運輸安全成為石油進口大國或內石油穩(wěn)定的重要保障,，本文圍繞我國石油運輸中的輸油站場安全性展開闡述,，對我國周邊可能潛在的運輸布局加以關注 1、管道與設備強度試壓和嚴密性試驗,。 近些年來,，由石油管道問題引起的各種事故頻發(fā)，石油管道的運輸問題在媒體的曝光下也得到了越來越廣泛的關注,，解決石油運輸管道的安全隱患儼然已經成為整個石油安全問題中非常重要的一環(huán),。 首先我們來介紹一下輸油管道系統(tǒng)，輸油管道系統(tǒng)即用于運送石油及石油產品的管道系統(tǒng),，主要由輸油管線,、輸油站及其他輔助相關設備組成，是石油儲運行業(yè)的主要設備之一,，也是原油和石油產品最主要的輸送設備,，與同屬于陸上運輸方式的鐵路和公路輸油相比，管道輸油具有運量大,、密閉性好,、成本低和安全系數高等特點。輸油管道的管材一般為鋼管,，使用焊接和法蘭等連接裝置連接成長距離管道,，并使用閥門進行開閉控制和流量調節(jié)。輸油管道主要有等溫輸送,、加熱輸送和順序輸送等輸送工藝,。管道的腐蝕和如何防腐是管道養(yǎng)護的重要環(huán)節(jié)之一。目前輸油管道已經成為石油的主要輸送工具之一,。 建設這些重大的長輸管道,需要更加安全和有效的施工工藝,。為了保證輸油管道系統(tǒng)的安全，我們必須做好一系列對輸油管道系統(tǒng)的檢測措施,，爭取在問題發(fā)生前找出危險源所在,。 而檢測輸油管道系統(tǒng)最有效以及最直接的方法就是進行強度試壓和嚴密性試驗。 管道在建成后必須經過強度試壓和嚴密性試壓,，方可投產,。管道強度試壓的目的一是驗證管道的整體強度，能否承受管道以后運行的壓力,。二是為提高管道輸量和管道輸送能力提供試驗依據,。 試壓,是對管道施工質量,、材料性能、管道整體性的一次綜合檢驗,。目前國際上普遍使用壓力容積曲線法進行水壓試驗,將水壓試驗的壓力提高至管材最小屈服強度值的1.0～1.1倍,而國內還未應用此方法,不少新建管道仍用空氣做管道的強度試壓介質,落后當代水壓試驗技術40年,。 嚴密性試驗主要是檢測輸油管道在漏氣方面存在的問題，嚴密性試驗就是泄漏試驗,。 強度試驗的試驗壓力高,，但時間短，它是為了保證在壓力急升等突發(fā)情況下管道的承受能力,；嚴密性試驗的試驗壓力低,，但時間長。因為有些細小的泄漏是需要長時間才能發(fā)現(xiàn)的,。它是為了保證在長時間工作狀態(tài)下管道不泄露,。 強度試壓過程中有很多注意點，下面我們來大概介紹以下強度試壓和嚴密性試驗,。 一,、 試壓的目的： 輸氣管道在建成后必須經過強度試壓和嚴密性試壓，方可投產,。管道強度試壓的目的一是驗證管道的整體強度,，能否承受管道以后運行的壓力,。二是為提高管道輸量和管道輸送能力提供試驗依據,。管道水壓試驗過程能夠暴露和消除管道中的缺陷，從而保證管道運行的安全,，管道水壓試驗的強度越高,，能夠暴露出的管道缺陷越多，暴露出的缺陷尺寸也越小,。國外曾對各種等級的管道進行了大量的數據統(tǒng)計,，結果證明，暴露缺陷集中的試壓強度在90%~110%之間,，而試壓強度再高也無意義,。嚴密性試驗是為了驗證新建的管道是否存在泄漏點。 國外應用范圍最廣的ASME B31.8《輸氣和配氣系統(tǒng)》中規(guī)定,，最高試驗壓力除以1.25即為最高允許操作壓力,，因此試壓強度越高，管道的操作壓力也越高,。 二,、試壓介質 ： 管道強度試壓介質分為空氣和水兩種,。采用水進行管道分段強度試壓,，在管道存在缺陷而在試壓中出現(xiàn)泄漏或破裂時,，由于水具有不可壓縮的特性,，管道內試壓介質的減壓速度大于管道的開裂擴展速度，管道能夠迅速止裂,，不會造成大段破裂和嚴重的次生災害,，因此把水作為目前進行管道試壓的首選試壓介質。而采用壓縮空氣進行分段強度試壓,，在管道出現(xiàn)泄漏或破裂時,，由于管道內介質的減壓速度小于管道的開裂擴展速度，在管道止裂韌性不能滿足止裂要求時會造成管道的大段破裂和嚴重的次生災害,，因此采用空氣試壓時鋼材必須要滿足韌性要求,，而且試壓強度較低。 國內外輸氣管道的相關設計,、施工,、安全標準規(guī)范在試壓介質的選擇上，從保證試壓安全的角度,，要求強度試壓優(yōu)選考慮水作為試壓介質,；在試壓工作受到水源供應、環(huán)境及自然條件限制情況下,，對一,、二級地區(qū)的管道允許采用空氣進行強度試壓；三,、四級地區(qū)由于人口密集,，一般要求采用水進行強度試壓。 我國的《輸氣管道設計規(guī)范》和美國《輸氣管道設計系統(tǒng)》（ASME B31.8）標準中,，仍然保留了對一,、二級地區(qū)允許采用空氣進行強度試壓的規(guī)定；同時對三,、四級地區(qū)提出了可以采用空氣進行強度試壓的相關條件和要求,，規(guī)定試驗壓力為設計壓力的1.1倍?！睹绹?lián)邦管道安全法規(guī)》中對三,、四級地區(qū)的管道氣壓試驗，要求管道的試驗壓力不超過管材屈服強度的0.4～0.5倍 三,、試壓強度 ： 在進行強度試驗時,，首先要結合管道的線路特點，確定最高試驗壓力和最低試驗壓力,，試驗壓力的選取對山區(qū)管道更為重要,。 1、我國輸氣管道的試壓強度水平：目前國內輸氣管道的試壓標準遵循的是SYJ 4001-90《長輸管道線路工程施工及驗收規(guī)范》 ，即一,、二,、三、四地區(qū)等級分別采用1.1,、1.25,、1.4、1.5倍的設計壓力,，相應的環(huán)向應力分別達到0.792,、0.75、0.7,、0.6倍SMYS,。規(guī)范還規(guī)定最高試壓壓力所造成的管壁所承受的環(huán)向應力不大于管材最低屈服強度的90%。近年來,，隨著忠武,、西氣東輸等大型輸氣管道的建設，尤其是山區(qū)管道的試壓工作面臨的實際困難,，推動了國內試壓技術的進步,。由于這些管道沿線地形地貌復雜多變，對于地形起伏較大的地段,，為利于達到試壓目的并減少段落劃分,，降低現(xiàn)場施工難度和工作量，借鑒了國際同類管道的施工經驗和做法,，提高了對最高試壓壓力的限制,，采取了“低點的管道環(huán)向應力不得超過鋼管最低屈服強度的0.95倍”的段落劃分原則，在一定程度上提高了試壓壓力,。 2,、國外輸氣管道的試壓強度水平 ：國外的輸氣管道試壓規(guī)范對最低試壓壓力的規(guī)定大體相同,，對于最高試壓強度,，只有加拿大的CSA-Z662-99標準中規(guī)定了最大強度試驗壓力以水作介質時產生的環(huán)向應力為110%SYMS，以氣體作介質時產生的環(huán)向應力為95%SYMS,，其他標準中都沒有對此做出明確規(guī)定,，而是讓業(yè)主根據將來管道運行的可能自行確定。事實上,，國外大部分管道在試壓時的最大試壓壓力都在100%SYMS左右,，有的甚至超過了110%SYMS，稱為超強度試壓,，經過了高強度的試壓過程,，管道中絕大部分的固有缺陷都會暴露出來。 四、試壓前準備與管道試壓： 準備工作：試壓用的壓力表必須經過校驗,，并在有效期內使用,。壓力表的精度不低于1.5級，量程為0～10MPa,，表盤直徑為150mm,，最小刻度為每格讀數0.05Mpa。在試壓中至少使用2塊壓力表,打壓端及末端(排氣端)各一塊,在其余方便加壓力表處也應加設壓力表,。電動試壓泵應開關靈活,，其工作壓力應能滿足試驗壓力的要求。加壓泵,、壓力表應安裝在試驗段下游端部與管道軸線垂直的支管上,。堵板必須有足夠的強度,，試壓過程中，堵板不能變形,，與管道的接口處不能漏水,。 管道試壓：根據管道進水口的位置和水源距離,，設置打壓泵，接通上水管道,，安裝好壓力表，監(jiān)視系統(tǒng)的壓力下降,。檢查全系統(tǒng)的管道閥門關閉狀況，觀察其是否滿足系統(tǒng)或分段試壓的要求,。連通上水流程向管線內注水，在管道最高點安裝放空閥，管道注滿水待水溫一致管道內的空氣排完后,，關閉放空閥門,，試壓泵車開始進行水壓試驗。升壓：水壓試驗前,，應多次進行初步升壓試驗方可將管道內的氣體排盡，當且僅當確定管道內的氣體排盡后，才能進行水壓試驗,。出現(xiàn)下列3種情況表明管道內的氣體未排干凈，應繼續(xù)排氣：A、升壓時，水泵不斷充水,，但升壓很慢,；B,、升壓時,，壓力表指針擺動幅度很大且讀數不穩(wěn)定,；C,、當升壓至80%時，停止升壓,，打開放水閥門,，水柱中有“突突”的聲響并噴出許多氣泡,。升壓時要分級升壓,，每次以0.2Mpa為一級，每升一級檢查后背,、管身及接口,，當確定無異常后，才能繼續(xù)升壓,。水壓試驗時,，后背頂撐和管道兩端嚴禁站人。水壓試驗時,，嚴禁對管身,、接口進行敲打或修補缺陷，遇有缺陷時,，應作出標記,，卸壓后才能修補。整體管線水壓試驗按以下程序進行,，并做好試壓記錄,。水壓試驗先升至試驗壓力的30%（2.25MPa），穩(wěn)壓15min,。穩(wěn)壓期間對管道進行檢查,，無異常現(xiàn)象繼續(xù)升壓至強度試驗壓力的60%（4.5MPa）,，穩(wěn)壓15min后,，無問題繼續(xù)升壓至試驗壓力（7.5MPa），穩(wěn)壓15min,，待壓力平衡穩(wěn)定后,，試壓巡檢人員沿線檢查管道有無滲漏，在30min內,，無滲漏,、變形、無壓降，1小時內壓降小于0.05MPa為合格,。強度試驗合格后,，緩慢降壓至嚴密性試驗壓力7.5MPa，進行嚴密性試驗在30min內無滲漏,，1小時內壓降小于0.05MPa為合格,。試壓設備和試壓管道50m范圍內為試壓禁區(qū)。試壓禁區(qū)設專人把守,，禁止非試壓人員進入,。管道試壓過程中，請業(yè)主,、監(jiān)理及有關技術監(jiān)督部門到現(xiàn)場進行監(jiān)督,，試驗合格后填寫試壓記錄并請各方簽字確認。3水壓試驗如不符合設計要求,，派人沿線檢查是否有焊口漏水,在確定焊口無問題時,組織技術人員進行原因分析,，確定是否由于氣溫/陽光照射等原因造的壓力降。若是由于焊口問題,將試壓管段兩端放空閥門打開進行放空,，修補漏點后重新進行試驗及試驗結果確認,。 在石油管道與設備強度試壓和嚴密性試驗過程中，我們必須注意以下幾點： （1）輸油管道必須進行強度試壓和嚴密性試驗,，但在試壓前應先設臨時清管設施進行清管,，并不應使用站內設施。 （2）穿跨越大,、中型河流,、國家鐵路、一,、二級公路和高速公路的管段,，應符合國家現(xiàn)行標準《原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規(guī)范》SY/T 0015.1.2-98的規(guī)定，應單獨試壓,，合格后再同相鄰管段連接,。 （3）清管器收發(fā)裝置應同線路一同試壓。 （4）壁厚不同的管段應分別試壓,。 （5）用于更換現(xiàn)有管道或改線的管段,，在和原有管道連接前應單獨試壓，試驗壓力不應小于原管道的試驗壓力,。同原有管道連接的焊縫,，應采用射線探傷進行100％的檢查。 （6）試壓介質應采用水,。在人煙稀少,、寒冷、嚴重缺水地區(qū)?？勺们椴捎脷怏w作為試壓介質,，但管材必須滿足止裂要求。試壓時必須采取防爆安全措施,。 （7）輸油干線的一般地段,，強度試驗壓力不得小于設計內壓力的1.25倍；大中型穿跨越及管道通過人口稠密區(qū)和輸油站,，強度試驗壓力不得小于設計內壓力的1.5倍,，持續(xù)穩(wěn)定時間不得小于4h；當無泄漏時,，可降到嚴密性試驗壓力,，其值不得小于設計內壓力；持續(xù)穩(wěn)定時間不得小于4h,。當因溫度變化或其他因素影響試壓的準確性時,，應延長穩(wěn)壓時間。采用氣體為試壓介質時,，其強度試驗壓力為設計內壓力的1.1倍，嚴密性試驗壓力等于設計內壓力,。當采用強度試驗壓力時,，管道任一點的試驗壓力與靜水壓力之和所產生的環(huán)向應力不應大于鋼管的最低屈服強度90％。 （8）分段試壓合格的管段相互連接的碰死口焊縫,，必須按規(guī)范規(guī)定采用射線探傷進行100％的檢查,。全線接通后可不再進行試壓 2、石油管道設計和安全管理 輸油管道 顧名思義就是利用管道來進行油和氣的儲存與運輸,。在石油工業(yè)內部它是聯(lián)接產,、運、銷各環(huán)節(jié)的紐帶,。隨著我國經濟建設及科學技術的高速增長,，輸油管道的發(fā)展規(guī)模不斷擴大，輸油管道設備在油氣儲運上地位也日益顯著,。加強輸油管道設備的安全管理與維護,，是改善油氣儲運工作條件，提高儲運質量和經濟效益的保障,。 一,、輸油管道安全的重要性 當輸油管道通過人口稠密的地區(qū)或接近重要設施時，大火及爆炸將造成生命,、財產的巨大損失,，在邊遠的荒漠、山區(qū)，往往因消防力量不足或水源較遠等條件限制,，滅火困難,。輸油管道的站場和油庫的罐區(qū)集中儲存著大量油品裝卸操作頻繁引發(fā)火災的危險因素很多。輸油管道的這些事故會造成人員傷亡和直接經濟損失以及上游的油氣田和下游的工礦企業(yè)停工減產的間接損失,。輸油管道事故還可能污染環(huán)境給公共衛(wèi)生和環(huán)境保護帶來較長時間的負面影響,。在社會日益重視公眾安全和環(huán)境保護的背景下油氣管道系統(tǒng)的安全受到了更為廣泛 的關注。 長距離輸油管道是大口徑,、長距離,、高壓力的大型管道系統(tǒng)，是國家能源供應大動脈和國民經濟的重點工程,，肩負著為國民經濟健康快速發(fā)展提供能源保障的重要責任,。它們的安全運行有重大的社會和經濟意義。在全球經濟一體化發(fā)展和我國加入WTO的形勢下提高安全管理水平已成為提高企業(yè)的綜合效益及競爭能力,、進入國際市場的重要手段,。 二、我國油氣管道的安全形勢 我國已建成油氣管道4萬多公里其中東部許多管道運行已接近或超過20年逐步進入后期事故多發(fā)階段,。由于建設當時的技術經濟條件所限設計,、施工水平、材料缺陷,、多年運行的損傷等原因管道安全存在不少隱患,。近年來隨著經濟的快速發(fā)展城市及城鎮(zhèn)建設、廠礦及交通設施建設也日益頻繁違章施工傷害管道,、違章建筑占壓管道的事件增多,。第三方故意破壞引發(fā)的管道泄漏事故呈上升趨勢更給管道系統(tǒng)的安全造成嚴重威脅。2003年底在蘭成渝成品油管道的廣元段因打孔盜油造成汽油噴射泄漏的惡性事故就是典型的例子,。 由于上述原因我國油氣管道事故率比發(fā)達國家要高很多倍,。據統(tǒng)計，近30年來歐洲,、前蘇聯(lián),、美國的輸氣管道事故率(單位次/(千公里〃年))分別為0.42、0.46,、0.60總平均值大致為0.5,。我國四川地區(qū)12條輸氣管道的事故率為4.3。西歐17國輸油管道泄漏事故率2000年為0.25,。我國東北和華北地區(qū)輸油管道運行以來粗略統(tǒng)計事故率要超過2.0,。 近年新建成的西氣東輸管道、蘭成渝成品油管道,、陜京輸氣管道及建設中的陜京二線,、大西南成品油管道和計劃建設的西部原油,、成品油管道等都是大口徑、長距離,、高壓力的大型管道系統(tǒng)是西部大開發(fā)的重點工程它們的安全運行對國民經濟有重大意義,。這些管道經過沙漠、高山通過濕陷性黃土區(qū)域及多條地震斷裂帶,。沿線地形地貌復雜地質災害類型多,、頻率高。2004年投產的甬滬寧原油管道及建設中的沿江輸油管道等都是建在人口及城鎮(zhèn)最密集的華東沿海地區(qū),。這些管道一旦泄漏或發(fā)生火災爆炸事故將產生重大損失及惡劣影響,。當前形勢下油氣管道安全的重要性和緊迫性更為突出。增強安全生產意識提高安全管理水平保障油氣管道安全運營是擺在我國儲運工程技術人員和管理人員面前的重要任務,。 三,、輸油管道事故原因與后果分析 下面根據事故統(tǒng)計資料分別對輸油管道的危害因素及事故后果進行分析。 (一)輸油管道事故統(tǒng)計分析 表10.1列出了西歐和美國19711995年輸油管道事故統(tǒng)計數據的原因分類,。 表10-1西歐及美國輸油管道的事故統(tǒng)計(1971-1995年) 外力損傷 腐蝕 機械損傷 操作失誤 自然災害 其他 西歐 33% 30% 25% 7% 4% 1% 美國 34% 33% 18% 2.5% 4.5% 8% 由管道事故率統(tǒng)計可見歐美國家輸油管道事故原因主要是外力損傷,、管材及管件的機械損傷、腐蝕其次是操作失誤,、自然災害等,。 外力損傷中一種指由于外部的活動如工業(yè)、道路建設,、爆破,、開挖、管道施工,、維修等活動引起的意外損壞另一種是第三方惡意損壞例如近年我國發(fā)生的打孔盜油事件屬于這種。管材及管件的機械損傷往往是由材料損傷或施工損傷引發(fā)除了管壁變形,、凹陷等引起的泄漏外較多事故發(fā)生在閥門,、法蘭等 管件上站場內的泄漏較多集中在這些部位。管道內,、外腐蝕引起的泄漏事故中輸油管道外腐蝕次數及總泄漏量都占主要位臵,。腐蝕事故多發(fā)生在管子的焊道、管道穿(跨)越處,、錨固及防腐層補口處的管段上因為這些部位都易于產生管材損傷,、應力集中、焊接缺陷及防腐層破損,。自然災害主要是由于地震,、塌方、泥石流,、洪水,、雷擊等造成的管道損壞,。 輸油管道大量泄漏的主要原因是管子開裂。按管子開裂孔徑的尺寸從小到大排序一般分為針孔,、裂縫,、漏口、裂口,、斷裂等幾種,。開裂孔徑、面積越大平均泄漏量越大,。 表10-2我國東部輸油管道的事故統(tǒng)計（1970-1990年) 破壞原因外部干擾設備故障腐蝕違規(guī)操作施工,，管材其他 比例（%） 8.3 30.3 21.3 20.5 8.5 11.1 表10-3我國輸油管道設備事故統(tǒng)計(1970-1990年) 分類加熱爐閥門泵機組油罐電氣設備其他 比例（%） 31.6 26.8 21.0 11.6 7.9 1.1 表10-2、10-3列出了1970-1990年我國輸油管道事故統(tǒng)計數據,。這20多年中我國輸油管道事故原因主要是設備故障,、腐蝕、操作失誤其次是外部干擾和施工,、管材質量問題,。我國輸油管道事故主要原因與歐美不同是因為東部管線多建設在20世紀7080年代受到當時經濟、技術水平的限制在設備,、材料及施工質量,、自動控制等方面與先進水平有較大差距所致。20世紀90年代以來打孔盜油等故意破壞的事故率呈快速上升的趨勢這給輸油管道安全造成了極大損害,。近年新建的大型油氣管道在設計,、材料設備、施工等方面技術水平有很大提高設備故障及誤操作的事故率下降,。 (二) 輸油管道泄漏事故的后果及影響因素 輸油管道事故泄漏可能引起火災爆炸造成人員傷亡及財產損失,。泄漏不僅使所輸油品大量流失由于漏出的油品往往會污染河流、地表和地下含水土層從而污染飲用水對生態(tài)環(huán)境和社會影響很大,。原油泄漏后對生態(tài)環(huán)境有長期的負面影響除了溢油直接損失處理事故還需要花費油品回收,、清洗、環(huán)境凈化及賠償損失等費用,。輸油管道事故后果的影響因素主要有以下幾方面 1.油品泄漏量及擴散條件 . 管道運行中因管子開裂引發(fā)的泄漏量與裂口大小程度,、泄漏持續(xù)時間有關開裂的孔洞越大泄漏持續(xù)時間越長泄漏量就越大。一般情況局部腐蝕形成的針孔滲漏量很小而機械損傷導致的裂口會大量漏油,。通常條件下,，泄漏量越大，污染范圍也越大,。但某些情況下也有例外例如高壓管道內油品從小孔中向上噴射隨風四處飄散到遠處埋地管道長期泄漏的油品隨地下水或地面水流動,，或土壤為滲透率較高的沙土、礫石層,，使油品容易擴散這些都可能導致大面積的環(huán)境污染,。 2.管道周邊的人口密度 泄漏事故后果的嚴重程度與當地人口狀況有關若事故發(fā)生在荒無人煙地區(qū),，則后果輕微，人口越密集,，事故后果危害性越高,。特別在工業(yè)區(qū)或商業(yè)區(qū)附近，不但人口密集,，還由于土建施工及大型機械作業(yè)較多,，危及管道的因素增多，事故頻率較高,，風險更大,。 3.管道所輸介質的危險性 所輸介質的物理性質將影響到泄漏事故的后果，主要考慮介質的危險性,。危險可以分成兩類即當前危險和長期危險,。當前危險指突然發(fā)生并需要立即采取措施的危險但危害的持續(xù)時間短。如火災,、爆炸,、接觸毒物等將立即造成人員傷亡和財產損失。長期危險是指持續(xù)時間較長的危險如水源污染,、潛在致癌性等這些屬于慢性危害隨時間的推移其危害性可能更大,。天然氣、液化氣等泄漏后火災,、爆炸危險性比一般油品的危險更大而原油泄漏后對生態(tài)環(huán)境有長期的負面影響,，長期危險較大。 (1)油品的易燃易爆性 石油及天然氣的易燃,、易爆性是泄漏后引發(fā)火災或爆炸的內因,。評價油品燃燒、爆炸危險的主要物性參數有閃點,、蒸氣壓,、爆炸極限等。閃點是衡量油品火災危險性的主要標志以前國內按閃點高低劃分石油及油品的危險等級,。閃點低于28℃的油品屬于易燃液體航空汽油、車用汽油,、航空煤油屬于這類,。由于原油的蒸汽壓較高閃點較低也多屬易燃液體。近年發(fā)布的GB 50183-2004《石油天然氣工程設計防火規(guī)范》中將易燃液體按蒸氣壓,、閃點分別劃分37.8℃時蒸氣壓>200 kPa的液態(tài)烴為甲A類如液化石油氣,、液化天然氣、天然氣凝析油及未穩(wěn)定凝析油,。閃點低于28℃的液體(甲A類除外)為甲B類如汽 油,、原油及穩(wěn)定凝析油,。將閃點>28℃的可燃液體按閃點從低到高分為了乙A、乙B和丙A,、丙B類,。這種油品火災危險性分類方法與國外基本相符。 當油氣在空氣中的濃度在爆炸上限與下限之間遇到引爆源時有爆炸危險,。油氣的燃燒限范圍的下限與爆炸限一致上限略高于爆炸上限,。若混合氣濃度高于爆炸上限卻在燃燒限內則不會爆炸但會燃燒而后爆炸。幾種油品在空氣中的爆炸極限(體積濃度)車用汽油為1.586.48煤油為1.47.5,。油氣的爆炸往往與燃燒相聯(lián)系兩者一定條件下可以互相轉換所以易燃性大的油品往往爆炸危險性也大,。 (2)油品的靜電積聚性 油品在管道中流動、充裝容器時的沖擊,、噴濺及沉降等過程中都會產生靜電積聚,。因為靜電放電的火花引燃油氣的火災、爆炸事故主要發(fā)生在有油氣形成的油罐,、油槽車及油輪中,。據日本官方統(tǒng)計油品的火災爆炸事故中約有10屬于靜電引發(fā)的事故。當液體的電導率在10-12 10-11S/m范圍靜電產生并積聚的能力最強若油品中含有水分或混有空氣會增加靜電積聚的危險性,。液化石油氣,、凝析油和輕質油品的電導率及含雜質情況正在這個范圍內儲運過程中靜電危險性很大。 (3)油品的毒性 原油,、汽油等對人體的毒性取決于其組成成分其中所含的烷烴,、環(huán)烷烴等由呼吸道吸入后高濃度時可使神經系統(tǒng)功能紊亂并刺激皮膚、粘膜,。含油污水對河流的污染嚴重時會導致魚蝦死亡,。 (三) 高粘易凝原油流變特性對管道運行安全的影響 高粘易凝原油多采用加熱輸送。加熱輸送管道低輸量運行中當外界環(huán)境條件變化或運行工藝參數不當時可能出現(xiàn)初凝停流事故,。管道的輸量要大于熱力條件允許的最小輸量輸量低于這一限制時必須采取相應措施才能保證管道安全運行,。停輸時間過長將使管內原油冷凝而導致再啟動困難可能釀成凝管事故。 凝管事故是輸油企業(yè)的惡性重大事故,。它不僅會造成管道停輸而且往往解堵困難,。處理凝管事故除了造成排放原油、搶險費用,、管道停輸等直接經濟損失外還會污染環(huán)境并影響上,、下游的油田、石化企業(yè)的生產造成巨大的間接損失和不良的社會影響,。 四 如何加強油氣管道設備管理與維護工作 4.1 要定期給設備進行體檢 為了延長設備“壽命”,，在設備管理上，我們應該實行每月定期“體檢”,，增強設備的“免疫力”,。以新疆油田油氣儲運公司為例,，長期以來重視加強設備的安全管理工作，每個月對所有運行設備的振動情況都要進行一次檢測,，檢測任務由克拉瑪依科比公司承擔,，對不符合振動檢測標準的運行設備單獨核實，及時反饋給油氣儲運公司,，油氣儲運公司根據檢測結果,，對存在的問題認真分析原因，找出相應的解決辦法,，有力的保障了設備設施的安全平穩(wěn)運行,。 4.2 加強壓縮機各主要部件的定期保養(yǎng)和維護 壓縮機是油氣儲運中的重要設備。為了使壓縮機能夠正?？煽康剡\行,，保證機組的使 用壽命，需制定詳細的維護計劃,，執(zhí)行定人操作,、定期維護、定期檢查保養(yǎng),，使壓縮機組保 持清潔,、無油、無污垢,。第一,，維修及更換各部件時必須確定：壓縮機系統(tǒng)內的壓力都已釋放，與其它壓力源已隔開,，主電路上的開關已經斷開,，且已做好不準合閘的安全標識；第二,，壓縮機冷卻潤滑油的更換時間取決于使用環(huán)境,、濕度、塵埃和空氣中是否有酸堿性氣體,。新購置的壓縮機首次運行500h須更換新油,，以后按正常換油周期每4000h更換一次，年運行不足4000h的機器應每年更換一次,；第三,，油過濾器在第一次開機運行300h-500h必須更換，第二次在使用2000h更換,，以后則按正常時間每2000h更換；第四,，維修及更換空氣過濾器或進氣閥時切記防止任何雜物落入壓縮機主機腔內,。 4.3 油氣儲運設備管理要實行“三定”制度,，維修要及時實行“三定”制度，主要設備實行定機,、定人,、定崗位制每臺設備的專門操作人員必須經過培訓和考試，獲得“操作合格證”之后才能操作相關的設備,；在采用多班制作業(yè),，多人操作設備時，要執(zhí)行交接班制度,；對于新購或經過大修的設備,，必須經過磨合期的試運轉過程，以延長使用壽命,，防止機件過早磨損,；此外還要嚴格實行安全交底制度，使操作人員對施工要求,、場地環(huán)境,、氣候等安全生產要素有詳細的了解，確保設備使用的安全,。設備在使用過程中,，不可避免地會出現(xiàn)各種各樣的故障，必須及時采取相應的保護性或適應性維修措施,，以防降低設備的使用性能，縮短使用壽命,，甚至釀成事故。當設備必須送修時,，絕不能允許帶病作業(yè),，但是在沒有場地,、設備等必要的條件下，切勿勉強拆修,，以切實保證修理質量,。拆裝要按使用說明書和一定的工藝程序,，使用專用工具進行,，在拆裝前后，零件要擺放整齊,，嚴防磕碰和日曬雨淋,。按目前施 工生產的特點，設備維修工作可分為故障前的預防性維修和故障后的排障性維修,。 4.4 加強油泵日常維護與保養(yǎng) 油泵是一種理想的油氣循環(huán)泵或作載熱體輸送油氣泵。油泵日常維護需要注意的是： 第一,，在開始運行初期有少量泄漏是正常的,，在經過一定時間運行后泄漏將會減少或停止,； 第二,，選擇泵的安裝位置時，要使泵蓋和軸承座的熱量便于擴散,，不出現(xiàn)任何蓄熱現(xiàn)象,。不許用輸入管上的閘閥調節(jié)流量，避免產生氣蝕,； 第三，泵不宜在低于30％設計流量下連續(xù)運轉,，如果必須在該條件下運轉，則應在出口裝旁通管，且使流量達到上述最小值以上,；第四,，注意泵運行時有無雜音,，如發(fā)現(xiàn)異常狀態(tài)時，應及時處理,。 五 結論 輸油管道的安全管理是一門綜合性的應用學科，無論是理論方面還是實際應用方面都是與時俱進的,，我們只有在堅持提高經濟利益,，強化管理，加大創(chuàng)新管理力度,，才能不斷提高油氣儲運設備管理及維護的水平,，才能取得較好的經濟效益和社會效益。 3,、石油儲存罐的防火防爆設計 石油儲罐的安裝 隨著我國經濟的快速發(fā)展,油氣產品需求量越來越多,用于油氣產品儲存石油的儲罐需求也在增多,。石油儲罐的施工,直接關系到使用和安全。 石油儲罐工程組成部分主要有管線,、設備,、電氣、儀表等等,。工程施工步驟如下,。 1基礎驗收 在安裝儲罐之前,需要首先對土建單位提供的驗收合格證明書進行審核,之后還需要復查其基礎表面尺寸,具體包括三個方面的內容:一是控制儲罐基礎中心標高的偏差,保證其偏差不超出規(guī)定范圍,一般來講,在2 0毫米以內為宜。支撐管壁的基礎表面,控制弧長內任意兩點的高差,一般來講,每十米的高差需要小于等于6毫米,在整個圓周長度內,任意兩點的高差要小于等于12毫米,。三是要保證沒有突出的凹陷,、貫穿裂紋或者隆起等問題存在于瀝青沙層表面,保證其足夠的平整和密實。 2 預制 2.1罐底板預制首先是對罐底排版圖進行繪制,在繪制時,需要將鋼板的規(guī)格以及設計圖紙的相關要求充分納人考慮范圍,。下料要嚴格依據排版圖來進行,按照相關的規(guī)定來審核下料尺寸的偏差,。要仔細的打磨弓形邊緣板坡口,使其足夠的光滑,控制坡口厚度,使其不小于 12毫米。要噴砂除銹底板背面,并且還需要將瀝青漆涂刷上去,涂刷的范圍不包括焊接40毫米以內的范圍,。 2.2罐頂板蒙皮預制專業(yè)的生產廠家來預制和安裝鋼網殼,在現(xiàn)場只需要安裝和預制頂板蒙皮即可,。 2.3壁板預制首先對罐壁排版圖進行繪制,在滾回壁板時,為了保證滾圓質量,需要將滾板支架設置在滾板機前后,將平支架設置于滾板機前面,將弧形支架設置于后面。壁板滾圓之后,在平臺上立置,然后對弧度進行檢查,采用的是弧度樣板,嚴格控制壁板兩端的弧度,使其在4毫米以內,在運輸壁板的過程中,需要在壁板胎具上放置這些壁板,。 3 組裝 3.1罐底組裝完成了基礎驗收之后,將十字中心線和罐底邊緣板外圓 周線在基礎表面上劃出來,。首先將邊緣板鋪設好,然后將中心長條基準中幅板鋪設好,保證基礎十字中心線可以重合于中心基準版的十字線,然后將罐底排版圖的底板編號設置于中心基準板兩側,這樣整個罐底就可以被逐塊完成。在對接頭三層鋼板重疊部分進行搭接時,可以按照搭接長度2倍的標準來對上層底板進行切角,按照搭接長度的三分之二來控制其寬度,。在鋪設上層底板之前,需要將上層地板覆蓋部分的角焊縫進行焊接好,。 3.2罐頂組裝安裝過頂圈壁板和邊梁之后,就可以安裝鋼網殼,然 后安裝灌頂蒙皮,。首先,將壁板組裝圓周線畫在罐底板上,在罐底板的內側,進行檔板的點焊工作,控制間距為5 0 0毫米。在對頂圈壁板進行組裝和焊接時,需要對它的相關參數進行嚴格控制,比如橢圓度,、直徑,、垂直度等等,這樣邊梁安裝的精度才可以得到保證。完成了縱縫焊接工序之后,就需要在上端頂緊漲圈,對上口的圓度和水平度進行檢查,同時還需要控制壁板垂直度的誤差,。分段預制過邊梁之后,就需要進行組裝,組裝也是分段進行的,完成組裝之后,對它的圓度和水平度進行檢查,控制其誤差,使其不超過相應的標準,。對鋼網殼進行配合安裝。將罐頂蒙皮組裝圓周線畫在邊梁上,按照在過梁上進行等分劃線,它是嚴格依據蒙皮塊數來進行的,。在吊裝罐頂蒙皮時,采用的是履帶吊,。在對蒙皮進行組裝時,是按照順時針的方向進行的,在組裝 過程中,需要對搭接量和搭接貼合度進行調整。完成了罐頂蒙皮焊接工序之后,就需要安裝通氣孔和透光孔,。 3.3罐壁組裝倒裝法原理,在一般大型儲罐的安裝中,都是采用倒裝法,采用倒裝法,這樣就可以在地面作業(yè),不會受到罐體高度的影響,有著較高的工作效率,并且大型吊架、腳手架費用也可以被有效的節(jié)約掉,。倒裝法管壁施工的要點有這些,完成了罐頂蒙皮的焊接工序之后,利用履帶吊來焊接圈板和縱縫,在焊接的過程中,要將每圈壁板留設下兩道活口,。在每次提升之前,需要全面認真的檢查提升裝置,檢查沒有問題之后,方可以進行提升工序。在提升 的過程中,指揮人員需要對信號進行統(tǒng)一,保證工作人員的提,、停動作是同步進行的,并且每次要提升一致的高度,。指揮人員要對罐體起升高度 進行隨時觀察,保證處于一致狀態(tài),如果升高度不一致,那么就需要進行必要的調整,保證處于平衡狀態(tài)。當提升到一般高度時,需要將提升工序進行停止,提升人員除了要休息之外,還需要在上圈壁板內側下邊點焊環(huán)縫組隊擋塊,。完成提升工序之后,將活口倒鏈收緊,然后對罐內人員進行劃分,修理局部對口間隙不合適的地方,并且進行環(huán)縫組隊,采用的方法是在本圈壁板內側上邊點焊擋塊的方法,同時還需要點焊組成完成的地方,。 通過上文的敘述我們可以得知,石油儲罐工程的安裝并不是一項簡單的工作,它是涉及到諸多方面的系統(tǒng)工程,需要綜合考慮各個方面的因素。相關的施工人員需要不斷的努力,提升自己的專業(yè)技術水平,積累經驗,嚴格依據相關的標準和要求來進行施工,保證石油儲罐工程的安裝質量,。本文結合某石油儲罐工程,分析了石油儲罐工程的安裝技術,希望可以提供一些有價值的參考意見 石油儲罐的防火 大型油罐消防技術措施 針對大型儲罐存在的火災危險性及其影響因素,主要從工藝設計,、儲罐布局、防火,、滅火措施等方面研究大型儲罐的消防安全技術措施 ,。 4 . 1工藝方面 1 )儲罐類型的選擇石油及其產品常用的儲存設備主要有固定頂儲罐 、 內浮頂儲罐和外浮頂儲罐 ,。固定頂儲罐在油品上存在一個油氣混合空間 ,極易發(fā)生爆炸 ,所以固定頂儲罐不宜用來存儲大量油品 ,。 內浮頂儲罐的密閉性較好 ,能夠大幅度減少油品的蒸發(fā) ,火災危險性較小 ,安全性較高 ,但造價較高 , 一般用來儲存成品油中的輕質油品 。 外浮頂儲罐的安全性比固定頂儲罐高 ,且易做成大型儲罐 ,。 2 ) 儲罐材料的選擇 目前 ,我國石油儲存形式主要采用金屬罐儲存,。10萬噸以上的大型儲罐,由于石油儲量大,罐壁承受壓力較大,因此,對鋼材的性能提出了更高的要求目前,我國已基本實現(xiàn)鋼材國產化。 3 ) 儲罐內壁防腐處理 油品內或多或少含有一定量的腐蝕性組分,如水,、氧氣,、硫化氫、氯化物和硫酸鹽,長時間與灌頂,、罐壁和罐底接觸,會引起這些部位出現(xiàn)腐蝕穿孔,油品泄漏,。所以要對油罐進行防腐處理,如粉刷防腐涂料,、適當增加底圈壁板的厚度、采用陰極保護等措施 ,。 4 ) 設置合理的排水系統(tǒng) 由于雨雪天氣會在儲罐頂部積聚一定量的液體,為了減輕浮頂承受的壓力,減少浮頂發(fā)生傾斜的幾率,需要及時將浮頂上的液體排走,。所以,在大型油罐需設置合理的排水系統(tǒng)。 4 . 2儲罐布局 對于儲存原油的外浮頂罐,按照現(xiàn)行《石油庫設計規(guī)范》的規(guī)定,油罐應成組布置且罐組不應大于6×104m3;油罐間距不小于0 . 4 D ( 甲,、乙A類 )?，F(xiàn)行相關規(guī)范針對常規(guī)油罐制定,適用于大型儲罐時,是否能滿足火災安全的需要,很多人提出了質疑,且有很多相關學者對其進行了研究。研究表明,隨著原油儲罐容量(或半徑)的增大,其罐壁外0.4D處的熱輻射強度逐漸減小,。即大容量儲罐較之小容量儲罐而言,著火時對罐外壁0 . 4 D處的鄰近罐的熱輻射危害相對較輕,。也就是說 , 按現(xiàn)行規(guī)范規(guī)定的防火間距設計,能夠滿足火災安全的需要。 4 . 3防火,、滅火措施 合理進行油罐消防設計,是保證消防安全的重要前提,。在進行消防設計時,既要考慮日常防火的需要,又要考慮滅火時可靠的技術保證?？v觀國內外消防設計,油罐的消防技術措施主要有以下幾點 : 4. 3. 1設置防雷設施 雷擊引起儲罐火災事故時有發(fā)生,。隨著油罐大型化的發(fā)展,一旦發(fā)生類似事故,將會引起更為嚴重的災難。因此,在設計油罐時,應進行防雷設施設計,。對于外浮頂儲罐通常將浮頂與罐壁用2根導線做電氣連接,并設置合適的接地裝置,。 4. 3. 2設置防靜電設施 當油品與固體、油品與氣體之間,、油品與不相混的液體之間,由于攪拌,、沉降、噴射,、飛濺,、發(fā)泡、流動等發(fā)生接觸-分離的相對運動時,會在油品中產生靜電,。 這種靜電對易燃油品是種潛在的火源,。 4. 3. 3選用合格電氣設備和電器防爆設施油罐的主要電氣設備如輸電設備、線路,、泵房電機,、照明設備等,若采用非防爆型或防爆等級不夠的泵房電機、燈具,、 開關等,在使用時產生電火花,極易引燃泄漏的油蒸氣,。電氣設備是引起油罐火災的重要原因。 4. 3. 4設置火災報警系統(tǒng)聯(lián)動設施及可燃油氣檢測裝置利用火災報警設施對油罐進行監(jiān)測,一旦油罐中某處發(fā)生故障,立即發(fā)出報警信號,管理人員及時進行檢查 , 排除故障, 將火災消滅在萌芽階段,。目前,罐區(qū)火災自動報警系統(tǒng)采用的技術主要包括感溫電纜及光柵光纖兩種,感溫電纜在早期建造的油罐中用于火災探測 ,。光柵光纖火災探測系統(tǒng)是近幾年出現(xiàn)的應用于油罐的火災探測技術,與感溫電纜相比, 該系統(tǒng)性能穩(wěn)定 ,適合應用于大型儲罐 光纖光柵探測系統(tǒng)具有優(yōu)良的火災探測性能。在儲罐區(qū)除設置火災探測裝置外,還應同時設有可燃氣體檢測設備 ,一旦某處發(fā)生泄漏 ,可燃氣體濃度超過規(guī)定指標時發(fā)出報警 , 管理人員及時檢查維修 ,降低惡性事故發(fā)生的幾率 ,。 4. 3. 5合理設置油罐保護設施,減少輻射熱對油罐的破壞石油是一種高能燃料 , 1 kg石油燃燒時可產生41 868 kJ 的熱量 ,一旦油罐發(fā)生火災,其強烈的輻射熱對罐體及鄰近罐產生強烈的破壞作用,。為減少輻射熱對著火罐及鄰近罐的危害, 降低火災中著火油罐的個數,需要設置保護設施 ,。 1 ) 設置防火隔熱涂層 在油罐外壁和與其相連的管道上噴涂防火隔熱涂料 ,形成一層隔絕輻射熱的保護層 。該涂層附著在油罐本身,日常能減少太陽熱輻射的影響,火災時自動對油罐進行保護,。 防火涂料：涂層保護是石油儲罐腐蝕防護的主要措施,。為此,國內曾先后開發(fā)了醇酸銀粉漆、氯磺化聚乙烯涂料,、高氯化聚乙烯涂料,、丙烯酸聚氨酯防腐蝕涂料、常溫固化型氟碳涂料等 ,并在不同時期的工程建設中得到應用,。常溫固化型氟碳涂層綜合性能優(yōu)于高氯化聚乙烯涂層和丙烯酸聚氨酯涂層 ,。 由于價格便宜,目前石油儲罐外防腐蝕大多使用高氯化聚乙烯涂料和丙烯酸聚氨酯涂料,但是存在著耐候性差,維修重涂周期短的問題。使用常溫固化型氟碳防腐蝕涂料可以長效保護儲罐,減少維修重涂次數,綜合成本不上升,。 2 ) 設置水冷卻系統(tǒng) 水具有很好的冷卻降溫作用 ,。在《 石油庫設計規(guī)范 》中規(guī)定,“著火的浮頂油罐應進行冷卻”;滿足地上儲罐高度超過15 m ,或單灌容積大于2 000 m3時,應采用固定式水噴淋冷卻系統(tǒng)。同時在油罐區(qū)周圍設置一定數量的水炮,。水炮的射程遠,流量大 ,一旦油罐發(fā)生爆炸損壞固定水噴淋冷卻系統(tǒng),水炮能夠繼續(xù)發(fā)揮冷卻作用 ,。 4. 3. 6設置固定滅火系統(tǒng),將火災消除在初級階段固定滅火系統(tǒng)是按照相應的設計要求 , 預先安裝好的 、 著火時可立即啟動對油罐進行保護的滅火系統(tǒng) ,。 該系統(tǒng)在油罐發(fā)生火災時 , 可隨時按照預定的程序啟動 ,有效地實施滅火 。 和移動設施相比 ,該系統(tǒng)啟動時間短 , 滅火劑消耗少 ,、 釋放位置比較準確 ,滅火效率高 ,。固定滅火系統(tǒng)主要有液上噴射泡沫滅火系統(tǒng)和泡沫炮系統(tǒng) 。 4. 3. 7設置消防給水系統(tǒng)無論是水冷卻系統(tǒng)還是泡沫滅火系統(tǒng) , 在冷卻和滅火過程中需要大量的水 ,因此 ,在儲罐區(qū)必須設置儲水和輸水設備消防用水一般通過消防水池 ,、 水罐或利用附近的江河湖泊的水資源作為消防用水 , 保證火災的情況下具有足夠的冷卻和滅火用水 ,。 5 其他 完善的消防設計是確保消防安全的重要技術前提 。 而真正要提高石油儲罐的消防安全 , 還需要在石油儲罐運行過程中加強安全管理,、 加大移動消防設備的投入力度和增強應對突發(fā)事故的能力 ,。 石油儲罐的間距設計標準 液化石油氣儲罐或罐區(qū)與建筑物、儲罐,、堆場,、鐵路、道路的防火間距（m） 注： 1 容積大于1 000m3的液化石油氣單罐或總儲量大于5000m3的罐區(qū),，與明火或散發(fā)火花地點的防火間距不應小于120.0m,，與民用建筑的防火間距不應小于100.0m，與其他建筑的防火間距應按本表的規(guī)定增加25%,； 2 防火間距應按本表總容積或單罐容積較大者確定,； 3 直埋地下液化石油氣儲罐的防火間距可按本表減少50%，但單罐容積不應大于50m3,，總容積不應大于400m3,； 4 與本表以外的其他建,、構筑物的防火間距，可按現(xiàn)行國家標準《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》GB50028的有關規(guī)定執(zhí)行,。4.4.2液化石油氣氣化站,、混氣站、瓶組站,，其儲罐與工業(yè)建筑,、重要公共建筑和其他民用建筑、道路等之間的防火間距可按現(xiàn)行國家標準《城鎮(zhèn)燃氣設計規(guī)范》GB50028的有關規(guī)定執(zhí)行,?？側莘e不大于10m3的工業(yè)企業(yè)內的液化石油氣氣化站、混氣站的儲罐,，當設置在專用的獨立建筑物內時,，其外墻與相鄰廠房及其附屬設備之間的防火間距，可按甲類廠房有關防火間距的規(guī)定執(zhí)行,。當設置在露天時,，與建筑物、儲罐,、堆場的防火間距應按本規(guī)范第4.4.1條的規(guī)定執(zhí)行,。4.4.3液化石油氣儲罐之間的防火間距，不應小于相鄰較大罐的直徑,。數個儲罐的總容積大于3000m3時,，應分組布置。組內儲罐宜采用單排布置,。組與組之間相鄰儲罐的防火間距,，不應小于20.0m。4.4.4液化石油氣儲罐與所屬泵房的距離不應小于15.0m,。當泵房面向儲罐一側的外墻采用無門窗洞口的防火墻時,，其防火間距可減少6.0m。液化石油氣泵露天設置時,，泵與儲罐之間的距離不限,，但不宜布置在防火堤內。 4.4.5 液化石油氣瓶裝供應站的瓶庫,，其四周宜設置不燃燒體的實體圍墻,，但面向出入口一側可設置不燃燒體非實體圍墻。液化石油氣瓶裝供應站的瓶庫與站外建,、構筑物之間的防火間距,，不應小于表 4.4.5的規(guī)定。當總容積大于30m3時,，其防火間距應符合本規(guī)范第4.4.1 條的規(guī)定,。 瓶庫與站外建,、構筑物之間的防火間距（m） 注：總存瓶容積應按實瓶個數與單瓶幾何容積的乘積計算。 參考文獻： [ 1 ]《石油儲罐工程的安裝技術實踐探析》 劉潤廣 中國石油遼河油田概預算管理中心 遼寧盤錦 [ 2 ]《大型石油儲罐消防設計研究》葛曉霞 董希琳 郭其云 唐凱( 1 中國人民武裝警察部隊學院消防指揮系 ,廊坊 0650002 中國人民武裝警察部隊學院科研部 ,廊坊 065000 ) [ 3 ]《石油儲罐幾種外防護涂層性能的評價》解蓓蓓 , 張麗萍 , 張其濱 , 徐忠蘋 (中國石油集團工程技術研究院 ,天津塘沽 300451) [ 4 ]《液化石油氣儲罐防火間距》 [ 5 ]《大型石油儲罐區(qū)消防安全對策研究》葛曉霞, 董希琳, 郭其云( 中國人民武裝警察部隊學院消防指揮系, 河北廊坊 065000) [6] 高洪濤 ,丁浩 , 李亮. 我國石油消費現(xiàn)狀及其戰(zhàn)略思考 [ J ] . 中國安全科學學報 , 2004 , 14 ( 8 ) : 29～33 [7] 張棟. 大型石油罐區(qū)泄漏火災事故環(huán)境風險評價應用研究 [ D ] . 首都經濟貿易大學 [ 碩士論文 ] , 2004 . 3 [ 8 ] 張振華 , 李萍 , 趙杉林等. 硫化亞鐵引發(fā)儲油罐火災危險性的研究[ J ] . 中國安全科學學報 , 2004, 14 ( 11) : 96～99 [ 9 ] 蔡勝修. 熱輻射分析在油品儲罐防火安全中的應用 [ J ] . 石油化工安全技術 , 2002 , 18 ( 4 ) : 10～15 4,、調節(jié)閥,、減壓閥、安全閥,、高(低)壓泄壓閥等主要閥門操作和維護校驗 一,、調節(jié)閥： 調節(jié)閥正常運行后要進行維護和保養(yǎng)。調節(jié)閥作為自動化控制系統(tǒng)的一部分,，其維護應與自動化儀表和其他設備同時進行,。 調節(jié)閥的維護與一般儀表的維護類似，可分為被動性維護,、預防性維護和預見性維護,。被動性維護是當調節(jié)閥等設備出現(xiàn)故障時才進行維護的一種維護方法。由于設備發(fā)生故障才維護,，因此常常造成生產過程停車,，嚴重時甚至出現(xiàn)設備損壞或人員傷亡等。被動性維護是生產過程所不希望的維護,，預防性維護是根據過去的運行經驗,，按時間進行維護的一種維護方法。例如,，常用的定期維護就是預防性維護,，它根據不同設備的運行情況制定相應的維護時間表，在設備還沒有出現(xiàn)故障時就進行維護,。由于故障沒有發(fā)生就進行維護，因此,，可大大降低故障發(fā)生概率,。但這種維護方法并沒有將當前使用的該調節(jié)閥實際情況進行分析，常常對還可以使用一定時間的調節(jié)閥進行拆裝和檢查,，浪費了時間和資源,。預見性維護從當前使用的調節(jié)閥數據分析出發(fā)，預見該調節(jié)閥的狀態(tài),，從而使調節(jié)閥得到最大限度的利用,。 一、 調節(jié)閥日常維護工作內容 調節(jié)閥日常維護工作內容分為巡回檢查和定期維護兩部分,，巡回檢查工作內容如下,。 1、向當班工藝操作人員了解調節(jié)閥的運行情況,。 2,、查看調節(jié)閥和有關附件的供給能源(氣源,、液壓油或電源) 3、檢查液壓油系統(tǒng)運行情況,。 4,、檢查調節(jié)閥的各靜、動密封點有無泄漏,。 5,、檢查調節(jié)閥連接管線和接頭有無松動或腐蝕。 6,、檢查調節(jié)閥有無異常聲音和較大振動,，檢查供給情況。 7,、檢查調節(jié)閥的動作是否靈活,，在控制信號變化時是否及時變化 8、偵聽閥芯,、閥座有無異常振動或雜音,。 9、發(fā)現(xiàn)問題及時聯(lián)系處理,。 10,、做好巡回檢查的記錄，并歸檔,。 定期維護工作內容如下： 1,、定期對調節(jié)閥外部進行清潔工作。 2,、定期對調節(jié)閥填料函和其他密封部件進行調整,，必要時應更換密封部件，保持靜,、動密封點的密封性,。 3、定期對需潤滑的部件添加潤滑油,。 4,、定期對氣源或液壓過濾系統(tǒng)進行排污和清潔工作。 5,、定期檢查各連接點的連接情況,，腐蝕情況，必要時應更換連接件,。 二,、 調節(jié)閥的定期校驗
調節(jié)閥預見性維護工作尚未開展的單位，應對調節(jié)閥進行定期校驗。定期校驗工作是預防性維護工作,。 根據不同工藝生產過程,，調節(jié)閥的定期校驗應有不同的校驗周期?？山Y合制造商提供的資料確定各調節(jié)閥定期校驗的周期,。通常可在工藝生產過程進行大修的同時進行,。一些調節(jié)閥應用在高壓,、高壓降或腐蝕性較強的場合時，檢驗周期要縮短,。 檢驗的內容主要是調節(jié)閥靜態(tài)性能測試,，必要時可增加相應的測試項目，例如調節(jié)閥流量特性的測試等,。定期校驗需要有關測試設備和儀器,，還需要有更換的部件，因此,，通?？晌兄圃鞆S商完成。 三,、調節(jié)閥的操作 現(xiàn)場電動開閥操作 1.1首先確認電源正常就地/遠程選擇柄未鎖止在就地位置然后旋轉執(zhí)行器紅色旋鈕讓“”標記與殼體上的“▲”標記正對再順時針旋轉執(zhí)行器黑色旋鈕讓“”標記與殼體上的“▲”標記正對即實現(xiàn)現(xiàn)場電動開閥操作,。在開閥的進程中液晶顯示器顯示開度的百分比全開后液晶顯示器上紅色指示燈亮。如果在開閥操作中需停止開閥只需將執(zhí)行器紅色旋鈕上的“STOP”標記與殼體上的“▲”標記正對執(zhí)行器停止動作,。此時液晶顯示器上黃色指示燈亮并顯示開度的百分比,。 1.2 現(xiàn)場電動關閥操作 首先確認電源正常就地/遠程選擇柄未鎖止在“就地”位置然后旋轉執(zhí)行器紅色旋鈕讓“”標記與殼體上的“▲”標記正對再順時針旋轉執(zhí)行器黑色旋鈕讓“”標記與殼體上的“▲”標記正對即實現(xiàn)就地電動關閥操作。在關閥的進程中液晶顯示器顯示開度的百分比全關后液晶顯示器上綠色指示燈亮,。如果在關閥操作中需停止關閥只需將執(zhí)行器紅色旋鈕上的“STOP”標記與殼體上的“▲”標記正對執(zhí)行器停止動作,。此時液晶顯示器上黃色指示燈亮并顯示開度的百分比。 1.3 現(xiàn)場手動開閥操作 壓下就地/遠控選擇柄處于“停止”位置旋轉手輪以掛上離合器松開手柄然后逆時針旋轉手輪直到閥門頂端的閥位指示器箭頭指向“OPEN開”標記為止實現(xiàn)手動開閥操作,。如果手動操作時電源和自動控制系統(tǒng)并無故障閥的開關狀態(tài)可以通過執(zhí)行器的液晶顯示器觀察到,。 1.4 現(xiàn)場手動關閥操作 壓下就地/遠控選擇柄處于“停止”位置旋轉手輪以掛上離合器松開手柄然后順時針旋轉手輪直到閥門頂端的閥位指示器箭頭指向“Close關”標記為止實現(xiàn)手動關閥操作。如果手動操作時電源和自動控制系統(tǒng)并無故障閥的開關狀態(tài)可以通過執(zhí)行器的液晶顯示器觀察到,。 二、減壓閥 減壓閥的維護校檢：從宏觀 <http://baike.baidu.com/view/563962.htm>方面著眼,，物業(yè)管理 <http://baike.baidu.com/view/42077.htm>,、維修操作人員應首先熟悉高層建筑給水系統(tǒng)的概況和類型，掌握不同樓宇生活給水系統(tǒng),、消防系統(tǒng)乃至生產等復合給水系統(tǒng)性能特點,，基本理解系統(tǒng)水力平衡運作機理，設置技術情況，特別要熟悉系統(tǒng)內多種減壓元件的應用原理,，性能要求,。要掌握系統(tǒng)的正常性能指標，當系統(tǒng)出現(xiàn)故障時,，如某些用水設備壓力不穩(wěn)定,，急驟波動，甚至還伴有負壓抽吸,，或者減壓系統(tǒng)關鍵管段出現(xiàn)斷續(xù)嘯叫噪音 <http://baike.baidu.com/view/21385.htm>情況時,，不僅能從理性方面去分析判斷原因，以正確的思路指導實踐,；同時,，要加強維護管理責任意識，提高專業(yè)技術水平,，培養(yǎng)系統(tǒng)調試,、操作運行、應急排故的動手能力,。管理好每幢高層建筑的供,、用水設施，使業(yè)主(用戶)得到實惠,。 減壓閥的操作： 1,、關閉減壓閥前的閘閥，開啟減壓閥后的閘閥,，制造下游低壓環(huán)境,； 2、將調節(jié)螺釘按逆時針旋轉至最上位置（相對最低出口壓力）,，然后關閉減壓閥后閘閥,； 3、慢慢開啟減壓閥前的閘閥至全開,； 4,、順時針慢慢旋轉調節(jié)螺釘，將出口壓力調至所需要的壓力（以閥后表壓為準）,；調整好后,，將鎖緊 螺母鎖緊，打開減壓閥后閘閥,； 如在調整時出口壓力高于設定壓力,，須從第一步開始重新調整，即只能從低壓向高壓調,。 三,、安全閥 安全閥的維護校檢： 1,、安全閥要有防止重錘自行移動的裝置和限制杠桿越軌的導架，彈簧式安全閥要有提升手把和防止隨便擰動調整螺釘的裝置,。 2,、它應垂直安裝在鍋商、集箱的最高位置,。在安全閥和鍋筒或集箱之間,，不得裝有取用蒸汽的出口管和閥門。 3,、安全閥與鍋爐的連接管,，其截面積應不小于安全閥的進口截面積。如果幾個安全閥共同裝設在一根與鍋筒直接相連的短管上,，短管的通路截面積應不步于所有安全閥排汽面積的1.25倍,。 4、對于額定蒸汽壓力小于或等于3.82MPa的鍋爐,，安全閥喉徑不應小于25mm,；對于額定蒸汽壓力大于3.82MPa的鍋爐，安全閥喉徑不應小于20mm,。 5,、安全閥一般應裝設排汽管，排汽管應直通安全地點,，并有足夠的截面積,，保證排汽暢通。安全閥排氣管底部應裝腔作勢有接到安全地點的疏水管,，在排氣管和疏水管上都不允許裝設閥門,。 6、壓力容器的安全閥最好直接裝在壓力容器本體的最高位置上,。液化氣體貯罐的安全閥必須裝設在氣相部位,。一般可用短管與容器連接，則此安全閥短管的直徑應不小于安全閥的閥徑,。 7,、安全閥與容器之間一般不得裝設閥門，對易燃易爆或黏性介質的容器,，為了安全閥的清洗或更換方便,，可裝設截止閥，該截止閥在正常操作時必須全開并加鉛封,，避免亂動,。 8、額定蒸發(fā)量大于0.5t/h的鍋爐,，至少裝設兩個安全閥,；額定蒸發(fā)量小于或等于0.5t/h的鍋爐，至少裝一個安全閥,?？煞质绞∶浩鞒隹谔帯⒄羝^熱器出口處都必須裝設安全閥,。 9,、對易燃易爆或有毒介質的壓力容器，安全閥排出的介質必須有安全裝置和回收系統(tǒng),。杠桿式安全閥的安裝必須保持鉛垂位置,，彈簧安全閥也最好垂直安裝，以免影響其動作,。安裝時還應注意配合,、零件的同軸度和應使各個螺栓均勻受力。 10,、安全閥的出口應無阻力,，避免背壓現(xiàn)象，若裝設排泄管,，其內徑應大于安全閥的出口通徑,，安全閥排除口應注意防凍，對盛裝易燃或有毒,、劇毒介質的容器,，排泄管應直通室外安全地點或有進行妥善處理的設施，排泄管不準裝設任何閥門,。 11,、新裝安全閥應附有產品合格證，安裝前要進行復校,，加以鉛封并出具安全閥校驗,。 12、承壓設備與安全閥之間不得裝有任何閥門,，對盛易燃,、易爆、有毒或粘性介質的容器,，為便于更換,、清洗，可裝截止閥,，其結構和通徑尺寸不應妨礙安全閥的正常運行,。正常運行時，截止閥必須全開并加鉛封,。 開啟壓力的調整: ①安全閥出廠前,，應逐臺調整其開啟壓力到用戶要求的整定值,。若用戶提出彈簧工作壓力級，則按一般應按壓力級的下限值調整出廠,。 ②使用者在將安全閥安裝到被保護設備上之前或者在安裝之前,，必須在安裝現(xiàn)場重新進行調整，以確保安全閥的整定壓力值符合要求,。 ③在銘牌注明的彈簧工作壓力級范圍內,，通過旋轉調整螺桿改變彈簧壓縮量，即可對開啟壓力進行調節(jié),。 ④在旋轉調整螺桿之前,，應使閥進口壓力降低到開啟壓力的 90%以下，以防止旋轉調整螺桿時閥瓣被帶動旋轉,，以致?lián)p傷密封面,。 ⑤為保證開啟壓力值準確，應使調整時的介質條件,，如介質種類,、溫度等盡可能接近實際運行條件。介質種類改變,，特別是當介質聚積態(tài)不同時（例如從液相變?yōu)闅庀啵?，開啟壓力常有所變化。工作溫度升高時,，開啟壓力一般有所降低⑥常規(guī)安全閥用于固定附加背壓的場合,，當在檢驗后調整開啟壓力時（此時背壓為大氣壓），其整定值應為要求的開啟壓力值減去附加背壓值,。 排放和回座壓力的調整： ①調整閥門排放壓力和回座壓力,，必須進行閥門達到全開啟高度的動作試驗，因此,，只有在大容量的試驗裝置上或者在安全閥安裝到被保護設備上之后才可能進行,。其調整方法依閥門結構不同而不同。 ②對于帶反沖盤和閥座調節(jié)圈的結構,，是利用閥座調節(jié)圈來進行調節(jié),。擰下調節(jié)圈固定螺釘，從露出的螺孔伸人一根細鐵棍之類的工具,，即可撥動調節(jié)圈上的輪齒,，使調節(jié)圈左右轉動。當使調節(jié)圈向左作逆時針方向旋轉時,，其位置升高,，排放壓力和回座壓力都將有所降低。反之,，當使調節(jié)圈向右作順時針方向旋轉時,，其位置降低,，排放壓力和回座壓力都將有所升高。每一次調整時,，調節(jié)：圈轉動的幅度不宜過大（一般轉動數齒即可）,。 ③對于具有上、下調節(jié)圈（導向套和閥座上各有一個調節(jié)圈）的結構,，其調整要復雜一些。閥座調節(jié)圈用來改變閥瓣與調節(jié)圈之間通道的大小,，從而改變閥門初始開啟時壓力在閥瓣與調節(jié)圈之間腔室內積聚程度的大小,。當升高閥座調節(jié)圈時，壓力積聚的程度增大,，從而使閥門比例開啟的階段減小而較快地達到突然的急速開啟,。 5、儲油罐的防腐保護措施 在石油工業(yè)不斷發(fā)展的同時,，油品的儲存也成了擺在我們面前的重點問題,。由于油品是一項化學性較強的物質，有著較高的腐蝕性,，如果儲油罐的防腐措施不當,，將會發(fā)生嚴重的泄漏，在影響油品使用的同時,，對環(huán)境也造成了很大程度的污染,。因此，加強儲油罐的防 腐措施有著重要的意義,。本文介紹了我國儲油罐防腐措施的現(xiàn)狀,，并且通過幾方面內容來詳細介紹加強防腐工作所采取的相關措施。 儲油罐腐蝕是一種普遍存在的現(xiàn)象,，如果不采取防腐措施,，將會對油品的存儲造成很大的影響，嚴重時還會出現(xiàn)泄漏的現(xiàn)象,。由于近年來我國對石油工業(yè)的需求不斷增加,，油品的存儲問題也備受人們關注。經過長期的調查研究,，對儲油罐產生腐蝕的原因和原理進行了詳細的分析,，總結出了很多防腐的措施，也有效的提高了儲油罐的使用壽命,，對于我國石油工業(yè)的發(fā)展也有著至關重要的意義,。下面就儲油罐腐蝕的現(xiàn)狀和腐蝕的原理等內容進行分析說明，從而對防腐措施進行深入的研究探討,。 油罐所儲存的油品往往含有氫,、硫酸,、有機和無機鹽以及水分等腐蝕性化學物質，加上罐外壁受環(huán)境因素影響,，油罐的壽命會大大縮短,。如果不能對金屬油罐進行及時的防腐處理，輕則表面腐蝕并對油品造成污染,，使油品膠質,、酸堿度、鹽分增加,，影響油品質量,；重則因腐蝕使油罐穿孔造成油品泄漏，不但形成能源浪費,、污染環(huán)境,，而且容易造成火災、爆炸,，其危險性可想而知,。因此，對油罐的腐蝕種類,、腐蝕的主要部位,、腐蝕機理等進行分析研究，采用合理的,、先進的,、經濟的防護方法，對金屬油罐進行防腐蝕處理是非常必要的,。 一,、油罐的腐蝕種類 1、化學腐蝕,。主要發(fā)生在干燥環(huán)境下的罐體外壁,，一般腐蝕程度較輕； 2,、濃度腐蝕,。主要發(fā)生在油罐內壁液面以下，是由氧的濃度差引起的,； 3,、原電池腐蝕(電化學腐蝕)。主要發(fā)生在罐底,、罐壁和罐頂,，是油罐內部最主要、最嚴重、危害最大的一種腐蝕,； 4,、硫酸鹽還原菌及其他細菌引起的腐蝕。主要發(fā)生在罐底,； 5,、摩擦腐蝕。主要發(fā)生在浮頂罐的浮動伸縮部位,。 油罐的腐蝕機理 重質油罐主要包括原油罐,、污油罐和各類專用潤滑油、專用燃料油罐等,。油罐的腐蝕主要是由于重質油中的無機鹽,、酸、硫化物等對鋼鐵造成的腐蝕,。此類油罐腐蝕最為嚴重的部位是罐底部分。由于罐底水含有厭氧細菌(硫酸鹽還原菌),、有機物,、硫酸鹽、氧在這些油品中的溶解度很低,，罐底水處于缺氧狀態(tài),，正好是硫酸鹽還原菌生存的適宜環(huán)境，因而上述較重油品儲罐罐底內部腐蝕是以酸腐蝕和硫酸鹽還原菌引起的坑蝕為主,。其次是水,、油界面部位的腐蝕，油,、氣界面的腐蝕也較嚴重,，頂部氣相腐蝕則較輕。輕質油品主要包括汽油,、煤油,、柴油等。這類油料儲罐的罐體外壁容易發(fā)生化學腐蝕,，油罐內部則容易發(fā)生其余幾種形式的腐蝕,。由于氧在輕油中的溶解度很高，一部分溶解氧可以進入罐底水中,，所以罐底仍存在輕度的電池微腐蝕和氧濃差電池腐蝕,。而且這類油料儲罐的具體腐蝕情況也隨介質的不同而有所差異。汽油中加的四乙基鉛,，煤油中加的硫化物和抗靜電劑等對碳鋼都有腐蝕作用,。汽油罐頂部和汽油氣液界面腐蝕較嚴重，而這些部位煤油引起的腐蝕較次之,，柴油腐蝕輕微,，底部水相腐蝕也較輕,。無論是重質油罐,，還是輕質油罐，其頂部腐蝕的主要原因都是由水蒸氣、空氣中的氧及油品中的揮發(fā)性硫化氫造成的電化學腐蝕,，對某些油品而言，這種腐蝕顯得更加嚴重一些,；而罐壁氣液交替部位的腐蝕主要是由于氧的濃度差電池引起的,，氧濃度高的部位為陰極，氧濃度低的部位為陽極,；罐底腐蝕主要由于罐底鋼板直接與罐底水層相接觸,，而罐底水中含有各種水溶性鹽、酸,，這些鹽和酸的水溶液都是電解質,，能夠產生局部電解過程，所以罐底部分是遭受腐蝕最嚴重的部位,。 二,、儲油罐各部位產生腐蝕的原理和針對措施 內壁底部 由于儲油罐內部的底部和罐壁接觸油品的時間較長，因此受到腐蝕的程度也會相對較高,，出現(xiàn)問題的幾率也相對較大,。由于儲油罐中存儲的物質通常都是不固定的，對儲油罐內部造成的腐蝕程度和腐蝕的酸堿性也都有所不同,。而析出水的腐蝕作用對儲油罐的腐蝕相對較為嚴重,，會使儲油罐的底部出現(xiàn)大大小小的坑點，如果不及時進行處理,，還會對儲油罐造成腐蝕穿透,，進而發(fā)生泄漏事故。所以,，儲油罐的底部也是最為關鍵的部分,，針對這種情況需要采取以下措施來進行防范：首先，在儲油罐的底部刷涂層,。選擇抗腐蝕性能較高的涂料來對儲油罐底部進行刷涂,，從而減少腐蝕對儲油罐底部的破壞。其次,，利用電位較高的導電材料來制作儲油罐的底部內壁,，避免底部形成鐵做陽極，從而加重儲油罐的腐蝕,。 2.2 罐壁區(qū) 油罐的罐壁直接與油品接觸,，油品中含有水或者其他種類的酸或堿鹽等電解質，從而導致電化學腐蝕的發(fā)生，尤其是與油水和油氣的交界面相接觸的罐壁,，大多會因為腐蝕呈現(xiàn)出均勻狀的小點,，罐壁區(qū)的腐蝕相對于內壁底部腐蝕較輕。針對措施：2.2.1 選擇表面電阻率在 105 到 108 之間的電阻膜,，此類電阻膜能夠有效的阻止靜電的聚集,，從而很大程度上保證了油品的安全；2.2.2 要選擇對鋼材無損害的材料,，以免防止發(fā)生涂料腐蝕鋼材的現(xiàn)象,；2.2.3 選擇的涂料還要保證對油的品質無損害，不會污染油質,。 2.3 罐頂區(qū) 儲油罐的罐頂部雖然不會直接與油品接觸,，但是會受到氧氣水汽以及硫化氫等氣體的嚴重腐蝕，腐蝕的程度比罐壁區(qū)還要嚴重,，但相對于油罐的底部腐蝕較輕,。針對措施：2.3.1 仍是選擇表面電阻率在 105 至 108 之間的電阻膜來阻止靜電的聚集。2.3.2 選擇耐化工氣體腐蝕性特別優(yōu)異的涂料,，而且對油品沒有損害,。 2.4 外壁（罐壁及其罐頂外壁） 儲油罐外壁的腐蝕情況要看儲油罐所處的環(huán)境，當有戶外的陽光照射下腐蝕的環(huán)境越嚴重,，儲油罐相應的腐蝕情況也就越嚴重,。如果儲油罐在海邊就會被海邊的海洋大汽所腐蝕,。如果是在煉油廠的儲油罐,，就會有化工大氣的腐蝕。這就需要：2.4.1 應該選擇具有相對較長壽命的油罐至少在十年以上,。2.4.2選擇的面漆必須具有良好的耐油性和耐玷污性,，使油罐的外表盡量漂亮和醒目，發(fā)揮面漆的裝飾和標志作用,，保持儲油罐的光亮和色澤,。2.4.3 為了保持儲油罐的長期使用，要選擇易于復涂和維修的面漆,。 2.5 地下部分（罐底的外部） 儲油罐的罐底部分大多埋于地下常年處于極為潮濕的環(huán)境中,，受到土壤中的大量的水分和腐爛后的微生物影響發(fā)生生銹和嚴重腐蝕。針對措施：2.5.1 選擇上好涂料,，保證涂層有很強的防銹性和耐水性而且耐油性也很強,。2.5.2 涂料應具備十分良好的耐陰極保護性能。 三,、油罐常用的防腐方法 油罐的防腐可以分為兩類,，一類是新建油罐的防腐；另一類是舊油罐的修復防腐。這里僅討論新建油罐的防腐問題,。由于油罐內部與外部的腐蝕機理有一定的差異,，因而采取的防腐措施也不一樣，理想的設計是各個部位同壽命,；但由于具體情況差異很大,，一般對油罐的內壁分為三部分，即底部,、中部和頂部,；罐體外部可分為兩部分，既罐地板與底部及罐體側 部與頂部,。 油罐外壁常用防腐方法主要有：(1)石油瀝青防腐涂層,。(2)硬質聚胺脂泡沫塑料制作的防腐保溫層，介質溫度＜100℃,。(3)塑料膠粘帶防腐層,，溫度＜70℃，涂層為一層底膠+兩層塑料膠粘帶+一層外保護層的復合結構,。(4)環(huán)氧瀝青防腐涂層,。 用于油罐內壁防腐方法很多，如表面鍍,、滲相應的耐腐蝕材料,、水泥沙漿襯里、噴刷防腐涂料等,。近年油罐內壁制備噴鋁復合涂層技術也已成熟,，受到了用戶歡迎。但當前中國油罐內壁多采用防腐涂料,。因為成品油是有機高絕緣性物質,，油料在流動、過濾,、攪拌,、噴射、灌注等過程中,，可能產生靜電荷,，攜帶靜電荷的流體進入儲罐后，則發(fā)生電荷的積聚,，引起電位的升高,，該電位是否會上升到超過安全極限值，取決于油料中靜電荷是否能夠迅速釋放,，否則由于靜電荷的積聚,，可能發(fā)生火災或爆炸事故,。因此，所選涂料除應具有良好的耐油,、耐水性,，附著力強，柔韌性好,，抗沖擊,，抗老化等性能外，還必須滿足GB13348-92《液體石油產品靜電安全規(guī)程》及中國石化總公司(91)生字224號文件對油罐《內壁防腐涂料應低于108Ωm》的要求,。 為獲取理想的油罐內壁涂料,，近十幾年來，中國許多科研生產單位進行了大量研究工作,，取得了豐碩的成果,，現(xiàn)已研制出近20種抗靜電涂料，如1900聚氨脂導電漆,、PU-91-2彈性導靜電防腐涂料,、036-3導靜電耐油防腐涂料、SFZ-909導靜電防腐涂料,、HE52-5耐油防靜電防腐涂料,。 四、日常防腐維護處理措施 除了在一些設計與選材方面的問題,，儲油罐發(fā)生腐蝕問題的另外原因就是在日常的使用過程中沒有進行全面的維護與保養(yǎng),、管理。針對不同的儲油罐,，所屬單位都應該建立相應的儲油罐使用操作規(guī)程,，在規(guī)程規(guī)定中，對于管理與維護的具體項目進行了規(guī)定,。目前在實際 的應用中存在的問題即為未按照操作規(guī)程來進行作業(yè),，造成了中央排水管日常維護缺位,，雨水等直接流入到了儲油罐中,，儲油罐底部的水分不斷增多，造成了底部腐蝕嚴重,，另外還需要注意放水過程的徹底性問題,，如果排放不徹底，將會造成罐體長時間浸泡在酸性溶液中,。 日常防腐維護工作對于儲油罐的作用非常重要,，需要明確責任人，形成記錄,，落實好規(guī)定的項目內容,。 總結 通過本次學習,，我們了解了一些關于輸油站場的安全要求，比如1 管道與設備強度試壓和嚴密性試驗,。2輸油壓力管道的安全設計和管理,。3儲油罐防火設計標準。4調節(jié)閥,、減壓閥,、安全閥、高(低)壓泄壓閥等主要閥門操作和維護校驗,。5儲油罐等主要設備防腐保護措施,。通過這方面的學習加深了我們對輸油站場的安全要求，這對我們將來從事這方面的工作是有很大的幫助,，同時更希望多能學習些方面的知識,，對我們今后的工作，能起到很大的輔助作用,。在這次學習過程中我們團隊分工合作,，加大了對論文的完成力度，非常感謝同學們的努力,。 |
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