第一篇：液化石油氣碼頭卸船工藝設計要點論文

摘要:對冷凍液化石油氣卸船至水封洞庫時的卸船工藝設計要點進行總結，主要闡述了裝卸設備選型、管道選型、管道預冷和管道增壓等。

關鍵詞:液化石油氣;裝卸工藝;水封洞庫;泵

引言

地下水封洞庫儲存液化石油氣相較于傳統(tǒng)地上儲罐具有建設經(jīng)營成本低、儲存能力大、安全可靠、應急能力強、使用壽命高等優(yōu)點，是目前國際上LPG的主要儲存方式之一。由于地下水封洞庫采用常溫壓力儲存，而冷凍液化石油氣船采用低溫常壓儲存，地下水封洞庫在接卸過程中，排出的氣相LPG的操作壓力遠超過船艙的設計壓力，因而不能采用傳統(tǒng)的設置氣相平衡管線的方式進行卸船冷凍液化石油氣碼頭裝卸工藝［1］。液化石油氣碼頭主要進口丙烷、丁烷。此碼頭原設計為離岸式油品碼頭，水工結構已經(jīng)建成。本工程在已建的10萬噸級碼頭水工結構的基礎上，增設裝卸工藝設施，設計最大?？?萬噸級液化石油氣船，進行丙烷、丁烷的卸船作業(yè)。庫區(qū)地下水封洞庫已經(jīng)建成。本工程設計范圍為碼頭前沿至水陸分界處，包含管道長度約2.5km。

1裝卸工藝設計方案

1.1主要設計參數(shù)

丙烷和丁烷的主要物性參數(shù)見表1。冷凍液化石油氣船設計壓力25kPa，設計溫度－50℃，常壓運輸－46℃丙烷和－5℃丁烷。地下水封洞庫設計壓力800kPa，設計溫度20℃。

1.2卸船工藝設計

由于地下水封洞庫與液化石油氣船之間存在巨大的壓差，因而不能在船和洞庫之間設置氣相平衡管線，只能設置1根液相管線來完成卸船。主要卸船工藝流程:船舶→船舶卸料泵→碼頭裝卸臂質(zhì)量流量計→預冷泵→增壓泵→碼頭物料管→公用管廊物料管(設計分界線)罐區(qū)物料管換熱器噴射器地下水封洞庫。因每種物料只有一根液相管道，所以碼頭選用單管裝卸臂即可滿足要求。主要裝卸臂選用規(guī)格見表2。所有裝卸臂均設有緊急拉斷閥、超限報警裝置及絕緣法蘭，以保證物料裝卸的安全。丙烷、丁烷入庫前需經(jīng)換熱器升溫至2℃以上，因而庫區(qū)設有換熱器，以將低溫丙烷、丁烷升溫至2℃以上。升溫后的丙烷、丁烷注入洞庫時流經(jīng)丙烷、丁烷噴射器，以便抽吸丙烷、丁烷洞庫內(nèi)的氣相，并將其冷凝后回注入洞庫，避免洞庫在接收丙烷、丁烷過程中造成洞庫內(nèi)壓力升高。換熱流程和噴射器回收氣相流程作為地下水封洞庫不可分割的一部分，隨水封洞庫一并建設。

1.3管道預冷和物料增壓

丙烷溫度較低，輸送時需要對管道預冷，設計管道預冷流程為丙烷卸船時，先以極小的流量對管道及泵激性預冷，此時流量較小，僅船泵即可滿足卸船要求。當泵預冷完畢后，啟動丙烷預冷泵，對管系進行預冷，此時管道流量約為400～500m3/h。管系預冷完成后，啟動增壓泵實現(xiàn)輸送。在正常卸船的時段，管道流量穩(wěn)定在2000m3/h。在卸船末端，卸船流量減小，關閉一臺增壓泵，或重開預冷泵。管道最小流量可以達到200m3/h，滿足末段卸船要求。為克服丙烷、丁烷的飽和蒸汽壓及摩擦阻力損失，須設置增壓泵。目前主流的低溫丙烷、丁烷船每艙配備2臺泵，額定流量均為1200m3/h，選用的丙烷、丁烷增壓泵額定流量為1200m3/h，與船泵相匹配。增壓泵類型為流量可以在30%～120%范圍內(nèi)調(diào)節(jié)的離心泵，雙機械密封，Plan53沖洗方案。增壓泵及船泵關閉點壓力小于管道設計壓力，管道不會超壓。泵出口設有調(diào)節(jié)閥，并與泵入口壓力連鎖，當泵入口壓力較低時，調(diào)節(jié)閥會自動關小開度，使泵入口壓力回升。經(jīng)過調(diào)節(jié)閥的調(diào)節(jié)，泵的進出口壓力將達到一個平衡值，泵將平穩(wěn)連續(xù)運行。泵的入口壓力與泵連鎖，一旦出現(xiàn)泵的入口壓力過低，會連鎖停泵，以防止發(fā)生氣蝕，保證泵與管道的安全。根據(jù)庫區(qū)設計單位提供的資料數(shù)據(jù)，在設計分界處，丙烷管道接受壓力為1.12MPa，丁烷管道接受壓力為0.68MPa，丙烷管道預冷時接受壓力為0.74MPa。丙烷船泵輸出壓力為0.5MPa，沿程摩阻和高差總損失為0.39MPa，所以增壓泵須增壓1.01MPa，增壓泵揚程選擇為180m。丁烷船泵輸出壓力為0.5MPa，沿程摩阻和高差總損失為0.41MPa，所以增壓泵須增壓0.59MPa，增壓泵揚程選擇為120m。丙烷管道在預冷時，船泵輸出壓力0.5MPa，沿程摩阻和高差總損失為0.24MPa，所以預冷泵須增壓0.48MPa，預冷泵揚程選擇為100m。各臺泵的規(guī)格參數(shù)見表3。本工程預冷泵和增壓泵設置在碼頭前沿地帶，距離碼頭前沿線距離15m。

1.4管道設計

工藝管道設計壓力及設計溫度見表4。丁烷的操作溫度為－4℃，普通碳鋼使用溫度的下限為－29℃，因此可用普通碳鋼鋼管作為輸送管道。丙烷的操作溫度為－42℃，因此作為丙烷輸送管道的金屬材料既要具備足夠的低溫延展性，又要具備一定的強度。奧氏體不銹鋼和低溫碳鋼都是很好的低溫材料，可用作輸送丙烷的管材。奧氏體不銹鋼由于價格昂貴而較少適用。目前，普遍使用進口的低溫碳鋼作為輸送丙烷的管材。本工程丙烷輸送管道采用低溫碳鋼螺旋縫焊接鋼管(GB/T9711－2011)，丁烷輸送管道采用20號鋼螺旋縫焊接鋼管(GB/T9711－2011)，其余產(chǎn)品管材采用20號鋼無縫鋼管(GB/T8163－2008)。

1.5管道保冷設計

丙烷、丁烷在地下水封洞庫內(nèi)為常溫壓力儲存，在進入洞庫前會進行換熱，因此不對管道進行全線保冷，只進行局部防凍，對跨路管道和涵洞內(nèi)管道進行保冷。保冷材料選用阻燃性聚氨酯。

2安全保障措施

液化石油氣為甲A類物料，易燃易爆，因此工藝設計時必須同時做好安全保障措施的設計。(1)裝卸臂和管道內(nèi)液體流速，設計控制在規(guī)范規(guī)定的安全流速范圍以內(nèi)。(2)輸油設施、設備、管線設置防雷、防靜電接地保護設施。(3)管線在距離水陸分界線引堤50m處裝設緊急切斷閥，以備事故情況下切斷碼頭與罐區(qū)的聯(lián)系。緊急切斷閥門采用電液聯(lián)動、手動兩種操作方式，既可以遠程開關，也可以現(xiàn)場人工開關。(4)裝卸臂工作范圍設置限位控制，終端設置緊急脫離裝置，同時安裝絕緣法蘭。(5)為消除管道產(chǎn)生的彈性變形，管道采用自然補償和Π補償器補償。(6)為防止管道及設備超壓，在丙烷、丁烷工藝干管上安裝安全閥。其中丙烷管道安全閥入口連接丙烷工藝干管，安全閥出口連接放空管;丁烷管道安全閥入口連接丁烷工藝干管，安全閥出口連接放空管。(7)工藝管道、工藝設備及金屬構件進行電氣連接并設置防靜電、防雷接地裝置。工藝管道的始末端、分支處及直線段每隔80m左右設防靜電、防雷接地裝置。設置為船舶跨接的防靜電接地裝置，并與碼頭接地網(wǎng)連接。(8)在易燃、易爆介質(zhì)的機泵、管道連接端及閥門周圍等易泄漏處的附近，設置固定式可燃氣體檢測報警器，并在站控制室指示報警。(9)作業(yè)區(qū)域屬于爆炸危險環(huán)境2區(qū)。碼頭區(qū)域的電氣設備采用隔爆型，防爆等級為ExdⅡBT4，防護等級不低于IP54。

3結語

本工程已于2015年建成投產(chǎn)，工藝系統(tǒng)各個部分運行平穩(wěn)，實際使用效果良好。

第二篇：淺談液化石油氣的卸船計量

淺談液化石油氣的卸船計量

近年來，我國液化氣市場發(fā)展很快，液化氣進口量正以迅猛的速度增加、大大小小的氣庫、氣站遍布沿海，沿江的碼頭。這此氣庫、氣站通常都是以接卸進口液化氣為主．而液化氣進口主要靠液化氣船運輸，通過低溫常壓式冷凍氣船或常溫壓力式氣船將液化氣運到碼頭．再由商檢人員或氣庫、氣站的技術人員到船上與船方一起進行卸貨數(shù)量的計算驗收隨著液化石油氣進口量的增多，液化汽船的卸貸計量就顯得愈來愈重要 影響液化氣船卸貸數(shù)量準確件的因素比較多，稍不注意便會給氣庫、氣站造成數(shù)量上的損失，我們在參與氣船卸貸的計量過程中積累了一些經(jīng)驗。下面就影響液化氣計量的幾個因素進行初步探討。

1液化氣數(shù)量的計算方法

液化石油氣包括有液態(tài)及氣態(tài)兩部分．液氣態(tài)處于動態(tài)平衡中，其數(shù)量的計算公式分別為：

A、液態(tài)重量

液態(tài)重量可按以下公式計算：

液態(tài)重量(T)＝k × P15× V(式—1)

K：溫度對體積的修正系數(shù)

P15：150C時液態(tài)液化氣密度，t／m3 V：液態(tài)液化氣的體積。m3 B、氣態(tài)重量

氣態(tài)重量可按以下公式計算：

氣態(tài)重量(T)＝273／(273十t)×(P十1.033)／1．033 ×M.W／22．4×(S.G-0.0011)／S.G ×V×1／1000(式—2)t：氣態(tài)液化氣的溫度、oC P：飽和蒸氣壓力，kgf／cm2 M.W：分子量

S.G：真空中液化氣的密度．t／m3 V：氣態(tài)液化氣的體積，m3 液化氣船卸貸數(shù)量的計算為：

卸貨重量＝卸貨前船艙液氣態(tài)重量之和-卸貨后船艙液氣態(tài)重量之和

2影響液化氣數(shù)量計算的因素

從公式1及2中可以看出，影響液化氣船卸氣重量計算的因素有溫度、壓力、體積(液位)、密度及分子量等，下面我們就逐一進行分析。

2．1溫度

由于液化石油氣存在液態(tài)和氣態(tài)兩種形式，所以其溫度包括有液態(tài)溫度及氣態(tài)溫度，通常氣溫比液溫要高。液化氣船一般在船艙的上、中、下三個部位設有溫度計用來測量液、氣溫。卸貸前上部溫度計顯示的是氣溫，中部及下部顯示的均是液溫，其平均值就為計算時的液溫，卸貨后如果液態(tài)全部卸下來，船艙己沒有液體，則計算氣態(tài)重量時氣溫就取上、中、下三個測量點溫度計讀數(shù)的平均值。

從公式1及2可以看出，溫度讀數(shù)的微小誤差對氣態(tài)液化氣的重量影響不是很大，對液態(tài)重量則有較大影響。溫度愈高，修正系數(shù)K值就愈小，計得的重量就越少。相差0．5℃時，K值通常相差0．001，重量誤差約為干分之一。所以在測量溫度尤其是液溫時一定要仔細注意，測量方法要正確。

2．2飽和蒸氣壓

液化石油氣的飽和蒸氣壓是指在一定溫度下，氣液相平衡時的蒸氣壓力。溫度不同，飽和蒸氣壓力不同：溫度越高，飽和蒸氣伍越高。在同一溫度下，組分不同，飽和蒸氣壓不同，輕組分的大于重組分的飽和蒸氣壓力。壓力數(shù)值通常是在計算氣態(tài)液化氣的重量時才用得到，壓力讀數(shù)的誤差對氣態(tài)重量有較大的影響，壓力讀數(shù)越高則計得的氣態(tài)重量就越大，在測量壓力值時也必須加以注意。

2．3體積(液位)

要測量液化氣液、氣態(tài)體積，通常是先測量液體的高度、再查船的船艙容積表得出液態(tài)體積，船艙總容積減去液態(tài)體積就為氣態(tài)體積。液體高度的測量可利用如下幾種方法：

A、滑管液位計

這是目前氣船上測量液態(tài)高度時最常用的方法。

液化氣船上一般設有兩個或三個橢圓形船艙，由于船艙高度比較高，裝載高度一般都有好幾米，不可能只用一條滑管來觀察測量液態(tài)高度，所以每個艙均裝有四至五條滑管，用來分段測量液化氣液態(tài)的高度，可根據(jù)裝載數(shù)量的多少來確定觀測哪一條滑管以便測量液體高度。從滑管觀測高度后再根據(jù)船首尾吃水差修正，查船艙容積表，可得液態(tài)體積，從而亦可得出氣態(tài)體積，因此便可計得液氣態(tài)的重量。

通常在拔滑管測量液體高度時，滑管噴氣閥不能開得太大，一般按逆時針方向旋開噴氣閥閥瓣一至兩扣。先將滑管拉離液面，排盡管內(nèi)殘存的液體，待管內(nèi)噴出的是氣體時，再緩慢將滑管往下壓，注意速度不能太快，用氣要均勻，一直到噴氣閥有連續(xù)白色霧狀液化氣噴出時滑管的讀數(shù)即為液體的高度。

B．、浮子液位計

利用船上的浮子液位計測量液位高度，液體的高度直接從顯示盤中讀出，這種方法比較直觀，但準確性不是很高，尤其是液位計使用時間長后，讀數(shù)往往誤差很大，一般很少用作計算的依據(jù)。

通常在表上讀出高度后，還應對讀數(shù)進行吃水差修正及比重修正，經(jīng)兩項校正后的高度才是計算時所取的液體的高度，再查船艙容積表，得液體的體積。另外，有的船上裝的是雷達式液位計，同樣也是在讀數(shù)盤直接顯示艙內(nèi)液體的高度，這里就不贅述了。

2．4密度

液化氣的密度分為液態(tài)密度和氣態(tài)密度，液態(tài)密度隨溫度升高而減少，氣態(tài)密度與飽和蒸氣壓力相適應，隨飽和壓力的升高而增加，即隨溫度升高而增加，在壓力不變的情況下，隨溫度升高而減少。從公式1及公式2中可以看出，密度存在誤差時，液化氣液態(tài)重量的誤差值較大，氣態(tài)重量的誤差值很小，通常液化石油氣都是兩種或兩種以上碳氫化合物的混合物，其混合密度的計算公式為：

A、液態(tài)密度：

d液＝ΣViXdi＝V1Xd=V1×d1+V2×d2十……(式--3)

d液；混合石油氣液態(tài)密度

Vi：液化石油氣i組分液態(tài)的體積百分比

di:液化石油氣i組分液態(tài)的密度或按以下公式：

1／d液＝2gi／di＝g1／d2十g2／d2十．．．．．．(式—4)

g1：液化石油氣I組分的重量百分比

B、氣態(tài)密度

d氣＝ΣVi×di＝V1×d1十V2×d2十．．．．．．(式--5)

d氣：混合石油氣氣態(tài)密度

Vi：液化石油氣i組分氣態(tài)的體積百分比

di:液化石油氣i組分氣態(tài)的密度 在液化石油氣卸氣時，船方提單提供的一般都是混合密度，同時也提供裝船時各組分的密度，從各組分的密度可以按式4或式5計得混合密度，在接卸的氣船中有直航船及過駁船兩類。直航船是指直接從國外大型液化氣貯庫或煉油廠裝載液化氣運送到客戶自備或租用的碼頭進行卸貨的氣船，其運載量較大，載重量通常在1500噸以上，有的甚至可以達3000噸之多；過駁船是指到停泊在我國沿海公海上的大型低溫常壓式冷凍船(俗稱浮艙)駁載液化氣到沿海、沿江碼頭進行卸貨的液化氣船，其載重量通常較小，一般只有幾百噸，大都是日本或韓國制造，使用己十幾二十多年的舊船。在實踐中我們發(fā)現(xiàn)，通常直航船在計算混液化氣密度時都是比較公正，而且有些過駁船卻就有欠公允。一般裝船單上給出的是液化氣各組分的重量，除以總重量即為重量百分比。所以在計算混合密度時應該按公式—4計算，而有些過駁船卻按公式—3計算混合密度，由于輕組分的密度比重組分的輕，在重量組成不變的情況下，輕組分的體積百分比比重量百分比要高，所以按式—4計得的混合密度比按式—3計的要低。進口液化組成一般以碳三及碳四為主，很少含碳五及水、硫化物等雜質(zhì)，而碳三及碳四中又通常只含有丙烷及丁烷。

其中C3：C4是指丙烷與正丁烷的百分比

密度1是按公式4計得的混合密度(丙烷與正丁烷之比為重量百分比)

密度2是按公式3計得的混合密度(丙烷與正丁烷之比為體積百分比)

相差值是指密度2與密度1的相差值。

表1及表2中的密度均為15Y時液態(tài)液化氣的密度。

從表2中可以看出，當誤將重量百分比當做體積百分比來當計算混合液化氣的密度時，按后者計得的密度比按前者計得密度要大，約0．002至0．003之間，相應計得的重量相差值約多千分之三至千分之五，混合液化氣中的丙烷與丁烷的比例愈接近，相差就越大.同樣，當混合液化石油氣中不只是丙烷及丁烷還含有其它組分時，相差結果也差不多。以一個氣庫年卸船進氣量5萬噸計，若按以下不正確的方法計算，一年下來的虧噸數(shù)量多達150至250噸之多，真是不算不知道，一算嚇一跳。從以上分析可以看出，影響液化氣船卸貸數(shù)量的因素有溫度、壓力、液位、液化氣的組成等客觀原因，亦有測量人員技術水平及經(jīng)驗等主觀原因。

最后要說明的是，到船上測量參數(shù)，計量卸貸數(shù)量時別忘了要求船方提供相關的文件并仔細檢查。一般要求船方提供的文件有以下這些：

a、提單B/L(BILL OF LADING)

b、數(shù)量證書(CERTIFICATE OF QUANTITY)c?品質(zhì)證書(CERTIFICATE OF QUALITY)d、原產(chǎn)地證書(CERTIFICATE 0F QRIGIN)e、裝船單(MAIVIFEST)

f、液面檢驗報告(ULLAGE REPORT)

另外，可結合受液罐計量法及流量計測量法來粗略驗證卸貸重量，看氣庫(站)實收數(shù)與船上計量數(shù)是否存在較大的出人。

受液罐計量法是分別在卸氣前后記錄接收液化氣的貯罐的溫度、壓力、液位等參數(shù)，計得卸氣前后貯罐內(nèi)液化氣的重量，其差值即為卸氣數(shù)量。注意卸氣完畢后要待進氣貯罐液面穩(wěn)定約36--60分鐘后再記錄各參數(shù)?？紤]到卸氣期間會有液化氣出庫，液化氣入庫數(shù)量可按下式計算：

入庫數(shù)＝卸氣后貯罐內(nèi)液化氣重量—卸氣前貯罐內(nèi)液化氣重量十液化氣出庫量

流量計測法是利用流量計來計算卸氣數(shù)量。在碼頭裝有的流量計，既有體積流量計，也有質(zhì)量流量計，用來測量液化氣的流量、密度、溫度及重量。

以上這兩種方法均只是起參考作用，一般不被船方認可。

總之，液化氣船的卸貨計量是一個較為復雜的過程，涉及的范圍較廣，影響的因素較多，必須慎之又慎，務求準確，不能有絲毫的馬虎大意，否則稍不注意便會造成氣庫、氣站的損失。

第三篇：液化石油氣脫硫工藝概述

CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM

液化石油氣脫硫工藝概述

課程名稱： 前沿講座結課論文 考生姓名： 張 言 斌 學 號： 2014210721 所在院系： 新能源研究院 專業(yè)年級： 2014 化學工程 指導教師： 周廣林

完成日期：2015年1月9日

前沿講座結課論文

摘 要

液化石油氣的雜質(zhì)中除含有H2S和CO2等酸性組成外，還含有硫醇、硫醚、二甲基二硫醚、CS2等有機硫，這些硫的存在會對下游產(chǎn)品加工、環(huán)境保護和設備防腐蝕等方面造成非常不利的影響。因此，液化石油氣的脫硫及其硫化物的檢測是液化石油氣生產(chǎn)與檢測中的重要環(huán)節(jié)。脫除硫化物的方法和技術日漸發(fā)展和成熟，液化石油氣脫硫的方法很多，在工業(yè)上應用的主要有濕法和干法兩大類[1]，近年來又發(fā)展了液膜脫硫技術，分子篩吸附脫硫，ThiolexSM技術，催化氧化-吸附結合法，等離子體法，生物脫硫法[2]，電子束照射法和微波法等[3]。

關鍵詞：液化石油氣；含硫物；脫硫工藝；

液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

液化石油氣主要來源于煉油廠催化裂化、延遲焦化、常減壓、加氫裂化、連續(xù)重整等裝置，其主要組分是C3和C4烴及少量C2和C5烴類，還含有硫化氫（質(zhì)量濃度約0.01%～4%）、硫醇（質(zhì)量濃度約1～9000mgS/Nm3）、硫醚（質(zhì)量濃度0～100mgS/Nm3），COS 等硫化物。常減壓、加氫裂化、連續(xù)重整裝置的液化氣因烯烴含量少，大部分是丙烷、丁烷等飽和烴。如果作為民用液化氣，則精制后的總硫質(zhì)量濃度滿足不大于343 mgS/Nm3產(chǎn)品質(zhì)量標準即可；如果作為下游裝置的化工原料，如生產(chǎn)丙烷、正丁烷、異丁烷等，則總硫質(zhì)量濃度通常控制在100 mgS/Nm3以下，越低越好；催化裂化、焦化裝置產(chǎn)的液化氣因含有高附加值的丙烯、異丁烯，為滿足氣體分離裝置分離丙烯、丙烷和C4，必須將精制液化氣總硫質(zhì)量濃度脫除至小于100 mgS/Nm3以下[4]。由以上產(chǎn)品的質(zhì)量標準可以看出，液化石油氣的脫硫是液化石油氣凈化精制工藝中極為重要的步驟，液化石油氣的脫硫工藝也成了研究、探索、優(yōu)化的重點。

1． 液化石油氣濕法脫硫工藝

1.1 脫除液化石油氣中硫化氫工藝

目前液化石油氣脫除硫化氫，濕法主要采用胺洗或者堿洗脫硫；胺洗脫硫主要用脫硫劑為醇胺類，如：一乙醇胺、二乙醇胺、二異丙醇胺、N－甲基二乙醇胺等；堿洗脫硫主要使用脫硫劑為強堿氫氧化鈉水溶液。

胺洗脫硫的工藝原理為弱酸與弱堿反應生成水溶性鹽類，醇胺是一種弱的有機堿，在20～45℃下可與液化石油氣中硫化氫反應生成硫化物和酸式硫化物，當溫度升高到100℃或者更高時生成物分解生成胺硫化物同時分解逸出原吸收的硫化氫，醇胺得以再生。

堿洗脫硫工藝原理為弱酸與強堿反應生成水溶性鹽類，氫氧化鈉水溶液是一種強堿，在常溫下與液化石油氣中硫化氫反應生成無機鹽硫化鈉，消耗氫氧化鈉水溶液，需定期更換和補充氫氧化鈉水溶液來滿足液化石油氣中脫除硫化氫效果；存在問題是產(chǎn)生難以處理的含雜質(zhì)的低濃度堿液。液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

1.2 脫除液化石油氣中有機硫工藝

目前液化石油氣脫除有機硫硫醇主要是Merox抽提氧化工藝、Merichem纖維膜工藝或者兩者結合工藝；Merox抽提氧化工藝脫出硫醇原理是液化石油氣與劑堿溶液（磺化酞菁鈷堿液）在抽提塔逆流接觸，硫醇與堿反應生成硫醇鈉并轉移到堿相中；與液化氣分離后的劑堿液進入氧化塔，在空氣作用下，堿液中的硫醇鈉被氧化成二硫化物，以實現(xiàn)硫醇的脫除，劑堿液再生后循環(huán)使用，并將二硫化物分離出去。該工藝流程簡單、成熟可靠、脫后液化氣中硫醇可小于20μg/g。存在問題：需間斷排放堿液；操作波動造成液化氣攜帶堿液，劑堿液催化劑的流失等。

Merichem纖維膜工藝脫出硫醇原理為纖維膜接觸器是一種全新的傳質(zhì)設備，兩相在接觸器內(nèi)的接觸方式是特殊的非分布式液膜之間的平面接觸，當液化石油氣和堿液分別順著金屬纖維向下流動，因表面張力不同，它們對金屬纖維的附著力就不同，堿液的附著力要大于烴類。當堿液順著交叉的網(wǎng)狀金屬纖維流動時，就會被縱橫的金屬纖維拉成一層極薄的膜，從而使體積的堿液擴展成極大面積的堿膜，此時如果讓烴類從已被堿液浸潤濕透的金屬纖維網(wǎng)上同時流下，則烴類與堿液之間的摩擦力使堿膜更薄，兩相之間的接觸是平面膜上接觸，在接觸過程中便進行酸堿反應，在一定的時間內(nèi)就能完成傳質(zhì)的過程，完成脫除硫醇和硫化氫的功能；從纖維膜接觸器底部排出的帶有硫化鈉和硫醇鈉堿液進入氧化塔，液化氣分離后的堿液進入氧化塔，在空氣及催化劑的作用下氧化再生，再生后的堿液使用溶劑反抽提堿液中二硫化物后循環(huán)使用。依據(jù)纖維膜的性能特點，纖維膜接觸器具有傳質(zhì)效率高、接觸面大、設備投資省和處理能力大等優(yōu)點，此工藝具有較高的堿洗效率，堿液夾帶量小，堿液利用率有較大提高，同時能很好進行堿液再生，降低新鮮堿液的消耗量，降低環(huán)保治理費用;目前存在問題: 需間斷排放堿液；纖維膜接觸器容易堵塞。

2． 液化石油氣干法脫硫工藝

干法工藝脫硫即固定床脫硫工藝，采用各種脫硫劑來達到脫硫的效果；工藝過程簡單，脫硫精度高，無廢渣、廢液排放。液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

2.1 脫除無機硫硫化氫原理

硫化氫的脫除一般采用金屬氧化物類脫硫劑，以氧化鋅法脫硫為例，其脫硫機理可表示為：ZnO + H2S→ZnS + H2O。

2.2 脫除有機硫化物原理

干法脫硫原理主要是利用固體吸附劑與氣體中所含H2S、CO2、CS2、小分子硫醇和硫醚發(fā)生吸附和化學反應，從而達到脫除硫的目的，常用固體吸附劑有鐵系、鋅系、錳系氧化物、分子篩和離子交換樹脂等。

干法脫硫優(yōu)點是脫后氣體硫含量低；主要缺點是設備龐大，脫硫劑不能再生而廢棄，造成新的環(huán)境污染，增加脫硫成本,因此其常用于低含硫氣體的精細脫硫。目前，干法脫硫工藝以其工藝簡單和技術成熟而得到廣泛應用，其脫硫劑主要是氫氧化鐵,亦即多種結晶形態(tài)的水合氧化鐵，其中α-Fe2O3·H2O最有效。生產(chǎn)實踐表明，水合氧化鐵的活性隨再生次數(shù)的增加而提高，而新配制的脫硫劑活性反而比再生后的低。

3． 液化石油氣液膜脫硫技術

液膜脫硫技術[5]其實質(zhì)是液膜分離技術的分支，該技術最早形成于上世紀60 年代末，其主要原理是利用液相膜（兩種不同液體之間存在的界面），將兩種物質(zhì)分開，然后經(jīng)過選擇性的滲漏，將實際需用的物質(zhì)提取出來。液膜脫硫技術主要用于溶液類的分離工程中，其所具備的優(yōu)點有很多，比如投資成本低、分離速度快、脫硫效果顯著等。經(jīng)過多次實踐，目前液膜脫硫技術已經(jīng)進入到醫(yī)學、石油、化工等領域的應用階段，并取得了顯著的成效。液膜脫硫技術是將“纖維—液膜接觸器”應用于液化石油氣脫硫中得來的，其主要目的是將石油氣中的硫醇分離出來，以此保證液化石油氣中的有機物含量達到國家的相應標準。“纖維—液膜接觸器”有較強的吸附能力，與液化石油氣的接觸面積極廣，可以將其中所含的硫元素以及硫離子分離出來，不需要太多的堿，也不需要重新設置堿液聚合器，對降低投資成本有著極為重要的作用。

要了解液膜脫硫技術，首先需對液膜技術的原理進行了解。液膜技術是將相 液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

液膜應用到反萃相與料液相之間，且不會和反萃相和料液相融合，只是有選擇性的將兩種相中的分子進行傳遞，以此將兩相分離開來。通過兩相的“濃差”推動作用，可以將料液相中的溶質(zhì)分子傳到相液膜內(nèi)，經(jīng)過相液膜中的擴散作用，然后再傳到反萃相中，該過程的實現(xiàn)主要是利用反萃相與料液相之間的濃度差，進而推動溶質(zhì)分子的傳遞。

關于液膜技術在液化石油氣脫硫中的應用，脫硫過程所發(fā)生的化學反應可用化學式：RSH + NaOH → NaSR + H2O。在該反應中，由于纖維膜表面有很強的親水性，當堿液通過液膜脫硫反應器時，會均勻的分布開來，使纖維膜與液化石油氣的接觸面增大，可以幫助堿液與液化石油氣中含硫元素的有機物以及硫分子充分發(fā)生化學反應。因為堿液的密度和液化石油氣中的油相存在著一定的差別，這就使得堿液與油相可以在短時間內(nèi)分離，可以讓RSH、H2S 等化合物能與NaOH 進行充分的接觸，幫助化學反應的發(fā)生，生成硫醇鈉、Na2S 等新化合物，再使這些新化合物進入液膜中，完成反萃取工藝。隨著液膜技術在液化石油氣脫硫中的全面應用，能有效的減少堿液的使用，對保證脫硫后產(chǎn)品的質(zhì)量有著關鍵的作用。

4． 液化石油氣分子篩吸附法

分子篩是一種合成沸石，具有選擇吸附特性，可同時將H2S和有機硫脫除至很低水平，其特點是物理吸附，無化學反應。13X分子篩是脫硫醇最好的吸附劑[6,7]，分子篩法具有無須預堿洗、無污染、能在常溫吸附等優(yōu)點，但須在300℃左右高溫再生，因而增大了操作成本，且資金投入較大。因此，分子篩用于液化石油氣脫硫醇受到限制，一般歐美國家應用較多，國內(nèi)也有初步應用。

申永謙等[7]研究了分子篩脫硫的影響，研究表明，因分子篩對水等極性小分子具有極強的吸附能力，因此，液化石油氣 脫硫醇工序一定要嚴格控制水的含量。

三聚環(huán)保公司用一種經(jīng)高價態(tài)金屬陽離子，如鑭、鈰或混合輕稀土元素交換后的改性X 型或Y 型分子篩物理吸附，脫除液化石油氣中的有機硫化物[8]，該工藝操作簡單、效率高, 催化劑可反復使用，但再生至少要在200 ℃以上進行。

Peter等用0.3nm、0.4nm、0.5nm分子篩分別脫除水分和硫化氫，13X分子 液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

篩用Zn2+等過渡金屬離子改性后脫硫醇[9]。Yoshitsugi也利用分子篩來脫除氣流中的硫化氫[10]。

5． ThiolexSM技術

硫醇提凈（THiolexSM）技術是美利肯公司開發(fā)的一種利用纖維-薄膜接觸器來提取H2S、CO2和硫醇的專利技術。它可用于丙烷/丙烯、丁烷/丁烯等脫硫處理過程。其接觸面積大、堿用量低、廢堿產(chǎn)生少，操作費用與投資都相應較低，特別對于堿液處理液化石油氣的場合，不會發(fā)生堿液的攜帶現(xiàn)象，也不需在下游設置堿液聚合器。

國內(nèi)金陵石化于1999年最早引進該技術，目前已基本國產(chǎn)化[11]。茂名石化應用該技術處理從焦化裝置產(chǎn)出的液化氣，經(jīng)纖維液膜脫硫系統(tǒng)后，脫硫率達到95%以上，出廠液化氣的總硫質(zhì)量分數(shù)由原來的5000mgS/Nm3降至目前的200mgS/Nm3以下，這一數(shù)據(jù)遠遠低于國家新標準規(guī)定的要求。

6． 催化氧化-吸附結合法

液化氣無堿脫臭工藝以復合金屬氧化物為催化劑，利用液化氣中所溶解的微量氧將硫醇氧化成二硫化物，在總硫超標的情況下可通過精餾除去二硫化物，同時預堿洗過程使用固定床脫硫劑脫硫化氫，使整個工藝過程不存在堿渣排放問題，具有很好的應用前景。

其原理是通過催化氧化與吸附結合的方法[12]來脫硫。常用的有鐵系催化劑、MnO-CuO催化劑、稀土金屬催化劑、貴金屬催化劑系列等，其脫硫機理類似。該類催化劑可在常溫常壓下將液化石油氣中的甲硫醇、乙硫醇等轉化成二硫化物和三硫化物，然后再用活性炭或用冷凝方法除去；且鐵能與液化石油氣 中的H2S 反應生成穩(wěn)定的硫化物，除去硫化氫。

齊魯石化研究院和石油大學合作研制了以分子篩為載體、非貴金屬為活性組分的脫硫劑，能有效地脫除液化石油氣中較難脫除的二硫化物。與載體未處理的脫硫劑相比，經(jīng)預處理的分子篩載體脫硫劑其脫硫性能較好。開發(fā)的QTM-01 硫醇氧化催化劑是在復合金屬氧化物中加入適量的活性助劑和特種添加劑，經(jīng)混碾、成型、干燥和焙燒后制成。QTM-01 催化劑具有硫醇氧化活性高、穩(wěn)定性好且能 液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

吸附H2S 等特點。工業(yè)側流試驗結果表明，該催化劑在液相及常溫條件下可有效地將液化氣中的硫醇氧化成二硫化物，無堿液排放。

南京大學梅華等研究用固體堿替代污染大的液體苛性堿，結果表明，較高的Mg與Al物質(zhì)的量比制備的MgO/Al2O3-CoPeS催化劑具有較高的表面堿量，在硫醇催化氧化反應中表現(xiàn)出相對高的催化活性。

石油大學夏道宏等在哈爾濱石化分公司液化氣脫硫醇預堿洗系統(tǒng)中進行了固體堿技術的工業(yè)應用試驗，試驗結果表明，固體堿洗能夠達到或超過液體堿洗的效果；固體堿洗不僅脫硫化氫效果好，而且具有脫硫醇和總硫的功能；使用固體堿無廢堿液排放, 對環(huán)保有利。

三聚環(huán)保公司研制了一系列無堿固定床催化氧化吸附脫硫催化劑，其中JX-2A 硫醇轉化催化劑在中石化大慶煉化公司成功應用，其活性組分結構屬于結晶化學中ABO 型化合物，是高價態(tài)過渡金屬，活性組分中的晶格氧能將硫醇氧化成二硫化物，當液化石油氣中有微量氧存在時，立即補充到晶格氧中, 使活性組分結構不破壞, 如此循環(huán)反復。

根據(jù)此機理, 催化劑需在氧的濃度大于硫醇濃度的前提下使用。進行反應時, 不需加入活化劑, 也不需加入有機堿和無機堿, 真正實現(xiàn)了無堿脫臭和不產(chǎn)生二次污染的堿渣。實際生產(chǎn)的液化石油氣中微量氧的濃度比硫醇的濃度高2～5倍。該工藝采用2或3個固定床，將醇胺法脫H2S后的液化石油氣，先脫去液化石油氣中夾帶的醇胺殘液，后進入COS水解罐，將COS水解生成的H2S和醇胺法未脫盡的H2S脫除，最后進入催化氧化硫醇轉化催化劑床，硫醇被氧化成二硫化物，簡化了原工藝流程，消除了堿渣。

7． 等離子體法

南京工業(yè)大學張帆等學者研究了低溫等離子體脫除液化石油氣中的硫醇[13,14]，考察了硫醇初始質(zhì)量分數(shù)、停留時間、放電功率等參數(shù)對等離子體脫硫的影響，并分析了等離子體對液化氣烴類組成的影響。實驗結果表明，低溫等離子體能很好地脫除液化石油氣中的硫醇，隨著初始硫醇質(zhì)量分數(shù)的降低、停留時間的增加和放電功率的增加都能提高硫醇的轉化率。

等離子體法脫除液化石油氣中硫醇的機理可分為兩部分：一是由等離子體產(chǎn) 液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

生的電子直接與硫醇分子碰撞，從而使其電離、解離和激發(fā)；二是在電場作用下獲得加速動能的帶電粒子（特別是電子）與氣體分子碰撞使氣體電離，加之陰極二次電子發(fā)射等其他機制的作用，產(chǎn)生各種自由基和活性基團，包括OH和O原子等，它們和硫醇分子發(fā)生一系列的化學反應，從而形成其他對環(huán)境無害的物質(zhì)，實驗推斷最終產(chǎn)物是單質(zhì)硫、二硫化物及三硫化物。

8． 生物脫硫

生物脫硫是利用微生物在光的作用下將H2S和CO2轉化為單質(zhì)硫和碳水化合物。目前這一方法還停留在實驗研究階段，離工業(yè)應用還有很大距離。

9． 電子束照射法及微波法脫硫

電子束照射法是針對上業(yè)廢氣處理而開發(fā)的，將H2S通過電子加速器產(chǎn)生的電子束使之分解轉化為SO2、SO3、CO2等毒性較小、較易處理的物質(zhì)。目前這一方法尚不成熟。微波法是利用微波能量激發(fā)等離子-化學反應將H2S分解為H2和S，目前處于實驗研究階段。

10． 結束語

發(fā)展和開發(fā)液化石油氣脫硫方法是現(xiàn)在研究的熱點和重點，但是由于液化石油氣和汽油中硫化物種類和存在形式的復雜多變、催化劑種類繁多，對脫硫化反應等的研究將呈螺旋式發(fā)展，以便為開發(fā)新工藝和優(yōu)化工藝條件奠定基礎。根據(jù)目前國內(nèi)外液化石油氣脫硫的生產(chǎn)現(xiàn)狀,考慮到下游化工裝置對精制液化石油氣日益嚴格的質(zhì)量要求和環(huán)保要求，進一步深入地研究脫硫反應機理具有深遠的理論意義和現(xiàn)實意義。

對于目前一些老的脫硫方法和技術的工藝的復雜，高成本等缺點，需要著重開發(fā)和發(fā)展一些工藝簡便的物理脫硫技術，比如電子束照射法及微波法脫硫。還要發(fā)展安全有效的微生物脫硫法。這些脫硫方法和技術應作為目前發(fā)展的重點。液化石油氣脫硫工藝概述 張言斌2014210721

參考文獻

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第四篇：淺談液化石油氣站的安全檢查要點

淺談液化石油氣站的安全檢查要點

添加日期：2006-6-8 13:24:37 作者或來源：

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近年來，我國石油化工行業(yè)發(fā)展迅速，工業(yè)和民用液化石油氣為提高和改善人民群眾的生活起到了重要作用。但由于目前的許多液化石油氣站普遍存在著安全管理制度不健全、執(zhí)行不嚴，儲存設備存在缺陷，防范事故的能力和手段不強、缺乏搶險工具和搶險經(jīng)驗等問題，導致液化石油氣站泄漏燃爆事故屢有發(fā)生，給人民群眾生命財產(chǎn)造成了不可估量的巨大損失。比如：1998年西安某公司的1座400m3液化石油氣球罐，從排污管法蘭開始泄漏到爆炸，時間長達2個多小時，但由于缺乏經(jīng)驗和必要的搶險工具，使一起本可以制止的事故沒能得到有效地制止和控制，導致多人死傷，尤其在搶險犧牲人員中竟有7名消防警察，教訓十分慘痛。

黑龍江齊化集團有限公司煉油廠自1998年建廠以來，由于不斷加強安全管理，提高安全監(jiān)管手段，通過多年來的管理實踐和交流經(jīng)驗探索，總結出了一套行之有效的技術措施和管理經(jīng)驗，為遏制上述事故的發(fā)生起到了有效的作用。至今為止，該公司煉油廠液化石油氣站未發(fā)生一起火災和安全生產(chǎn)事故，其管理經(jīng)驗在2003年5月受到國家安全生產(chǎn)檢查組的好評。以下簡要介紹一下該公司煉油廠液化石油氣站的安全管理經(jīng)驗中的安全檢查要點。

一、健全并嚴格執(zhí)行以崗位責任制為核心的液化石油氣站安全管理規(guī)章制度

1.液化石油氣站的操作人員，必須熟悉和掌握液化石油氣的性質(zhì)、工藝流程、危險部位及事故處理方法，經(jīng)過市級以上的質(zhì)量技術監(jiān)督管理部門培訓合格后，持證上網(wǎng)。

2.液化石油氣站各崗位應互相制約，操作情況按規(guī)定時段刻錄和交叉巡檢。

3.液化石油氣站操作人員應定期檢查液化氣儲罐和棧橋的防雷防靜電設施的安全可靠性。

4.液化石油氣站操作人員應定期交叉檢查液化石油氣生產(chǎn)廠房、操作間、灌裝間和儲罐區(qū)的油氣積聚情況，要隨時加強自然通風和機械通風，注意防止液化石油氣接觸皮膚發(fā)生凍傷。

5.液化石油氣站操作人員應按期檢查儲罐計量情況，嚴格控制液面安全空高（儲罐液面以上的空間高度），使空余體積大于窗口總體積的15％，即液化氣儲罐的充裝體積系數(shù)不得超過85％，當環(huán)境溫度高于30℃時，對于保溫的露天儲罐應采取用水噴淋降溫。

6.液化石油氣操作人員充裝液化氣槽車或鋼瓶時，首先必須確認槽車戴阻火器進入現(xiàn)場，烽火充裝完畢確認管線與接頭徹底斷開方準開車。

二、完善液化石油氣站的安全防護措施和手段

1.改善法蘭密封結構。凡儲存液化石油氣類介質(zhì)壓力容器的第一道法蘭，應采用高頸對焊法蘭、金屬纏繞墊片（帶外環(huán)）和高強度螺栓堅固的組合，不得繼續(xù)選用石棉橡膠墊片、平面或凸面密封面法蘭和低碳鋼螺栓組合。對目前仍使用全金屬纏繞墊片（帶外環(huán)）的，應保證密封面光潔度，螺栓堅固時，用力應對稱均勻，密封而不過緊。

2.儲存液化石油氣類介質(zhì)的儲罐，須按其第一道法蘭結構和尺寸，配備適合該法蘭的堵漏裝具和工具，并做到專人專管，保證完好率；同時對堵漏操作人員應定崗定人，定期演練。

3.有條件的站，應在液化石油氣儲罐上加裝注水裝置或緊急切斷閥或液下氟蛋白泡沫滅火裝置。

4.液化石油氣儲罐的排污管下部應有管線固定裝置，嚴禁懸空。

5.在氣溫較低地區(qū)（每年連續(xù)10天日最低氣溫低于0℃，下同）應對儲罐各部位管線及閥門加裝伴熱或保溫裝置。

6.設置液化石油氣氣體泄漏報警裝置；有條件的可加裝電視監(jiān)視裝置。

7.對儲存量較大的站（儲量在200t以上）或罐區(qū)，必須設置分區(qū)隔斷措施。

8.必須為應急搶險人員配備防化服、防護服、防護鞋、防護帽、防護手套和空氣呼吸器等，防護服面料應為防靜電的面料。

9.特別加強季節(jié)性安全檢查工作。在雷雨到來前，應對靜電、避雷裝置進行全面檢查；對氣溫較低地區(qū)，初冬和開春雨季，由于液化石油氣中的水分會導致石棉橡膠墊片受凍膨脹和轉暖時收縮，極易造成法蘭密封失效，所以應重點加強檢查，并逐步取消石棉橡膠墊片。

三、制定切實可行的事故應急救援預案，并加強演練

1.事故狀態(tài)下可采用全身封閉式防化服、全面防靜電內(nèi)外衣和正壓式空氣呼吸器（或全防型濾毒罐）進行個體防護，搶險堵漏。

2.若液化石油氣體泄漏，所有堵漏行動必須采取防爆措施；關閉前置閥門，切斷泄漏源；同時向液化石油氣儲罐內(nèi)適量注水，抬高液位，形成水墊層，緩解險情，配合堵漏；或者利用工藝措施倒罐或放空、轉移較危險的瓶（罐），確保安全。

3.具體堵漏方法，見表1。

表1 石油液化氣體泄漏的堵漏方法

4.現(xiàn)場緊急救護措施。將染毒者迅速撤離現(xiàn)場，轉移到上風或側上風方向空氣無污染地區(qū)；對呼吸、心跳停止者，立即進行人工呼吸和以及擠壓，采取心肺復蘇措施，并給予氧氣；同時立即脫去被污染者的服裝，用流動清水或肥皂水徹底沖洗，并使用物資藥物對癥治療，嚴重者立即送醫(yī)院觀察治療。

5.事故現(xiàn)場清理。用噴霧水、蒸汽、惰性氣體清掃現(xiàn)場內(nèi)事故罐、管道、低洼、溝渠等處，確保不留殘氣（液）；液化石油氣體泄漏時嚴格控制危險區(qū)域內(nèi)的一切火源及進入現(xiàn)場的車輛； 嚴格控制進入重危區(qū)內(nèi)實施搶險作業(yè)的人員數(shù)量；嚴禁處置人員在泄漏區(qū)域內(nèi)下水道等地下空間頂部、井口處滯留。

6.遇到下列情況時應謹慎使用點火方法：泄漏擴散將會引起更嚴重災害性后果時；儲罐頂療受損泄漏，堵漏無效時；槽車在人員密集區(qū)泄漏，無法轉移和堵漏時；泄漏濃度有限（濃度小于爆炸不限30％）、范圍較小時。

第五篇：液化石油氣鋼瓶全國通用設計文件簡介

液化石油氣鋼瓶全國通用設計文件簡介

摘要

國家質(zhì)檢總局2000年頒發(fā)的《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》規(guī)定，液化石油氣瓶的設計實行全國通用設計文件。由全國液化石油氣鋼瓶專業(yè)委員會組織制定全國通用的設計文件經(jīng)國家質(zhì)檢總局審批，自2002年1月1日起實施。本文簡要介紹了液化石油氣鋼瓶全國通用設計文件的主要內(nèi)容。

一、新“瓶規(guī)”對液化石油氣鋼瓶設計的規(guī)定

2000年國家質(zhì)檢總局頒發(fā)了新的《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》（以下簡稱2000版“瓶規(guī)”或新“瓶規(guī)”），于2001年7月1日開始執(zhí)行。新“瓶規(guī)” 有以下特點：在1989年《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》的基礎上保留了行之有效的條文，增加了90 年代以來發(fā)布的標準、文件中的新內(nèi)容；為適應我國加人WTO的新形勢，規(guī)程的主要內(nèi)容盡量做到與國際接軌；更加突出了安全管理。液化石油氣鋼瓶作為盛裝液化石油氣的載體，是一種移動式的壓力容器，新“ 瓶規(guī)”對液化石油氣鋼瓶作出了更加明確、具體的規(guī)定。

新“瓶規(guī)”第四章“設計”第26條規(guī)定：“氣瓶的設計，實行設計文件審批制度。氣瓶制造采用的設計文件必須經(jīng)審核批準。??液化石油氣鋼瓶全國通用設計文件，由國家質(zhì)量技術監(jiān)督局鍋爐壓力容器安全監(jiān)察局審批。經(jīng)審查設計文件，在總圖和瓶體部件圖上蓋審批標記?！?/p>

我國壓力容器的設計審批管理模式分為直接管理和間接管理兩種，由于壓力容器品種類別太多，且多為非標產(chǎn)品，小批量生產(chǎn)，所以壓力容器設計采用間接管理，即主要是審查設計單位的資格；而氣瓶尤其是液化石油氣鋼瓶作為移動式壓力容器大都是批量生產(chǎn)，且設計過程相對簡單，所以氣瓶（包括液化石油氣鋼瓶）的設計完全可以采用直接管理，即由行業(yè)協(xié)會制定全國通用設計文件，經(jīng)國家質(zhì)檢總局鍋爐壓力容器安全監(jiān)察局審批。國際上氣瓶設計監(jiān)管都是進行設計審批，所以，新“瓶規(guī)”采用直接管理方法是與國際通行做法一致的。

2001年9月6日年9月6日，國家質(zhì)檢總局鍋爐壓力容器安全監(jiān)察局下發(fā)了于貫徹執(zhí)行《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》若干意見的通知”，通知說：“液化石油氣瓶的設計，由行業(yè)協(xié)會組織制定全國通用的設計文件，我局負責審批。各省級鍋爐壓力容器安全監(jiān)察機構不再進行液化石油氣瓶的設計審批。全國液化石油氣瓶通用設計文件發(fā)布后，原審批的設計文件不再使用。對于出口氣瓶的設計，也應按照《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》辦理設計文件審批手續(xù)。”

根據(jù)這一規(guī)定，全國液化石油氣鋼瓶專業(yè)委員會于2000年4～9月組織國內(nèi)液化石油氣鋼瓶行業(yè)的專家編制、設計了全國通用的液化石油氣鋼瓶設計文件和圖紙，2001年9月21日國家質(zhì)檢總局鍋爐壓力容器安全監(jiān)察局批準了全國通用的液化石油氣鋼瓶設計文和圖紙。這套全國通用的設計文件秋圖紙按GB5842《液化石油氣鋼瓶》和GB15380 《小容積液化石油氣鋼瓶》設計，共計五種型號，基本覆蓋了目前國內(nèi)常用的液化石油氣鋼瓶。

2001年11月26日國家質(zhì)檢總局下發(fā)了《關于氣瓶設計管理工作有關問題的通知》，通知說：“自2002年1月1日起各液化石油氣鋼瓶制造單位和監(jiān)檢單位應按照統(tǒng)一設計文件進行制造和監(jiān)檢。屆時，各省級鍋爐壓力容器安全監(jiān)察機構審批的液化石油氣鋼瓶設計文件不再使用。”

二、液化石油氣鋼瓶型號命名的新規(guī)定

新“瓶規(guī)”第64條對液化石油氣的充裝系數(shù)作了調(diào)整，由原1989年“瓶規(guī)”的0.25公斤/升調(diào)整為0.42公斤/升。根據(jù)GBlll74《液化石油氣》標準規(guī)定的丙烷、丁烷組分，鋼瓶允許的最大充裝量需要進行調(diào)整，原來鋼瓶的型號規(guī)格已不能準確反映鋼瓶的自身特征，因此，將鋼瓶原來以最大充裝量命名調(diào)整為以鋼瓶最小容積的特征參數(shù)命名。

從安全管理角度來看，鋼瓶型號、規(guī)格以鋼瓶最小容積命名是科學的，因為鋼瓶的結構確定之后，鋼瓶的容積便是確定的參數(shù)，容易檢測(用水容積來測量)，而最大充裝量則隨液化石油氣的組分和環(huán)境溫度的改變而改變，是不確定參數(shù)，所以，國際上通常是以鋼瓶容積來命名。

三、鋼瓶設計的基本參數(shù)

3.1瓶體的材料、設計最小壁厚。瓶體名義壁厚

全國通用設計文件規(guī)定了液化石油氣鋼瓶的瓶體材料、設計最小壁厚及瓶體名義壁厚。(見表2)

鋼瓶的瓶體材料必須使用經(jīng)過液化石油氣鋼瓶委員會技術訐審合格的鋼瓶專用材料。如鋼瓶制造企業(yè)需要使用以上規(guī)定之外的瓶體材料制造鋼瓶，必須向液化石油氣鋼瓶專業(yè)委員會申請另行設計，并經(jīng)上報國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局鍋爐壓力容器安全監(jiān)察局批準后方可投入使用。3.2 設計依據(jù)

GB5842《液化石油氣鋼瓶》或GBl5380州、容積液化石油氣鋼瓶》 GB8335《氣瓶專用螺紋》 GB7144《氣瓶顏色標記》 GB6653《焊接氣瓶用鋼板》 2000版《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》 3.3 鋼瓶設計基本參數(shù)

四、鋼瓶的材料 4.1主體材料的選擇

鋼瓶是承受內(nèi)壓的移動式壓力容器，在加工中采用深沖壓、拉伸工藝和自動焊接技術，因此要求鋼材具有較高的抗拉強度、屈服強度和延伸率，要具有良好的可焊性，屈服強度不得大于其抗拉強度的0．8倍，因此，鋼瓶主體材料要求選用氣瓶焊接專用鋼板。液化石油氣鋼瓶主體材料應符合GB5842((液化石油氣鋼瓶》或GBl5380《小容積液化石油氣鋼瓶》、GB6653《焊接氣瓶用鋼板》及《氣瓶安全臨察規(guī)程》的有關規(guī)定的要求，并必須使用通過液化石油氣鋼瓶委員會技術評審的鋼瓶專用材料?！叭珖ㄓ眉夹g文件”選擇鋼材的化學成分和機械性能如下：

表4 鋼材的化學成分和機械性能

4.2附件材料的選擇

護罩、底座：Q235普碳鋼瓶閥座：20號優(yōu)質(zhì)碳素鋼瓶閥：液化石油氣瓶閥(GB7512)

五、鋼瓶瓶體的設計計算

以YSP-35.5鋼瓶為例，按照GB5842-1996《液化石油氣鋼瓶》標準進行設計計算。

5.1瓶體設計壁厚S0（1）筒體計算壁厚以及（2）封頭計算壁厚

(3)瓶體名義厚度S 考慮鋼板厚度的負偏差和拉伸時工藝減薄量，初選鋼板厚度為3.0mm。鋼板厚度負偏差：0.21mm 工藝減薄量：3.0×10％=0.3mm S=2.48+0.21＋0.3＝2.99mm 故選取瓶體板材名義壁厚S=3.0mm(4)瓶體剛度校核

5.2 鋼瓶設計有效容積V V=35.53L＞35.5L(計算過程省略)符合GB5842—1996要求 5.3 鋼瓶允許最大充裝量W計算 W=FV=0.42×35.5＝14.91kg 實際選取允許的最大充裝量W=14.9k9 5.4鋼瓶安全容積校核

為避免瓶內(nèi)液化石油氣體因受熱膨脹而導致發(fā)生事故，鋼瓶最大充裝量的確定應在60℃環(huán)境溫度下瓶內(nèi)所充裝的液化石油氣不會為液相所充滿，應仍保留3％以上的氣相空間。

按GBlll74規(guī)定(37.8℃蒸氣壓＜1380kPa)的液化石油氣組分，求出在60℃丙烷、丁烷混合氣體的飽和液體密度d： d=0.947d丙烷＋0.053d丁烷

=0.947×0.4329＋0.053×0.505=0.4367kg/L 式中：d丙烷——丙烷在60℃時飽和液體密度 d丁烷——丁烷在60℃時飽和液體密度

V14.9=V/d=14.9÷0.4367=34.12L＜35.5 L 即在60℃時，充裝14.9kg液化石油氣的鋼瓶內(nèi)尚有氣相空間VG為：

故選取最大充裝量W=14.9kg，充裝符合GBlll74規(guī)定的液化石油氣在GB5842規(guī)定的環(huán)境溫度下使用，鋼瓶是安全的。

5.5

水壓爆破試驗壓力計算

鋼瓶熱處理后，從每批(500只)中抽取一只進行水壓爆破試驗，YSP35．5鋼瓶水壓試驗壓力按下式計算：

5.6 護罩設計

護罩的作用一是保護瓶閥，二是便于鋼瓶的提攜，YSP35.5鋼瓶護罩外徑Φ190mm，高150mm，厚度3mm，材料采用Q235普碳鋼，用模具冷沖壓成形，上圈為半圓弧卷邊，以增強剛性，挽手為半圓弧形，便于提攜，裝配時護罩焊接在上封頭上，不可拆卸。5.7 底座設計

底座焊接在下封頭底部，以保持鋼瓶直立平穩(wěn)。YSP35.5鋼瓶底座外徑Φ240mm，高48mm，厚度3mm，材料采用Q235普碳鋼，用模具冷沖壓成形，下圈為半圓弧卷邊，以增強剛性，下圈底部鉆有小孑L，在使用中以排出冷凝水。5.8 瓶閥座設計

閥座為下托式焊接結構，采用外部單面氣體保護焊接方式，材料為20號優(yōu)質(zhì)碳素鋼，具有良好的可焊性。YSP3.5.5 鋼瓶的瓶閥座螺紋為PZ27.8，應符合 GB8335 《氣瓶專用螺紋》的要求，圓錐度為3:25。5.9 瓶閥的要求

六、鋼瓶鋼印標記

為了加強對鋼瓶制造監(jiān)督和使用管理，便以跟蹤溯，新《瓶規(guī)》規(guī)定應在鋼瓶護罩的外表中部壓印鋼印標記，標記內(nèi)容應具有唯一性和永久性。鋼印標記內(nèi)容包括制造單位的制造許可證號、制造單位代碼、制造年月、充裝介質(zhì)、鋼瓶編號以及鋼瓶主要技術參數(shù)，鋼印印深度為0.3～0.6mm,帶X標記為待護罩與瓶體焊后在組裝現(xiàn)場壓印，其他內(nèi)容可預先在護罩上壓印。YSP35.5鋼瓶的鋼印標記如圖2所示：

鋼印中LPG表示充裝介質(zhì)為液化石油氣，以防錯充裝其他介質(zhì)。2002年3月6日全國氣瓶標準化技術委員會公布了全國各氣瓶制造單位的代碼，鋼瓶制造單位代碼具唯一性。各制造廠可以根據(jù)實際情況在護罩上壓印企業(yè)名稱，注冊商標和保險標記。

七、各種規(guī)格的液化石油氣鋼瓶技術特性 各種規(guī)格的液化石油氣鋼瓶的技術特性詳見表6。

八、制造技術工藝要求 8.1 制造工藝

液化石油氣鋼瓶的制造工藝按GB5842標準制訂。8.2 瓶體

瓶體由兩個橢圓形封頭、底座、瓶閥座和護罩組成，上下封頭采用縮口插入式裝配，主要焊縫采用自動焊接方法施焊。主要焊縫焊接工藝應符合CJ/32《液化石油氣鋼瓶焊接工藝評定》規(guī)定要求，同—條焊縫寬窄之差不大于4mm。8.3 閥門

鋼瓶的閥門GB7512《液化石油氣閥門》標準中的YSF型角向閥。YSP35.5鋼瓶選用的瓶閥螺紋應符合GB8335《氣瓶專用螺紋》中的PZ27.8 規(guī)格的要求。8.4 瓶閥座

瓶閥座采用自動保護氣體焊接方法施焊，焊縫應焊透，表面無缺陷，幾何形狀應平滑過渡于母材表面。8.5 鋼印標記

護罩焊于上封頭頂部，且護罩外面鋼印標記應符合《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》附錄1規(guī)定。8.6 焊材

焊接用的焊絲、焊條、焊劑應分別符合GB/T14957《熔化焊鋼絲》、GB/T14958《氣體保護焊鋼絲》、GB5117《碳鋼焊條》以及GB5293《碳鋼埋弧焊劑》規(guī)定的焊接材料。8.7 熱處理

鋼瓶在全部焊接完成后，進行整體正火或消除應力的熱處理，熱處理工藝應符合CJ/33《液化石油氣鋼瓶熱處理工藝評定》規(guī)定要求。8.8 角閥安裝

安裝角閥時，瓶閥與瓶閥座之間須用氣瓶密封材料進行密封，密封材料應與盛裝的液化石油氣不發(fā)生化學反應。8.9 表面噴涂

鋼瓶表面噴涂一層銀灰色環(huán)氧樹脂涂層（或油漆），鋼瓶正面絲印“液化石油氣鋼瓶”紅色字樣，背面按客戶專用瓶要求絲印相應的圖案和字樣。8.10 成品檢驗

鋼瓶成品檢驗合格后，每只鋼瓶需抽真空，真空度為－0.086MPa。8.11 主要檢驗要求

鋼瓶的檢驗按標準規(guī)定的要求進行。

YSP35.5鋼瓶按生產(chǎn)順序每50只（不足50只時，也應抽取1只）抽取1只，對環(huán)焊縫進行100％的X射線照相檢驗或X射線實時成像檢驗。檢驗結果按照JB4730評定，Ⅲ級為合格。鋼瓶測定重量和容積。

每只鋼瓶進行水壓試驗和氣密性試驗。

YSP35.5鋼瓶以不多于500只為一批，從每批鋼瓶中選取機械性能試驗用瓶和水壓爆破試驗用瓶各一只，進行機械性能試驗和水壓爆破試驗。

九、鋼瓶的使用管理

液化石油氣鋼瓶的充裝、運輸、儲存、使用和檢驗應嚴格遵守《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》的規(guī)定。9.l 充裝 9.1.1 鋼瓶充裝單位必須符合《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》第七章的有關規(guī)定。9.1.2 鋼瓶充裝前，充裝單位應有專人對鋼瓶逐只進行充裝前的檢查，屬于下列情況之一的鋼瓶，應先進行處理，否則嚴禁充裝：

(1)鋼印標記、顏色標記不符合規(guī)定，對瓶內(nèi)介質(zhì)未確定的；(2)附件損壞、不全或不符臺規(guī)定的；(3)瓶內(nèi)無剩余壓力的；(4)超過檢驗期限的；

(5)經(jīng)外觀檢查，存在明顯損傷，需進一步檢驗的；

(6)鋼瓶的首次充裝或定期檢驗后的首次充裝，未經(jīng)置換或抽真空處理的。9.1.3 充裝液化石油氣必須遵守下列規(guī)定

(1)實行充裝重量逐瓶復檢制度，嚴禁超量充裝。充裝超量的鋼瓶不準出廠（站）；(2)充裝后應逐只檢查，發(fā)現(xiàn)有泄漏或其他異常現(xiàn)象，應妥善處理并記錄。(3)嚴禁從液化石油氣儲罐車直接向氣瓶灌裝，不允許瓶對瓶直接倒氣。9.2 定期檢驗

鋼瓶的定期檢驗必須嚴格遵守《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》第八章的有關規(guī)定。9.2.1 定期檢驗或評定按GB8334標準執(zhí)行，在使用過程中發(fā)現(xiàn)有嚴重腐蝕、損傷或對其安全可靠性有懷疑時，應提前進行檢驗。

庫存和停用時間超過一個檢驗周期的鋼瓶，啟用前應進行檢驗。9.2.2 鋼瓶定期檢驗，必須逐只進行。9.3 運輸、儲存和使用

必須嚴格遵守《氣瓶安全監(jiān)察規(guī)程》第九章的規(guī)定。9.3.1 運輸和裝卸鋼瓶時，應遵守下列要求：(1)運輸工具上應有明顯的安全標志；(2)必須輕裝輕卸，嚴禁拋、滑、滾、碰；(3)吊裝時，嚴禁使用電磁起重機和金屬鏈繩；

(4)瓶內(nèi)氣體與液化石油氣相互接觸能引起燃燒、爆炸、產(chǎn)生毒物的氣瓶，不得與液化石油氣鋼瓶同車（廂）運輸；易燃、易爆、腐蝕性物品或與液化石油氣引起化學反應的物品，不得與液化石油氣鋼瓶一起運輸；

(5)鋼瓶裝在車上，應妥善固定?？掌繖M放時，頭部應朝一方，垛高不得超過車廂高度，且不得超過五層；立放時，車廂高度應在瓶的三分之二以上；鋼瓶內(nèi)充裝液化石油氣并裝在車上時鋼瓶必須直立；

(6)夏季運輸應有遮陽設施，避免曝曬；在城市的繁華地區(qū)應避免白天運輸；(7)運輸時嚴禁煙火，運輸工具上應備有滅火器林

(8)運輸鋼瓶的車、船不得在繁華市區(qū)、人口密集的學校、劇場、大商場等附件停靠；車、船停靠時，司機與押運人員不得同時離開。(9)裝有液化石油氣的鋼瓶，嚴禁運輸距離超過50公里。9.3.2 鋼瓶在使用時應遵守下列規(guī)定：

(1)嚴禁擅自更改鋼瓶的鋼印標記和顏色標記；

(2)鋼瓶在使用前應進行安全狀況檢查，對盛裝氣體進行確認；

(3)鋼瓶放置地點，不得靠近熱源和明火。嚴禁用溫度超過40℃的熱源對鋼瓶加熱；

(4)嚴禁敲擊、碰撞；

(5)嚴禁在鋼瓶上進行電焊引弧；(6)夏季應防止曝曬；

(7)瓶內(nèi)氣體不得用盡，必須留有不少于0.5－1.0％規(guī)定充裝量的剩余氣體；(8)對目測明顯變形（俗稱大肚子）的鋼瓶應拒絕充裝、運輸和使用；(9)鋼瓶必須直立使用；

(10)嚴禁用戶自行處理瓶內(nèi)的殘液。