浅谈液化石油气储罐开罐检验

第一篇：浅谈液化石油气储罐开罐检验

浅谈液化石油气储罐开罐检验

液化石油气储罐的定期检验是液化石油气储运中不可缺少的一项重要工作，也是保证安全生产和稳定供气的前提。宁波兴光燃气集团公司液化气分公司于2004年7月至2006年5月对8台1000m3球罐、10台400m3球罐、1台650m3球罐、2台200m3球罐、2台50m3球罐、1台100m3卧罐、1台50m3卧罐陆续进行开罐检验，并对运行中出现问题的设备、工艺管路进行检修和改造。

一、开罐检验前期准备工作

开罐检验对任何一个LPG气站来讲都是一项重大操作。我公司的开罐检验采取分批次，陆续检验的方法，整个气站正常的生产运行并不停止的特点，前期各项准备工作显得格外重要。

1、建立开罐检验组织机构。我公司成立了分管经理牵头，各职能部门参加的开罐检验领导小组，根据国家有关规定和技术监督部门的要求。组织领导和协调安排开罐检验工作的实施，并对开罐检验期间的安全、检验、检修负全面责任。

2、制定周密翔实的开罐检验方案。由于开罐检验分批次进行，LPG气站仍处于正常运行状态，根据液化石油气系统设备、管路的基本状况，开罐检验主管部门、运行部门与施工单位负责人共同讨论制定检验检修工作的主要内容，制定合理的开罐检验实施方案和安全应急方案。

3、4、二、1、将开罐检验方案送市锅炉压力容器检验所审批同时报请检验，与之签订开罐检验协议和开确定开罐检验所需要的设备、仪器、配件及材料，制订预算，并进行采购工作。开罐检验前的置换工作

将储灌中液相液化石油气尽可能用完或进行倒罐，并使用压缩机抽取气相，使被检验储罐罐检验安全协议。

我公司采用水置换的方法，即把水作为置换中间介质，将储罐内的空气置换到允许标准。

气相压力低于0.4Mpa，然后利用水系统对储罐顶水，主要目的是将球罐内气相部分尽可能的压到其它的储罐内，减少放散量和液化气的浪费，也保证了放散的安全性。在储罐液位升至90％高度时停止顶水，切断与其它储罐的气相连接，然后打开放散管放散，在放散时注意风向和气压，必要时进行喷淋稀释，设置警戒线，严禁烟火。

2、三、1、2、利用储罐中的水，将需要检修或更换的附属设备水置换。关闭储罐第一道阀门，将与储罐开罐检验过程主要步骤

补充进水，浸泡储罐48h后进行强度试验，完成后放水。用防爆工具打开人孔，用防爆风取样分析合格后就可以开始拆除储罐附属设备和阀门，送技术监督部门进行强制检验。由连接的管路都与储罐脱离开，管路阀门前加盲板，保证被检验储罐与正常运行的系统完全隔离。

机强制通风，取样分析罐内氧气的体积分数和气相液化石油气的体积分数。

市锅炉压力容器检验所对储罐罐体进行外观、侧厚、表面探伤、射线探伤、超声波探伤、硬度测试等检验，并根据检验安全状况等级确定下一次检验时间。

四、1、开罐检验后的置换工作

检验合格后在进行气密性试验之前，需要对储罐再次进行水置换（用水置换空气），其过程与开罐前相似。置换结束后再进行气密性试验，包括储罐人孔，第一道阀门，附属设备等都需要进行严格的检测。合格后再用气相液化石油气置换水，注意观察储罐水位，并控制气相液化石油气压力，必要时可以暂停排污，保证安全。

2、五、置换结束后，应经常排污、查漏和巡回检查，排污时两道阀门交叉开关；同时储罐板式液储罐检验过程中同步进行的检修与改造 位计和玻璃液位计也要经常排污，避免出现假液位。

我公司在储罐检验过程中主要进行了以下检修和改造：

1、安全。

2、储罐内部环、纵焊缝打磨除锈，外部采取喷沙方式进行整体除锈，部分管路进行人工除锈。将储罐的第一道阀门和安全阀全部更换为由市技术监督部门检验合格的新阀门，保证使用

外体胶漆采用新型防腐材料产品，使储罐在日照时可降低表面平均温度5度。3、4、5、六、1、2、3、4、5、6、7、七、1、储罐喷淋系统检修改造，腐蚀严重的管路进行全部更换，喷淋头为免堵塞，进行部分更换。储罐玻璃液位计进行清洗维修，因针型阀在实际使用当中容易损坏，故全部进行更换；板将橡胶石棉垫片改为带内环金属缠绕石墨垫片，因橡胶石棉垫片易老化、失效，而金属缠开罐检验总体安全要求

对参与施工人员进行安全教育。组织所有参加本项工作的人员认真学习开罐检验方案和相检验现场要统一指挥，由专人负责安全监护工作，实行人员准入制度。

开罐检验施工时，施工人员必须开具动火作业单，各项施工、操作必须有安全人员现场监每次进罐作业前，应先检查罐内可燃气体浓度和含氧量，确认合格后方可进罐施工。作业时，严格遵守各项安全管理规定，不得用铁器敲打管道。

按照规程严格执行劳保穿戴制度，工作人员穿防静电工作服，所有检测设备、用具要防爆。现场工具材料应有序摆放，作业现场消防器械时刻处于完好状态。开罐检验需要注意的几个问题

搭建防火墙。本次开罐检验工作在LPG气站正常工作的情况下分批次进行，因此需要搭建式液位计全部更新。

绕石墨垫片不易老化、回弹性好、无层间泄漏、安全可靠、使用寿命长。

关安全消防知识。

护。非作业人员一律不得进入作业现场。

防火墙。对于同一罐区内的部分储罐开罐，需要搭设防火墙来进行隔离,对所检验储罐本身建有防火堤的不需要建防火墙。

2、放散时监护人员仔细检查确保50米半径范围内无火源，储罐残气泄压时要缓慢从高空排放，并注意风向。排放可采用间断进行的方法，当LPG有一定的聚集量时，应及时停止排放或开喷淋稀释，待扩散后再进行放散。

3、顶水过程中注意工艺流程，正确开关管路系统阀门，防止水在系统中互窜。放水时要确认排水处于开位，防止因加压损坏设备。

4、用循环压缩机抽空储罐内气相液化石油气时，注意储罐压力不能太低，防止LPG气体夹带残液对压缩机造成损坏。

参考文献：

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第二篇：液化石油气储罐操作规程及保养要求

液化石油气地上储罐安全操作规程

1．按国家规范和设计参数使用储罐，严禁超压，超液位使用； 2．严格按规定进行检验，不合格的储罐不能投入使用； 3．储罐的各种安全附件要按规定定期校验，确保能正常工作； 4．与储罐相连的常开阀门和常闭阀门要有明显标记；

5．储罐贮液量应严格控制在85%以内，液位计要有明显的限位标记； 5．发现储罐超装要及时倒罐；

6．每日定期检查储罐的压力、温度、液位，发现异常及时处理并汇报；

7．夏季气温达到35℃以上且储罐压力达到10kgf以上，必须开启喷淋降温；

8．冬季气温达到5℃以下，应每天对储罐进行排污排水检查和处理，防止冰堵。

倒罐安全操作规程

1．根据生产或检修工艺需要，首先检查倒入、倒出罐的压力、液位、温度等情况，确认无误后予以记录，方准倒罐；

2．确定出液罐出液量和接受罐进液量，并计算接收罐的接受容量能满足工艺和安全的需求，确定倒罐工艺；

3．操作程序为：开启进出罐液相阀门——调节气相阀门——开循环压缩机；

4．倒罐时，注意检查储罐压力和液位变化情况，随时复验计算，进液罐不得超过最高允许液面；

5．倒罐完毕后，停压缩机，关闭液相阀门，重新调整压缩机阀门； 6．认真填写操作记录。

液化石油气储罐的维护保养规程

1．日常保养

1．1每半月所有连接阀门启闭一次；

1．2冬季最低气温在5℃以下，每日排污、排水检查，其他季节新进一车气，次日排放一次；

1．3夏季气温达到35℃以上，且压力达到10kgf以上，开启喷淋降温；

1．4经常检查储罐外观防腐情况，发现有防腐破损的及时修复； 2．定期保养

2．1储罐安全阀每年校验一次； 2．2储罐压力表每半年校验一次； 2．3每年对储罐进行一次外部检验； 2．4每四年对储罐进行一次内外部检验。

第三篇：注水法处理液化石油气储罐泄漏事故

注水法处理液化石油气储罐泄漏事故

一、引言

液化石油气在我国已广泛使用，因液化石油气贮罐泄漏而造成的事故曾多次发生，有的甚至引发了恶性爆炸事故，造成了巨大的财产损失和人员伤亡。因此分析液化石油气贮罐泄漏特点并研究相应的对策是非常有必要的。液化石油气储存系统中出现泄漏的部位不同，则泄漏物的状态、泄漏速度以及泄漏点对罐区构成的威胁各不相同，发生火灾爆炸的危险性大小也不一样。因此，有必要对液化石油气储存系统中可能出现泄漏的不同情况及其危险性特性进行分析，并讨论相应的对策。

二、储罐可能出现泄漏的不同部位及危险性分析

液化石油气储罐的接管有液相进口、气相进口、液相出口、气相出口、排污口、放散口以及人孔等。由于集中应力的作用，各种接口、焊缝处较容易出现泄漏；液化石油气储存系统中蒸气压高，液化石油气对法兰橡胶密封件的溶胀性强，因此法兰处较容易出现泄漏；液化气中含有一定量的水分，长期贮存时，水分会逐渐积累下沉，积聚在储罐的下部。罐越大，时间越长，积聚量越大。在罐底水层的作用下，罐底及罐底阀件的腐蚀比其它部位严重，容易出现泄漏。

（一）管道或法兰泄漏

管道或法兰出现泄漏点时，液化气的泄漏速度较慢，泄漏或燃烧点离罐体远，危险性较小。停止输送气体，慢慢关闭泄漏点相邻部位的阀门，即可切断泄漏源排除危险。如果相邻阀门不能关紧，为防止泄漏点周围形成爆炸性混合气体而产生危险，还可以暂时主动点燃液化气，让其稳定燃烧，等必要的抢险措施都准备好后，再扑灭火焰。

（二）罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏

罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏时，泄漏物为气相液化气，泄漏量相对较小；抢险人员直接接触的是气体，冻伤的可能性较低。2000年7月15日，一辆满载9吨(准载8吨)液化气的槽车在途径四川省绵阳市宝成铁路桥洞时，由于车身超高，与桥洞顶部发生碰撞，槽车被卡在桥下，槽车顶部发生泄漏，对铁路线和旅客的安全构成了很大威胁。经消防官兵英勇奋战，强行堵漏成功。据悉，参加抢险的消防官兵当时虽未着防冻服装，却没有人员被冻伤。

（三）罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏

无论是罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏，泄漏出的都是液体，泄漏速度快，泄漏量大，泄漏点处于罐区之内，危险性比前面谈到的两种情况都大。1998年3月5日，陕 西省西安市煤气公司液化气管理所内一个400m3球罐的根部阀门损坏，导致罐内液化气大量泄漏，引发了罐区的连续爆炸，造成11人死亡(事故中有7名消防官兵牺牲)，31人受伤。1979年12月18日，吉林市城建局煤气公司一个400m3的液化气罐的根部法兰泄漏，引起罐区连续爆炸，事故中死亡32人，受伤54人。1997年9月14日，印度石油公司彼雅卡炼油厂一个容积为12000m3的液化气罐的罐根管线接口泄漏，引发了附近三个同样大小的液化气储罐和12个石油罐爆炸，造成25人死亡。

罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏事故所具有的危险性主要体现在以下三个方面。

1、抢险救援的难度高

以上列举的液化气贮罐特大火灾爆炸事故中，泄漏部位都是在贮罐底部(或是紧邻罐底的第一个阀门和法兰，或是罐根管线接口)，抢险人员面临非常大的困难，因为这种情况下不能使用关闭阀门的方法直接切断泄漏源。当抢险人员强行堵漏时，由于罐体直径大、罐下障碍和揿，液化气泄漏压力大、流速快，难以实施堵漏作业；如果抢险人员皮肤直接接触到液态液化气，容易被冻伤，而且液化气还能造成人员中毒，堵漏作业往往被迫中断。

2、主动控制事故的可能性小

在储罐底部出现液相液化石油气泄漏时，不宜采用主动点燃液化气的方法。如果采用点燃法，形成的固定燃烧点离罐体很近，辐射热人使罐体温度上升，直接威胁罐体安全；而且一旦出现储罐底部泄漏，就会形成相当大的爆炸性气体区域，主动点火还有引起空间爆燃的可能。倒罐虽然可以减少泄漏罐内的贮量，但要以罐区其它储罐有足够的剩余容量为前提，而且在液相液化气被抽空之前，罐内压力不会降低，泄漏速度不会减缓，堵漏的难度不会降低。随着泄漏的继续，爆炸性混合气体的范围逐渐扩大，危险性不断增大。

3、发生爆炸性火灾的可能性大

由于气相液化气比同样条件下的空气重，不容易扩散，泄漏出的液相液化气气化后与空气形成的爆炸性混合物很容易达到爆炸浓度极限(2%～10%)，而液化气的最小引燃能量只有0.18 ～0.38mJ，很小的点量就能够将液化气爆炸性混合物点燃。液化气在泄漏时会产生高达数千伏的危险电压，从泄漏部位喷出的介质和容器都带有静电，其放电火花足以引燃液化气，即使抢险时划定了禁火区，潜在的静电放电危险也不能保证不发生爆炸。如果混合气体发生爆炸，势必引起罐区连续爆炸而使事故失去控制。

由此可见，液化气储罐或紧临储罐的阀门、法兰等部位出现泄漏时，不仅难以控制，而且发生爆炸火灾的可能性更大，必须要采取适当的措施加以控制。

三、使用向罐内注水的方法抢险

当储罐底部发生泄漏时，利用液相液化气比水轻且与水不相溶的性质(液相液化气的比重是4 ℃时水的比重的0.5～0.6倍)，向储罐内注入一定数量的水，以便在罐内底部形成水垫层，使泄漏处外泄的是水而不是液化气，从而切断泄漏源，使火焰自动熄灭，然后再采取堵漏措施。这种利用水重于液化气的性质向储罐内注水而切断泄漏源或减少泄漏量的方法称为注水法。注水后，由于从泄漏部位喷出的是水而不是液化气，中毒、冻伤和燃烧爆炸的危险性均大大降低。而且注水作业可以在远离泄漏点的地方进行，更可保证抢险人员的安全。2001年2月26日，武汉市青山区115街的武汉市水泥厂液化气管道发生泄漏，就使用了注水的方法抢险并取得了成功。1998年3月5日西安液化气站于16日30分左右出现泄漏，发生爆炸是在18 时40分，其间有足够长的时间采取注水法抑制泄漏，但由于种种原因而坐失良机，以致最终导致惨剧的发生。使用注水法处理泄漏事故应注意以下几个问题：

（一）注水法适用的对象

·泄漏物为不溶于水的有机物，且其密度小于水，泄漏部位是在储罐的底部或下部；

·泄漏物为不溶于水的有机物，且其密度大于水，泄漏部位是在储罐顶部或上部。

（二）泄漏部位的位置

必须确定泄漏部位是在储罐的底部、下部或与下部相邻的阀门或法兰。否则，水垫层高度难以达到泄漏点高度，不能切断泄漏源。

（三）液化气的温度

通过查看温度测量仪表，了解液化气的温度是否在50℃以下，因为液化气储罐的设计温度为50℃，注水作业应在其设计温度范围以内进行。而且所注水的温度应低于液相液化气的温度，否则，注入的水会对液化气有加热作用。

（四）注水量的控制

所注水的体积加上液相液化气的体积应小于储罐容积的90%，即：V1+V2＜0.9V

其中V1为注入水的体积(m3)；V2为原有液化气的液相体积(m3)；V为贮罐的容积(m3)。《石油化工企业设计防火规范》第5.3.8条明确规定：液化烃储罐的储存系数不应大于0.9。当储罐适量充装时，储罐内压为液化气的饱和蒸气压，温度每上升10℃，饱和蒸气压上升0.2MPa，能够保证安全。液化气的体积膨胀系数约为水的10～16倍，且随温度的升高而增大，温度每升高10℃，体积膨胀3～4%。如果超装，气体空间过小，随着温度的升高，液相液化气很快就会充满罐体，若温度继续升高，罐体因束缚液相膨胀而承受的压强会迅速上升，温度每上升1℃，压力就会上升2～3MPa，只要温度上升3～5℃，内压就会超过8MPa的耐压极限并发生危险。

（五）泵房、配电房处可燃气的浓度

泵房、配电房等处的可燃气浓度应低于液化石油气的爆炸极限，以保证注水操作的顺利进行。

四、一点建议

笔者在液化气储存单位进行防火检查时，发现液化石油气储存系统没有现成的管道可用于紧急情况下向罐内注水，这对注水法的实施非常不利。2001年1月17日8时16分，江苏省苏州市罗马磁砖有限公司一只储量100m3的储罐底部法兰垫圈老化出现泄漏，直接威胁罐区另一个同样容量储罐的安全。消防官兵经过一个小时的紧张战斗，堵漏基本成功，但由于罐内压力很高，仍有少量泄漏。抢险人员当时就想到使用注水法制止泄漏，但因为没有现成的管道和接口可用于注水，只好让特勤中队继续堵漏，同时设水枪驱散气体，并倒罐抽走泄漏罐内的液化气，直到17时罐区才化险为夷。但并不是所有的消防部队都有特勤中队、特勤装备和相应的处理恶性事故的能力，如果这起事故发生在消防装备稍差的地方，后果将不堪设想，如果储罐设有注水用的接口，抢险成功的胜算就大多了。目前实施的《石油化工企业设计防火规范》中没有对设置紧急情况下注水用管道和接口作出规定，建议下次修订时能予以考虑。

液化石油气是一种广泛应用于工业生产和居民日常生活的燃料，液化石油气从储罐中泄漏出来很容易与空气形成爆炸混合物。若在短时间内大量泄漏，可以在现场很大范围内形成液化气蒸气云，遇明火、静电或处置不慎打出火星，就会导致爆炸事故的发生。随着液化石油气使用范围的不断扩大和用量的不断加大，近年来较大的液化石油气泄漏、爆炸事故时有发生，对人民生命财产造成了极大的威胁。

一、理化特性

液化石油气主要由丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等烃类介质组成，还含有少量H2S、CO、CO2等杂质，由石油加工过程产生的低碳分子烃类气体（裂解气）压缩而成。

外观与性状：无色气体或黄棕色油状液体, 有特殊臭味；闪点-74℃；沸点从-0.5℃到-42℃；引燃温度 426～537℃；爆炸下限[％(V/V)]2.5；爆炸上限[％(V/V)]9.65；相对于空气的密度：1.5～2.0；不溶于水。

禁配物：强氧化剂、卤素。

二、危险特性

危险性类别：第2.1类 易燃气体

1.燃爆性质

极度易燃；

受热、遇明火或火花可引起燃烧；

与空气能形成爆炸性混合物；

蒸气比空气重，可沿地面扩散，蒸气扩散后遇火源着火回燃；

包装容器受热后可发生爆炸，破裂的钢瓶具有飞射危险。

2．健康危害

如没有防护，直接大量吸入有麻醉作用的液化石油气蒸气，可引起头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止；

不完全燃烧可导致一氧化碳中毒；

直接接触液体或其射流可引起冻伤。

3．环境危害

对环境有危害，对大气可造成污染，残液还可对土壤、水体造成污染。

三、公众安全

首先拨打产品标签上的应急电话报警，若没有合适电话，可拨打国家化学事故应急响应专线0532－3889090；

蒸气沿地面扩散并易积存于低洼处（如污水沟、下水道等），所以，要在上风处停留，切勿进入低洼处；

无关人员应立即撤离泄漏区至少100米；

疏散无关人员并建立警戒区，必要时应实施交通管制。

四、个体防护

佩戴正压自给式呼吸器；

穿防静电隔热服。

五、隔离

大泄漏：考虑至少隔离800米（以泄漏源为中心，半径800米的隔离区）。

火灾：火场内如有储罐、槽车或罐车，隔离1600米（以泄漏源为中心，半径1600米的隔离区）。

六、应急行动

1．中毒处置

皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。

吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧；如呼吸停止，立即进行人工呼吸，并及时就医。

2．泄漏处置

（1）报警（119，120等），并视泄漏量情况及时报告政府有关部门。

（2）建立警戒区。立即根据地形、气象等，在距离泄漏点至少800米范围内实行全面戒严。划出警戒线，设立明显标志，以各种方式和手段通知警戒区内和周边人员迅速撤离，禁止一切车辆和无关人员进入警戒区。

（3）消除所有火种。立即在警戒区内停电、停火，灭绝一切可能引发火灾和爆炸的火种。进入危险区前用水枪将地面喷湿，以防止摩擦、撞击产生火花，作业时设备应确保接地。

（4）控制泄漏源。在保证安全的情况下堵漏或翻转容器，避免液体漏出。如管道破裂，可用木楔子、堵漏器堵漏或卡箍法堵漏，随后用高标号速冻水泥覆盖法暂时封堵。

（5）导流泄压。若各流程管线完好，可通过出液管线、排污管线，将液态烃导入紧急事故罐，或采用注水升浮法，将液化石油气界位抬高到泄漏部位以上。

（6）罐体掩护。从安全距离，利用带架水枪以开花的形式和固定式喷雾水枪对准罐壁和泄漏点喷射，以降低温度和可燃气体的浓度。

（7）控制蒸气云。如可能，可以用锅炉车或蒸汽带对准泄漏点送气，用来冲散可燃气体；用中倍数泡沫或干粉覆盖泄漏的液相，减少液化气蒸发；用喷雾水（或强制通风）转移蒸气云飘逸的方向，使其在安全地方扩散掉。

（8）救援组织。调集医院救护队、警察、武警等现场待命。

（9）现场监测。随时用可燃气体检测仪监视检测警戒区内的气体浓度，人员随时做好撤离准备。

注意事项：禁止用水直接冲击泄漏物或泄漏源；防止泄漏物向下水道、通风系统和密闭性空间扩散；隔离警戒区直至液化石油气浓度达到爆炸下限25％以下方可撤除。

3．燃烧爆炸处置

灭火剂选择

小火：干粉、二氧化碳灭火器；

大火：水幕、雾状水。

（1）报警（119，120等），并视现场情况及时报告政府有关部门。

（2）建立警戒区。立即根据地形、气象等，在距离泄漏点至少1600米范围内实行全面戒严。划出警戒线，设立明显标志，以各种方式和手段通知警戒区内和周边人员迅速撤离，禁止一切车辆和无关人员进入警戒区。

（3）关阀断料，制止泄漏。

关阀断气： 若阀门未烧坏，可穿避火服，带着管钳，在水枪的掩护下，接近装置，关上阀门，断绝气源。

导流泄压： 若各流程管线完好，可通过出液管线、排污管线，将液态烃导入紧急事故罐，减少着火罐储量。

注水升浮：若泄漏发生在罐的底部或下部，利用已有或临时安装的管线向罐内注水，利用水与液化石油气的比重差，将液化石油气浮到裂口以上，使水从破裂口流出，再进行堵漏。为防止液化气从顶部安全阀排出，可以采取先倒液、再注水修复或边导液边注水。

（4）积极冷却，稳定燃烧，防止爆炸。组织足够的力量，将火势控制在一定范围内，用射流水冷却着火及邻近罐壁，并保护毗邻建筑物免受火势威胁，控制火势不再扩大蔓延。在未切断泄漏源的情况下，严禁熄灭已稳定燃烧的火焰。

干粉抑制法: 待温度降下之后，向稳定燃烧的火焰喷干粉，覆盖火焰，终止燃烧，达到灭火目的。

（5）救援组织。调集医院救护队、警察、武警等现场待命。

（6）现场监测。随时用可燃气体检测仪监视检测警戒区内的气体浓度

在球罐更新中应用HSE风险管理

HSE管理体系是石化行业一个新型的安全、环境与健康管理体系，它是通过事前进行风险分析，确定其自身活动可能发生的危害和后果，以便采取有效的防范手段和控制措施防止其发生，来减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染的有效管理方式。危害识别、风险评价以及风险控制是HSE管理体系的核心，风险管理也是HSE管理体系的基本要素。它是首先确定活动、产品、服务中可能发生或曾经发生过的危险，并对这些危险进行评价和分析，从而采取有效的防范手段和消减措施，防止事故发生，以减少可能引起的人员伤害、财产损失的有效管理模式。

中石化广州石化分公司（以下简称“广州石化”）6#液态烃球罐区，用于液化气储存的G601#~608#罐均为1976年建造的容积1000m3球罐，受当年制造水平、质量标准和检测标准所限，这8台罐先天就存在许多缺陷。如今，国家对压力容器的管理要求越来越高，检测标准也越来越严格，所以球罐的检测周期也越来越短，以至球罐检修由原来的5～6年一修缩短到2～3年一修，甚至是一年一修。根据设计规范，液态烃类球罐的使用寿命是20年，而现有的8台球罐已运行26年，已是“超期服役”。加之近年来广州石化所加工的原油其含硫量偏高，进罐区的液化气其H2S含量时有超标现象，更加重对球罐的腐蚀，可谓“雪上加霜”。在球罐检修中，技术人员发现罐内裂纹增多、裂纹加长加深，严重威胁罐区的安全生产。2003年，该8台球罐拆除更新项目，共投资达4000万元，被列入中石化股份公司级重大隐患治理项目开始整改。该工程是广州石化今年来“边生产边施工工程”（以下简称“双边工程”）最大项目，该项目施工存在生产与施工深度交叉；时间跨度大，从2003年至2005年；节假日及夜间都要进行施工；作业周边区域易燃易爆物料多；周围高压容器众多；施工场地狭小；施工作业危险程度高；施工人员多、任务重、时间紧等诸多特点，如果安全管理不到位，极易发生火灾、爆炸、中毒等各类事故，在这种情况下，采取什么措施防止事故的发生？风险管理正是我们所要寻求的方法。它比较科学、系统地规范了施工过程中需要人们遵循执行的安全行为，并为如何消除施工过程中可能发生的各类风险提供了理论依据和指南。为此，结合罐区施工实际情况和认真落实广州石化安环部制定的《施工项目HSE管理指引》，期望通过在施工作业中全面落实HSE管理体系的各项要求，进一步规范施工作业及管理，认真开展HSE风险管理，达到无伤害、无事故、无污染的风险管理目标，实现“安全文明”施工，保障正常生产。

广州石化6#液态烃球罐区西侧和北侧分别是火车装油台和成品油罐区，该罐区占地面积约44000m2，罐区内建筑面积13035m2。罐区内分6个罐组，共有大小24台球罐，主要储存液化石油气、精丙烯、正丁烷和丙丁烷等易燃、易爆、易扩散的液态烃产品。该罐区总库容20200m3，月平均收付量达25000m3，是炼油企业火灾爆炸危险程度最高的区域之一，属广州石化一级重点生产要害部位。

液化石油气、精丙烯、正丁烷和丙丁烷等易燃、易爆、易扩散的液态烃产品，为了储存、输送之便，这些物质必须在常压下降低温度或常温下增加压力，变成液体。常温常压下，其爆炸极限均小于10％，属于易燃气体，与空气能够形成爆炸性混合物，遇热源和明火有着火爆炸危险，是甲A类火灾危险物质。在这种背景下，该区域的安全工作就显得尤为重要，稍有疏忽，就有可能酿成重大恶性火灾爆炸事故，殃及广州石化及周边地区的安全。

HSE风险管理实施过程

1.确立球罐更新施工风险点

要想做好对施工项目的安全管理，首要的一项工作就是分析项目在施工过程可能出现什么样的事故，对可能造成事故的隐患进行评价，然后对这些危险源有针对性的制定消减计划。危害识别、风险评价一直是工作中的薄弱环节，为此，特别加强做好这方面的工作，根据HSE管理体系中危害识别和风险评价的要求以及广州石化《施工项目HSE管理指引》要求，在球罐隐患整改计划下达后，贮运部成立了隐患整改领导小组，明确组织机构和人员的责任，同时成立了由工艺员、设备员、安全员、电工、焊工、仪表工、起重工、架子工以及射线探伤等人员组成的风险评估小组，共同进行讨论，在危害识别和风险评价过程中，对那些危害程度高、发生频繁、超出人们心理承受能力的风险进行重点评价，从物理性、化学性、生物性、行为性及生理、心理性常见危险因素及有害因素多方面考虑，将整个施工过程中可能出现的不安全因素、危害因素，一一列举出来。如物料泄漏着火、爆炸、中毒、触电、高空坠落、高空坠物、防火墙倒塌、损坏设备、机械伤害、交通事故、射线误探等。并逐个进行危险性分析，列出可能的风险点，如高处作业危险性分析，就从施工人员的危险性、施工作业环境的危险性、施工设备材料的危险性、施工管理的危险性、高处施工作业应急管理等5方面列出22个风险点。通过评估，最后从46个施工子项目中共确立了252个风险点，并公布在6#罐区中央控制室，提醒有关人员注意。

2.制定风险防范和消减措施

按照不同的施工类型选择合适的危害识别和风险评价方法，开展风险评价，对施工内容和涉及的范围进行风险评估，针对危险点制定相应的HSE技术措施和HSE管理措施，保护作业人员、设备、环境等，同时制定施工HSE总体方案。通过运用隐患评估（LSR）、工作危害分析（JHA）、安全检查表（SCL）、预危害分析（PHA）等多种危害识别和风险评价法，针对可能发生物料泄漏着火、爆炸、中毒、触电、高空坠落、高空坠物、防火墙倒塌、损坏设备、机械伤害、交通事故、射线误探等事故、通过改进工艺、制定预防措施，完善规章制度等来降低和消减风险，把风险控制在尽可能低的程度，使之达到可以接受的程度。根据施工过程各种具体的施工作业和对作业各环节、步骤进行的风险危害评估情况，都制定了非常详细的风险防范和消减措施，共制定了96项HSE应对措施。

如在隔离及防火防爆方面，制定了以下措施：

（1）彻底置换措施。为确保球罐及其附件、管线内介质置换彻底，达到安全动火条件，制定严密的工艺处理方案并按要求进行审批，同时严格按照工艺处理方案对相关管线、球罐内液化石油气进行置换，要求进水至满罐，放完水后，用蒸汽对球罐进行不少于48h吹扫，直至设备内气体采样分析符合安全动火条件。

（2）搭设防火墙，要求东西两侧的防火墙高出球罐1m，南侧搭设3m高防火墙，防火墙的搭设严格按照《脚手架作业管理规定》（中石化广州机〔2002〕15号文）和贮运部球罐检修安全措施（ZSGZ-67-4700-02.17）及“双边工程”HSE管理规定中关于隔离的要求。

（3）盲板隔离，要求制定盲板图，盲板两侧都必须加垫片，盲板挂明显标志的盲板牌，盲板前阀门全部再加铁丝匝死。作业部每天必须对施工现场的盲板进行检查。

（4）现场下水井先用石棉布覆盖，上面再用沙土覆盖，最后用水泥封面进行隔绝，防止有毒有害、易燃易爆气体从下水道进入施工现场。

（5）施工现场周围在用工艺管线要用石棉布覆盖好，防止有火花飞溅在管线上。

（6）周围大气环境监测。对球罐区设备、设施重点进行监控、维护和保养，定期全面查漏，每周五上午，由岗位人员用肥皂液对球罐罐前、罐底、罐顶及液位计平台阀门、法兰进行认真查漏，发展泄漏，应立即上报并将查漏结果记录，确保罐区所有动、静密封点无一泄漏存在。现场周边装有4台固定式可燃气报警仪，现场专职安全监护人员携带1台便携式可燃气报警仪，随时对作业现场大气进行不间断监测。

（7）工艺安排好罐区脱水、采样、放空工作，罐区采样、脱水、放空等作业都安排在每天施工结束后，每次脱水、采样、放空后须进行动火施工时，必须重新进行采样分析。

（8）罐区操作人员必须把检修现场作为巡检点，严格按照巡检要求，每次巡检时必须按时认真对施工现场及周围管线设备进行检查，并做好记录，切实加强对周边球罐运行状况的控制。

（9）施工单位每天必须派人到6#罐区岗位操作室参加班组交接班，每天作业前与当班联系，并到岗位登记，及时通报施工内容和了解施工现场周围环境，确保罐区内无脱水、采样作业和异常现象。

此外，为保证整个8台球罐更新施工的顺利完成，还采取了一系列HSE管理措施，包括切实加强对施工人员、监护人员的安全教育、安全考试和持证上岗，将施工方案和安全措施贯彻到每一位相关人员，施工现场定置管理及现场告示牌要求，建立全时程安全检查制度和每日施工违章违纪曝光栏，对每天发现的问题及新情况及时处理以及制定应急预案和演练要求等。正是通过针对存在的危险因素和施工的实际情况，并逐一制定出非常详细的风险防范和消减措施，同时经过施工单位、监理单位、贮运部各专业组及机动部、安环部等职能部室人员的不断完善和层层审查审批，使得相关人员对施工存在的危险因素和制定的针对性措施都有了一个全面而深刻的认识。3.落实风险防范和消减措施

当施工HSE总体方案、施工组织设计及风险防范和消减措施报有关领导审批通过后，对施工人员、岗位操作工及现场监护人员就相关风险因素，风险防范和消减措施及应急预案的要求，切实落实好每一项工作。包括进行安全技术交底；进行有针对性的培训；施工单位在施工现场设置专职安全技术人员；施工现场HSE告示牌及施工项目信息牌标准、醒目；现场张挂各种警示牌；施工单位按照规定为施工现场作业人员提供符合安全、卫生标准的安全防护用具，用品；施工过程中机具摆放整齐，位置画线，电线及其他使用的线规范、整齐排列；物料堆放整齐、标识明确；施工机具在每次工作前应进行检验确认施工机具的完好，要求机具进入施工现场前贴检验合格标识；施工人员每次作业前要填写“施工危害自我评估表”；监护人员每2个小时填写1次“施工过程监督检查表”；每次间歇重新作业前均需对作业点安全措施进行检查确认；车辆必须严格按规定线路行驶；司机必须随身携带车辆入装置证，进入前必须到6#罐区岗位登记，并获得当班签字许可后，方可进入等等。

在加强对施工现场和预制现场的施工机具、材料等的定置管理方面，从施工开始前，就严格要求，并不断持续改进，现场施工机具、材料等摆放不合要求不能开始施工。进入到施工现场，各种警示清楚明了；漏电保护配电箱、配线标准、规范、漏电保护器齐全，各脚手架都是钢管扣件式的，搭接间距合格，同时抓好每天作业完的清场工作，从而为施工提供了安全舒适的环境。

分公司领导、各职能部室及作业部领导高度重视施工现场安全，作业部切实落实好施工现场的安全管理，严把施工人员安全教育关，严把安全责任关、严把安全管理关，建立严格的现场管理、检查和考核制度，把对外来施工人员的管理作为一项重要的安全工作来抓，加强现场检查，及时纠正和制止不符合安全操作规程的行为。坚持施工现场的三级安全检查制度：（1）只要现场有施工作业，就有专职监护人员在现场监护，并记录施工和违章情况；（2）当班岗位人员现场巡检时应把施工点作为巡检内容之一，发现问题及时制止并报告。施工所在区域施工点设立巡检牌，作为外操作工和班长新增的巡检点，24小时巡检，并记录施工动态情况；（3）三大员每天巡检2次以上，区域主管及部里领导不定期检查，发现安全隐患和违章及时进行处理和严格考核。

随着施工的全面展开，广州石化落实好风险防范和消减措施，强化作业过程中的风险管理，逐一消除风险。从已完成更新投用的G605#、G606#及正在更新的G601#～G604#施工来看，认真开展HSE风险管理、取得较好的成绩，成为广州石化样板HSE施工现场达到无伤害、无事故、无污染的风险管理目标，施工过程中不安全行为明显减少，实现了“安全文明”施工，保障了罐区正常生产。

风险管理真正体现了“预防为主”的安全生产方针和HSE管理思想，广州石化正是通过开展风险管理，在施工前作了充分的准备工作，对可能的危险进行认真评估，采取了针对性很强的防范和消减措施，施工方案比较科学合理，安全施工制度严密，日常安全检查监督到位，施工过程中较好地保障了直接作业环节安全和罐区安全生产。

通过开展风险管理，总结出以下几点体会：

1.危害识别、风险评价是一个不间断的过程，要定期对所划分的评价单元进行危害识别与风险评估，不断补充完善识别和评价的内容，建立一套适合自身特点的评价机制。

2.要加强对相关评价人员风险评价知识的培训和学习，评价人员必须对评价方法非常熟悉，评价结果才真实、可靠。在评价过程中，要坚持实事求是，更要充分注重人的因素，努力把评价结果的准确性提高。要搞好风险管理必须一步一个脚印地做好培训、识别、评价、控制、应急、检查等各项工作。

3.要切实加强对监护人员、施工人员的安全教育和施工过程监控，将施工点作为一个重要的巡检点，有力地确保了施工安全。

4.除了施工组织者的精心组织外，更重要的是罐区现场安全管理人员高度的责任心和严格、科学的防范措施，只有正确地运用安全技术和措施，才能确保罐区动火施工的安全。

5.施工队伍切实和强自身的安全管理，对施工检修的全方位、我层次管理显得更为重要。从严、从重处罚施工过程中的一切违章行为，切实从根本上提高施工队伍的安全意识，使安全施工变为每个施工队伍的自身内在要求，这也是开展HSE管理工作，全面提高安全管理水平的基本要求。

6.对作业危害识别及风险评估，仍有遗漏，如防火墙及脚手架在施工期间，由于台风，发生倾斜，且应急预案中没有制定防台风预案。在施工进度和施工工序安排上，仍有不足，导致交叉作业较多，给施工安全带来威胁。当情况发生变化时，HSE管理没有及时进行跟进管理。在今后在作中，要不断进行认真总结，认真查找制度、措施、培训、检查等方面存在的问题，及时反馈，以此作为依据，重新修改风险管理，作为下一轮的依据，持续改进，不断充实和完善。

第四篇：液化石油气储罐玻璃板液位计计量误差初探论文

一、前言

近年来，我国液化石油气市场发展很快，家用、商用和工业用气量持续增加，大小液化石油气储配站场遍布各地，储存罐的数量也就越来越多，单罐容积也有增大的趋势。

众所周知，计量工作对于一个企业是非常重要的，没有正确的计量，谈不上维护企业的利益、提高企业的信誉、搞好生产管理，还容易产生贸易摩擦，石油产品的贸易往往价高量大，计量工作尤显重要。

二、问题的提出

以船运液化石油气码头交接贸易为例，其计量方法一般是用体积重量法，即首先测量计算得到液体体积，再换算成重量的方法，船上储罐的液位测定普遍采用拨杆式液位计，也有直接在仪表舱读数的，一般认为，操作规范时，拔杆式液位计读数比较可靠，岸上接收库的液化石油气球罐，按规定其液位测定，除采用玻璃板式液位计外，还要设磁跟踪钢带液位计，这两种设备的读数似乎都可靠。

不管是以船上或岸上的那一方计量为准，岸上接收罐的计量是必不可少的，不要以为船上拔杆式液位计可靠，计量准确，岸上接收罐的计量就不重要了，实际上船上读数也会有问题，如拉杆式液位计的拉放速度、停留的时间、风浪的大小等都可能影响其读数的准确性，船体陈旧时，由于已作过多次维修改造，其容积表的准确性也值得怀疑，其它一些人为因素也不是不可能。所以，作为收发计量也罢，盘点计量也罢，岸罐计量的准确性是客观要求。

许多人对液化石油气球罐上玻璃板直读式液位计的液位读数一直没有怀疑。其实，其读数直接用于计量时存在一定问题。笔者几年来在实践中发现，用玻璃板液位计的读数来计算，结果极不可靠，比如同一罐（l,000米3）液化石油气，不同时间读取的数据，计算出的结果有时相差10吨以上，根本不可取。

三、问题分析

如附页图一1所示，以1,000米3球罐（φ12米）为例，其玻璃液位计装于球罐液位导管ABCD[DN 50]的竖直段BC上，该管上下分别与罐顶和罐底相通。

一般认为，导管内的液面和罐内液面处于同一水平面上，其实不一定，可能差别很大，进人导管内的液体，如同进人了死胡同，在某一平衡状态下，导管水平段CD内的液体承受着垂直段BC内液柱和储罐内液柱对等的压力，其作用有如一个活塞，阻隔着经直管内的液体流向储罐内。

由于储罐容积大，特别是在储液很多时，储罐实际上成了一个大“热容”，在环境温度高于罐内温度时，储罐吸热，而在环境温度低于储罐内温度时，储罐放热，也就是说，储罐内的温度变化不如环境温度变化大，罐内温度变化比较温和，而导管很小（DN50），其中的液体数量很少，导管壁完全暴露，故受环境影响很大，特别是导管处在阳光直射位置时，其温度变化更大。

我们知道，液体受热会膨胀，其密度会变小，相反，液体受冷时其体积会缩小，密度会变大，就是说，若果储罐内液体的温度和导管内液体的温度不同时，则其密度也不同，特别是液化石油气的膨胀系数比水的大得多，密度的差异就更大，不能忽略不计。这时，储罐内液体和导管内液体的关系，如同“U”形压差计的工作原理一样，两侧液柱对“活塞”（水平段）的作用力相等。

假设储罐内的液化石油气为：

1．丙烷：异丁烷=50：50。

2．储罐内平均温度为T℃。

3．导管内液体的平均温度为t℃。

4．储罐内液位为H（m）

5．导管内液位为h（m）

根据烷烃液体的比重和温度关系图～ 2可知，丙烷和丁烷的比重在-20℃---＋ 50℃范围内呈直线变化，而且两直线大体平行。由图--2（见附页）可查得密度（这里，在数值上，比重和密度是相等的）如下：

15℃时：丙15=0.507 丁15 =0.563

40℃时：丙40 =0.468 丁40=0.533

则混合密度为：

m15=iVi=0.507×0.5+0.563×0.5=0.535

m40=0.468×0.5+0.533×0.5=0.5005

液体密度变化的温度系数为：

ν=(m40-m15)/(40-15)=(0.5005-0.535)/25=-0.00138

某一温度t℃时的密度为（亦可以直接查图一2）

t=15+ν(t-15)

液位为h时，产生的压强为：

P=P0+*g*h

任何平衡时刻，导管内液柱和储罐内液柱对水平段所产生的压强必定相等，则：

P0+*g*h=P0+γ*g*H

H=th/T=(15+ν(t-15))/(15+ν(T-15))*h=(1-ν(T-t)/(15+ν(T-15)))*h

1．当环境温度高于储罐内温度时，设 t＝ 30℃，T＝ 20℃，由式一1可得：

H=(1+0.00138*(20-30)/(0.535-0.00138(20-15)))*h=(1-0.0026)*h=0.974h

2．当环境温度低于储罐内温度时，设t＝10℃，T＝20℃

由式一1可得：

H＝（l＋ 0.026）h＝ 1.026h（式一3）

以上分析说明，液位计读数和储罐内实际液位是有差距的，而且温差越大，则差距就越大，这样，用液位计读数h直接查储罐容积表，计算出的重量结果必然不准确，而且罐的容积越大，误差就越大，特别是液位刚好在储罐赤道带或附近时误差大。

这就印证了笔者在实践中发现的问题：l）在岸上储罐接收船载低于环境温度的冷冻液化石油气（＜10℃）时，计算的结果往往比船上结果偏多，但几天后重新读取数据重算时，结果可能又少了许多。2）同一罐液化石油气，即使经过长时间的停放，使其充分吸／放热量，达到大体上和环境温度平衡后，一天之中不同时间读取的数据，计算得的结果也差别很大，都是因为液位计受环境影响大，而储罐是一个大“热容”，受环境影响小，从而产生温差，导致密度和液位的不同。

以某1000m3球罐为例，其条件同上，不考虑气相的影响，设液位计读数 h＝7.0m

1）设液位计内液体温度为 30℃，罐内液体平均温度为 20℃，根据式一2，得罐内液位为：

H＝0.974h＝0.974X 7.0＝6.82（m）

由h和H查罐容表，得到液体的体积分别为：

586．928m3和 565．873m3

罐内混合密度为：

20＝15＋ν（t－15）＝0.535－0.00138（20－15）＝0.5281

由G＝0.99785V20算得在空气中的重量分别为：309．290吨和 298．200吨

就是说，若果直接以液位计读数计算，则偏多 11.090T。

2）设液位计内的温度为 10℃，储罐内平均温度为 20℃，根据式一 3，则：

H＝1.026h＝1.026X7.0＝7.182（m）

由h和H查罐容表，得液体体积分别为：

586．928m3和 607．809m3

计算出的重量分别为：

309．290吨和 320300吨

就是说，如果用液位读数直接计算，则偏少 11． 010吨。

四、解决问题的办法

为了解决储罐玻璃液位计的读数误差问题，笔者认为有如下几个办法：

1．公式修正法。

按上述分析的方法，对液位计读数进行修正，该法实际上难以准确，因为导管内液体的平均温度难以测准。

2．选择读数时间。

改变读数时间的随意性，选好读取时间，能在一定程度上克服环境因素对液位计读数的影响，最好把读数时间选在气温比较温和、气温比较接近一天之中的平均温度或接近储罐内温的时候，如夏天在日出之前读数，冬天在早上9：00左右读数，但该法对生产作业有一定影响，不够方便。

3．更换液位计内的液体。

在读数前，把液位计导管内的液化石油气换掉，可以1）把导管内的液化石油气放掉，换人罐内新的液体，但该法不安全；2）加一手摇泵，将导管内的液化石油气往回储罐内，再从罐内放人新的液化石油气，然后尽快读取液位数据。

4加装计量设备。

可考虑在储罐顶部增设防爆型雷达测深系统，该法在旧罐上改造较难。

五、结束语

玻璃板直读式液位计读数难以读准，球形储罐上的磁跟踪钢带液位计读数又如何？实际情况是，就所安装的国产钢带液位计而言，很大一部分是失效的，这是因为：首先，制造技术和安装质量上存在问题，钢带很容易被卡住；其次是其使用环境恶劣，在接卸液化石油气船时，特别是罐内液位很低时，高速进人储罐的液化石油气，在罐内剧烈翻腾，使钢带液位计系统的浮筒及其导向钢丝波动报大，有时会使磁吸头脱落，无法计量，有的甚至使导向钢丝脱钩，并相互纠缠在一起，从而彻底失去计量作用；再者，即使钢带液位计系统没有问题，但不同组成的液化石油气及不同的温度下，其密度亦不同，致使液体对浮筒的浮力不同，从而影响了液位的显示精度。

除液位计外，影响计量准确性的另一个因素是储罐内气液相的平均温度，由于测温棒伸入罐内的长度有限，故测得的内温有时并不能反映平均温度。

总之，相比之下，钢带液位计不如玻璃板直读式液位计可靠，而选取恰当的读数时间能有效地克服环境因素造成的影响。除液化石油气球罐外，其它储存轻质液体的储罐，当设玻璃板液位计时，其读数也应引起注意。

第五篇：液化石油气简介

液化石油气介绍

一、液化石油气的来源、组成1、液化石油气的来源

液化石油气是在石油天然气开采和炼制过程中，作为副产品而取得到的以丙烷、丁烷为主要成分的碳氢化合物。在常温常压下为气体，只有在加压或降温的条件下，才变成液体，故称为液化石油气。常温下，液化石油气中的乙烷、乙烯、丙烷、丁烯、丁烷等均为无色无嗅的气体，他们都比水轻，且不溶于水。液化石油气中的刺鼻味是由在运输及储存过程中特意加入的硫醇和醚等成分产生的，便于液化石油气泄漏时使用者察觉判断。

2、液化石油气的组成主要成分：丙烷(C3H8)、丁烷(C4H10)

少量成分：甲烷、乙烷、丙稀、丁烯。

残液：液化石油气钢瓶里总有微量液体用不完，该部分液体称为残液，其主要成分为戊烷及戊烷以上碳氢化合物。液化石油气国家标准规定残液含量不大于3%。

二、液化石油气的用途

1、民用燃气：烹调、烧水、取暖等。

2、工业用：干燥、定型、发泡、熔化金属、烘烤等。

3、农业生产：烘烤、采暖、催熟等。

三、液化石油气的物理化学性质

1、密度：在标准状态下(0℃、1个大气压)单位体积物质所具有的质量。单位：气态：Kg/Nm3液态：KG/升

丙 烷 丙 烯 正丁烷 异丁烷 丁烯－1 异丁烯

2.50 气态密度 2.01 1.93 2.70 2.69 2.50

液态密度 0.5297 0.5454 0.6010 0.5810 0.6177 0.6165

混合气气态密度为各组分在同一状态下的密度与各组分体积百分数之和。

2、比重：一物质的密度与某一标准物质的密度之比。

气态的液化石油气比重是空气的1.5~2倍，它扩散后处于空气的下部，可以由高处流向低洼的地方，积存在通风不好和不易扩散的地方。液态液化石油气比水轻，其比重在0.5~0.6之间。

3、体积膨胀系数

液体一般受热膨胀，温度越高膨胀得越厉害。液化石油气的膨胀系数是水的16倍左右。因此，容器灌装时必须要留出一定的空间。

液化石油气充装系数为85%(在常温常压的条件下是安全的)。

4、饱和蒸气压

正常的液化石油气钢瓶内的压力，就是液化石油气的饱和蒸气压。所谓的饱和蒸气压，是指在一定的温度下，液化石油气的气态、液态互相平衡时的蒸气压力，即液体的蒸发速度同气体的凝聚速度相等时的压力。液化石油气的饱和蒸气压随着温度的变化而变化的，温度升高，饱和蒸气压变大。民用液化石油气钢瓶设计温度为+60℃~–40℃，是以液化气在+60℃的饱和蒸气压力来设计压力的，即以

1.57MPa为设计压力。

5、气化潜热

液体气化时要吸热，单位重量的液体气化所需的热量称为气化潜热。

气化潜热比较直观的表现是钢瓶大量供气时，由于其液体蒸发所需大量蒸发潜热，会使钢瓶温度降低，如果周围温度不太高，来不及提供所需大量热量，钢瓶的温度就会继续降低以至把周围的水蒸气凝结为露或霜，一旦发现钢瓶上有露或有白霜，即应适当提高室内空气温度或降低液化石油气的用气量，否则液化石油气压力会因室温低而降下来，以至影响正常供气。1千克液化石油气由液态变为气态时，需要吸收约96.117Kcal的热量(一个物理大气压沸点时)。

6、闪点

在一定的温度下，液化石油气由液态蒸发为气态，而这种气体与空气混合后可以形成可燃的混合气体，当这种气体与火焰接触时，能产生瞬间火花，这种火花即为一瞬间发生的燃烧，称为闪燃。气体能发生闪燃的最低温度就称为该气体的闪点。液化石油气的主要成分闪点都很低，如丙烷为–104℃、丁烷为–82℃、丙烯–67℃、丁烯类约–80℃，即使是残液戊烷的闪点也是–40℃，闪点低意味着危险程度大，液化石油气比汽油、煤油等轻质油品引起火灾的危险性大。

7、燃点

气态液化石油气与空气混合后，与明火接触能发生连续燃烧的最低温度，就称为它的燃点，也就是它的着火温度。常压下液化石油气的燃点为470℃~510℃之间。

8、沸点

液体的温度升高，液体的蒸气压也随之升高直到蒸气压与外界压力相等，如果温度升高到一定数值，液体内部也发生气化，这种现象叫沸腾，沸腾时的温度叫沸点。沸点随外界压力的上升而增大，随压力下降而降低，比如高山上空气稀薄，压力小于1个大气压，水的沸点低于100℃，水的沸点在一个大气压的情况下是100℃，而液化石油气中的丙烷在一个大气压的情况下的沸点为–42℃，而当所受压力增加到8个大气压时，其沸点提高到+20℃。

9、露点

气态液化石油气在冷却或加压时，会凝结成露液，此刻的温度叫露点。在1个大气压时，丙烷的露点为–42℃，8个大气压时，露点值为+20℃，即由此温度继续下降，则开始由气态变为液态。从数字上可以看出，液态液化石油气的沸点和气态的露点，在同一压力的情况下是同一数值，实际上即为液化石油气的饱和压力值下的饱和温度值。

10、爆炸极限

当液化石油气与空气混合并达到一定浓度，遇到明火就会引起爆炸，这种能爆炸的混合气体中所含燃气的浓度极限称为爆炸极限，一般用体积百分数表示。在混合气体中当燃气减少到不能形成爆炸混合物时的那一浓度，称为可燃气体的爆炸下限，而当燃气增加到不能形成爆炸混合物时的那一浓度，称为爆炸上限。液化石油气的爆炸极限范围为1.5~9.5%。

四、液化石油气的特性及其危险性

1、液化石油气的特性

易挥发

液化石油气在常温常压下吸热立即挥发成为气体，体积骤然膨胀约250~300倍，急剧扩散蔓延。

易燃、易爆

液化石油气的闪点低，为–140℃~–40℃,危险性大，液化石油气气体与空气接触后，可被微小火星点燃，其燃烧值较高，为2.10×104~2.90×104Kcal/ m3，高于天然气的燃烧值。液化石油气的燃烧速度为0.38~0.5m/s。

低腐蚀性

液化石油气含硫量低，一般没有腐蚀性，但能使橡胶软化，使那些油脂的油漆和脂膏溶解。所以液化石油气使用的是专用高压胶管。

微毒性

液化石油气在空气中的浓度低于1%时，对人体健康没有危险，但是，长时间接触浓度较高的液化石油气，对神经系统会产生不良影响；空气中液化石油气浓度超过10%时，会使人窒息。

热胀冷缩

液化石油气和其它物体一样，也具有热胀冷缩的性能，液化石油气的膨胀系数比水大16倍左右。根据计算，钢瓶在装满液化石油气的情况下，温度每升高1℃，压力就会上升2~3Mpa。所以，只要温度升高3~5℃，内压就会超过普通钢瓶的8Mpa的胀裂限度。所以，严禁超装是液化石油气安全操作必须严格遵守的规程。

2、液化石油气的危险性

爆炸火灾危险性

液体闪点越低，火灾危险性越大，由于液化石油气的闪点低，不论在寒冬或炎夏都无需加热，遇火即能燃烧。液化石油气属一级火灾危险等级。液化石油气爆炸下限低，爆炸范围大，遇火源就有燃烧、爆炸的危险，其爆炸速度为2000~3000 m/s，火焰温度高达2000℃。液化石油气热值很高，液体低发热值达11000kcal/ kg，气体低发热值为22000~26000kcal/ m3，是一种很好的燃料。但是，一旦发生着火爆炸事故，就会造成严重的破坏。由于它比空气重，容易停滞和积聚在地面的空间、坑、沟、下水道和墙角等低洼处，一时不易被风吹散，与空气混合形成爆炸性物质，遇火源便可引起爆炸。因此，液化石油气应储存在通风良好的场所。

冻伤危险性

液化石油气的沸点范围较低，低温或经加压而成液体，通常贮存在贮罐或钢瓶内，一旦泄漏，液化气体大量喷出，由液态急剧变为气态，便从周围的环境中大量吸热而造成低温，若管道阀门处泄漏，会在泄漏处形成低温、结冰，严重的可能影响阀门的关闭。若检修时，有可能出现大量喷液情况，如喷溅到人体上，会造成冻伤。此外，当身上喷有液态液化石油气时感到很冷，没有及时脱换衣服，如遇火、可能“引火烧身”遇到这种情况，应立即用湿布或水灭火，严防事故扩大。中毒危险性

液化石油气具有微毒性的特性，高浓度的液化石油气被人吸入体内，对人的中枢神经有麻醉作用，会使人昏迷、呕吐，严重时可使人窒息死亡。此外，液化石油气燃烧需要25－33倍的空气，缺氧导致燃烧不完全，也会产生一氧化碳等有毒气体。