液化石油气码头卸船工艺设计要点论文[5篇范文]

第一篇：液化石油气码头卸船工艺设计要点论文

摘要:对冷冻液化石油气卸船至水封洞库时的卸船工艺设计要点进行总结，主要阐述了装卸设备选型、管道选型、管道预冷和管道增压等。

关键词:液化石油气;装卸工艺;水封洞库;泵

引言

地下水封洞库储存液化石油气相较于传统地上储罐具有建设经营成本低、储存能力大、安全可靠、应急能力强、使用寿命高等优点，是目前国际上LPG的主要储存方式之一。由于地下水封洞库采用常温压力储存，而冷冻液化石油气船采用低温常压储存，地下水封洞库在接卸过程中，排出的气相LPG的操作压力远超过船舱的设计压力，因而不能采用传统的设置气相平衡管线的方式进行卸船冷冻液化石油气码头装卸工艺［1］。液化石油气码头主要进口丙烷、丁烷。此码头原设计为离岸式油品码头，水工结构已经建成。本工程在已建的10万吨级码头水工结构的基础上，增设装卸工艺设施，设计最大停靠5万吨级液化石油气船，进行丙烷、丁烷的卸船作业。库区地下水封洞库已经建成。本工程设计范围为码头前沿至水陆分界处，包含管道长度约2.5km。

1装卸工艺设计方案

1.1主要设计参数

丙烷和丁烷的主要物性参数见表1。冷冻液化石油气船设计压力25kPa，设计温度－50℃，常压运输－46℃丙烷和－5℃丁烷。地下水封洞库设计压力800kPa，设计温度20℃。

1.2卸船工艺设计

由于地下水封洞库与液化石油气船之间存在巨大的压差，因而不能在船和洞库之间设置气相平衡管线，只能设置1根液相管线来完成卸船。主要卸船工艺流程:船舶→船舶卸料泵→码头装卸臂质量流量计→预冷泵→增压泵→码头物料管→公用管廊物料管(设计分界线)罐区物料管换热器喷射器地下水封洞库。因每种物料只有一根液相管道，所以码头选用单管装卸臂即可满足要求。主要装卸臂选用规格见表2。所有装卸臂均设有紧急拉断阀、超限报警装置及绝缘法兰，以保证物料装卸的安全。丙烷、丁烷入库前需经换热器升温至2℃以上，因而库区设有换热器，以将低温丙烷、丁烷升温至2℃以上。升温后的丙烷、丁烷注入洞库时流经丙烷、丁烷喷射器，以便抽吸丙烷、丁烷洞库内的气相，并将其冷凝后回注入洞库，避免洞库在接收丙烷、丁烷过程中造成洞库内压力升高。换热流程和喷射器回收气相流程作为地下水封洞库不可分割的一部分，随水封洞库一并建设。

1.3管道预冷和物料增压

丙烷温度较低，输送时需要对管道预冷，设计管道预冷流程为丙烷卸船时，先以极小的流量对管道及泵激性预冷，此时流量较小，仅船泵即可满足卸船要求。当泵预冷完毕后，启动丙烷预冷泵，对管系进行预冷，此时管道流量约为400～500m3/h。管系预冷完成后，启动增压泵实现输送。在正常卸船的时段，管道流量稳定在2000m3/h。在卸船末端，卸船流量减小，关闭一台增压泵，或重开预冷泵。管道最小流量可以达到200m3/h，满足末段卸船要求。为克服丙烷、丁烷的饱和蒸汽压及摩擦阻力损失，须设置增压泵。目前主流的低温丙烷、丁烷船每舱配备2台泵，额定流量均为1200m3/h，选用的丙烷、丁烷增压泵额定流量为1200m3/h，与船泵相匹配。增压泵类型为流量可以在30%～120%范围内调节的离心泵，双机械密封，Plan53冲洗方案。增压泵及船泵关闭点压力小于管道设计压力，管道不会超压。泵出口设有调节阀，并与泵入口压力连锁，当泵入口压力较低时，调节阀会自动关小开度，使泵入口压力回升。经过调节阀的调节，泵的进出口压力将达到一个平衡值，泵将平稳连续运行。泵的入口压力与泵连锁，一旦出现泵的入口压力过低，会连锁停泵，以防止发生气蚀，保证泵与管道的安全。根据库区设计单位提供的资料数据，在设计分界处，丙烷管道接受压力为1.12MPa，丁烷管道接受压力为0.68MPa，丙烷管道预冷时接受压力为0.74MPa。丙烷船泵输出压力为0.5MPa，沿程摩阻和高差总损失为0.39MPa，所以增压泵须增压1.01MPa，增压泵扬程选择为180m。丁烷船泵输出压力为0.5MPa，沿程摩阻和高差总损失为0.41MPa，所以增压泵须增压0.59MPa，增压泵扬程选择为120m。丙烷管道在预冷时，船泵输出压力0.5MPa，沿程摩阻和高差总损失为0.24MPa，所以预冷泵须增压0.48MPa，预冷泵扬程选择为100m。各台泵的规格参数见表3。本工程预冷泵和增压泵设置在码头前沿地带，距离码头前沿线距离15m。

1.4管道设计

工艺管道设计压力及设计温度见表4。丁烷的操作温度为－4℃，普通碳钢使用温度的下限为－29℃，因此可用普通碳钢钢管作为输送管道。丙烷的操作温度为－42℃，因此作为丙烷输送管道的金属材料既要具备足够的低温延展性，又要具备一定的强度。奥氏体不锈钢和低温碳钢都是很好的低温材料，可用作输送丙烷的管材。奥氏体不锈钢由于价格昂贵而较少适用。目前，普遍使用进口的低温碳钢作为输送丙烷的管材。本工程丙烷输送管道采用低温碳钢螺旋缝焊接钢管(GB/T9711－2011)，丁烷输送管道采用20号钢螺旋缝焊接钢管(GB/T9711－2011)，其余产品管材采用20号钢无缝钢管(GB/T8163－2008)。

1.5管道保冷设计

丙烷、丁烷在地下水封洞库内为常温压力储存，在进入洞库前会进行换热，因此不对管道进行全线保冷，只进行局部防冻，对跨路管道和涵洞内管道进行保冷。保冷材料选用阻燃性聚氨酯。

2安全保障措施

液化石油气为甲A类物料，易燃易爆，因此工艺设计时必须同时做好安全保障措施的设计。(1)装卸臂和管道内液体流速，设计控制在规范规定的安全流速范围以内。(2)输油设施、设备、管线设置防雷、防静电接地保护设施。(3)管线在距离水陆分界线引堤50m处装设紧急切断阀，以备事故情况下切断码头与罐区的联系。紧急切断阀门采用电液联动、手动两种操作方式，既可以远程开关，也可以现场人工开关。(4)装卸臂工作范围设置限位控制，终端设置紧急脱离装置，同时安装绝缘法兰。(5)为消除管道产生的弹性变形，管道采用自然补偿和Π补偿器补偿。(6)为防止管道及设备超压，在丙烷、丁烷工艺干管上安装安全阀。其中丙烷管道安全阀入口连接丙烷工艺干管，安全阀出口连接放空管;丁烷管道安全阀入口连接丁烷工艺干管，安全阀出口连接放空管。(7)工艺管道、工艺设备及金属构件进行电气连接并设置防静电、防雷接地装置。工艺管道的始末端、分支处及直线段每隔80m左右设防静电、防雷接地装置。设置为船舶跨接的防静电接地装置，并与码头接地网连接。(8)在易燃、易爆介质的机泵、管道连接端及阀门周围等易泄漏处的附近，设置固定式可燃气体检测报警器，并在站控制室指示报警。(9)作业区域属于爆炸危险环境2区。码头区域的电气设备采用隔爆型，防爆等级为ExdⅡBT4，防护等级不低于IP54。

3结语

本工程已于2015年建成投产，工艺系统各个部分运行平稳，实际使用效果良好。

第二篇：浅谈液化石油气的卸船计量

浅谈液化石油气的卸船计量

近年来，我国液化气市场发展很快，液化气进口量正以迅猛的速度增加、大大小小的气库、气站遍布沿海，沿江的码头。这此气库、气站通常都是以接卸进口液化气为主．而液化气进口主要靠液化气船运输，通过低温常压式冷冻气船或常温压力式气船将液化气运到码头．再由商检人员或气库、气站的技术人员到船上与船方一起进行卸货数量的计算验收随着液化石油气进口量的增多，液化汽船的卸贷计量就显得愈来愈重要 影响液化气船卸贷数量准确件的因素比较多，稍不注意便会给气库、气站造成数量上的损失，我们在参与气船卸贷的计量过程中积累了一些经验。下面就影响液化气计量的几个因素进行初步探讨。

1液化气数量的计算方法

液化石油气包括有液态及气态两部分．液气态处于动态平衡中，其数量的计算公式分别为：

A、液态重量

液态重量可按以下公式计算：

液态重量(T)＝k × P15× V(式—1)

K：温度对体积的修正系数

P15：150C时液态液化气密度，t／m3 V：液态液化气的体积。m3 B、气态重量

气态重量可按以下公式计算：

气态重量(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：气态液化气的温度、oC P：饱和蒸气压力，kgf／cm2 M.W：分子量

S.G：真空中液化气的密度．t／m3 V：气态液化气的体积，m3 液化气船卸贷数量的计算为：

卸货重量＝卸货前船舱液气态重量之和-卸货后船舱液气态重量之和

2影响液化气数量计算的因素

从公式1及2中可以看出，影响液化气船卸气重量计算的因素有温度、压力、体积(液位)、密度及分子量等，下面我们就逐一进行分析。

2．1温度

由于液化石油气存在液态和气态两种形式，所以其温度包括有液态温度及气态温度，通常气温比液温要高。液化气船一般在船舱的上、中、下三个部位设有温度计用来测量液、气温。卸贷前上部温度计显示的是气温，中部及下部显示的均是液温，其平均值就为计算时的液温，卸货后如果液态全部卸下来，船舱己没有液体，则计算气态重量时气温就取上、中、下三个测量点温度计读数的平均值。

从公式1及2可以看出，温度读数的微小误差对气态液化气的重量影响不是很大，对液态重量则有较大影响。温度愈高，修正系数K值就愈小，计得的重量就越少。相差0．5℃时，K值通常相差0．001，重量误差约为干分之一。所以在测量温度尤其是液温时一定要仔细注意，测量方法要正确。

2．2饱和蒸气压

液化石油气的饱和蒸气压是指在一定温度下，气液相平衡时的蒸气压力。温度不同，饱和蒸气压力不同：温度越高，饱和蒸气伍越高。在同一温度下，组分不同，饱和蒸气压不同，轻组分的大于重组分的饱和蒸气压力。压力数值通常是在计算气态液化气的重量时才用得到，压力读数的误差对气态重量有较大的影响，压力读数越高则计得的气态重量就越大，在测量压力值时也必须加以注意。

2．3体积(液位)

要测量液化气液、气态体积，通常是先测量液体的高度、再查船的船舱容积表得出液态体积，船舱总容积减去液态体积就为气态体积。液体高度的测量可利用如下几种方法：

A、滑管液位计

这是目前气船上测量液态高度时最常用的方法。

液化气船上一般设有两个或三个椭圆形船舱，由于船舱高度比较高，装载高度一般都有好几米，不可能只用一条滑管来观察测量液态高度，所以每个舱均装有四至五条滑管，用来分段测量液化气液态的高度，可根据装载数量的多少来确定观测哪一条滑管以便测量液体高度。从滑管观测高度后再根据船首尾吃水差修正，查船舱容积表，可得液态体积，从而亦可得出气态体积，因此便可计得液气态的重量。

通常在拔滑管测量液体高度时，滑管喷气阀不能开得太大，一般按逆时针方向旋开喷气阀阀瓣一至两扣。先将滑管拉离液面，排尽管内残存的液体，待管内喷出的是气体时，再缓慢将滑管往下压，注意速度不能太快，用气要均匀，一直到喷气阀有连续白色雾状液化气喷出时滑管的读数即为液体的高度。

B．、浮子液位计

利用船上的浮子液位计测量液位高度，液体的高度直接从显示盘中读出，这种方法比较直观，但准确性不是很高，尤其是液位计使用时间长后，读数往往误差很大，一般很少用作计算的依据。

通常在表上读出高度后，还应对读数进行吃水差修正及比重修正，经两项校正后的高度才是计算时所取的液体的高度，再查船舱容积表，得液体的体积。另外，有的船上装的是雷达式液位计，同样也是在读数盘直接显示舱内液体的高度，这里就不赘述了。

2．4密度

液化气的密度分为液态密度和气态密度，液态密度随温度升高而减少，气态密度与饱和蒸气压力相适应，随饱和压力的升高而增加，即随温度升高而增加，在压力不变的情况下，随温度升高而减少。从公式1及公式2中可以看出，密度存在误差时，液化气液态重量的误差值较大，气态重量的误差值很小，通常液化石油气都是两种或两种以上碳氢化合物的混合物，其混合密度的计算公式为：

A、液态密度：

d液＝ΣViXdi＝V1Xd=V1×d1+V2×d2十……(式--3)

d液；混合石油气液态密度

Vi：液化石油气i组分液态的体积百分比

di:液化石油气i组分液态的密度或按以下公式：

1／d液＝2gi／di＝g1／d2十g2／d2十．．．．．．(式—4)

g1：液化石油气I组分的重量百分比

B、气态密度

d气＝ΣVi×di＝V1×d1十V2×d2十．．．．．．(式--5)

d气：混合石油气气态密度

Vi：液化石油气i组分气态的体积百分比

di:液化石油气i组分气态的密度 在液化石油气卸气时，船方提单提供的一般都是混合密度，同时也提供装船时各组分的密度，从各组分的密度可以按式4或式5计得混合密度，在接卸的气船中有直航船及过驳船两类。直航船是指直接从国外大型液化气贮库或炼油厂装载液化气运送到客户自备或租用的码头进行卸货的气船，其运载量较大，载重量通常在1500吨以上，有的甚至可以达3000吨之多；过驳船是指到停泊在我国沿海公海上的大型低温常压式冷冻船(俗称浮舱)驳载液化气到沿海、沿江码头进行卸货的液化气船，其载重量通常较小，一般只有几百吨，大都是日本或韩国制造，使用己十几二十多年的旧船。在实践中我们发现，通常直航船在计算混液化气密度时都是比较公正，而且有些过驳船却就有欠公允。一般装船单上给出的是液化气各组分的重量，除以总重量即为重量百分比。所以在计算混合密度时应该按公式—4计算，而有些过驳船却按公式—3计算混合密度，由于轻组分的密度比重组分的轻，在重量组成不变的情况下，轻组分的体积百分比比重量百分比要高，所以按式—4计得的混合密度比按式—3计的要低。进口液化组成一般以碳三及碳四为主，很少含碳五及水、硫化物等杂质，而碳三及碳四中又通常只含有丙烷及丁烷。

其中C3：C4是指丙烷与正丁烷的百分比

密度1是按公式4计得的混合密度(丙烷与正丁烷之比为重量百分比)

密度2是按公式3计得的混合密度(丙烷与正丁烷之比为体积百分比)

相差值是指密度2与密度1的相差值。

表1及表2中的密度均为15Y时液态液化气的密度。

从表2中可以看出，当误将重量百分比当做体积百分比来当计算混合液化气的密度时，按后者计得的密度比按前者计得密度要大，约0．002至0．003之间，相应计得的重量相差值约多千分之三至千分之五，混合液化气中的丙烷与丁烷的比例愈接近，相差就越大.同样，当混合液化石油气中不只是丙烷及丁烷还含有其它组分时，相差结果也差不多。以一个气库年卸船进气量5万吨计，若按以下不正确的方法计算，一年下来的亏吨数量多达150至250吨之多，真是不算不知道，一算吓一跳。从以上分析可以看出，影响液化气船卸贷数量的因素有温度、压力、液位、液化气的组成等客观原因，亦有测量人员技术水平及经验等主观原因。

最后要说明的是，到船上测量参数，计量卸贷数量时别忘了要求船方提供相关的文件并仔细检查。一般要求船方提供的文件有以下这些：

a、提单B/L(BILL OF LADING)

b、数量证书(CERTIFICATE OF QUANTITY)c?品质证书(CERTIFICATE OF QUALITY)d、原产地证书(CERTIFICATE 0F QRIGIN)e、装船单(MAIVIFEST)

f、液面检验报告(ULLAGE REPORT)

另外，可结合受液罐计量法及流量计测量法来粗略验证卸贷重量，看气库(站)实收数与船上计量数是否存在较大的出人。

受液罐计量法是分别在卸气前后记录接收液化气的贮罐的温度、压力、液位等参数，计得卸气前后贮罐内液化气的重量，其差值即为卸气数量。注意卸气完毕后要待进气贮罐液面稳定约36--60分钟后再记录各参数。考虑到卸气期间会有液化气出库，液化气入库数量可按下式计算：

入库数＝卸气后贮罐内液化气重量—卸气前贮罐内液化气重量十液化气出库量

流量计测法是利用流量计来计算卸气数量。在码头装有的流量计，既有体积流量计，也有质量流量计，用来测量液化气的流量、密度、温度及重量。

以上这两种方法均只是起参考作用，一般不被船方认可。

总之，液化气船的卸货计量是一个较为复杂的过程，涉及的范围较广，影响的因素较多，必须慎之又慎，务求准确，不能有丝毫的马虎大意，否则稍不注意便会造成气库、气站的损失。

第三篇：液化石油气脱硫工艺概述

CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM

液化石油气脱硫工艺概述

课程名称： 前沿讲座结课论文 考生姓名： 张 言 斌 学 号： 2014210721 所在院系： 新能源研究院 专业年级： 2014 化学工程 指导教师： 周广林

完成日期：2015年1月9日

前沿讲座结课论文

摘 要

液化石油气的杂质中除含有H2S和CO2等酸性组成外，还含有硫醇、硫醚、二甲基二硫醚、CS2等有机硫，这些硫的存在会对下游产品加工、环境保护和设备防腐蚀等方面造成非常不利的影响。因此，液化石油气的脱硫及其硫化物的检测是液化石油气生产与检测中的重要环节。脱除硫化物的方法和技术日渐发展和成熟，液化石油气脱硫的方法很多，在工业上应用的主要有湿法和干法两大类[1]，近年来又发展了液膜脱硫技术，分子筛吸附脱硫，ThiolexSM技术，催化氧化-吸附结合法，等离子体法，生物脱硫法[2]，电子束照射法和微波法等[3]。

关键词：液化石油气；含硫物；脱硫工艺；

液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

液化石油气主要来源于炼油厂催化裂化、延迟焦化、常减压、加氢裂化、连续重整等装置，其主要组分是C3和C4烃及少量C2和C5烃类，还含有硫化氢（质量浓度约0.01%～4%）、硫醇（质量浓度约1～9000mgS/Nm3）、硫醚（质量浓度0～100mgS/Nm3），COS 等硫化物。常减压、加氢裂化、连续重整装置的液化气因烯烃含量少，大部分是丙烷、丁烷等饱和烃。如果作为民用液化气，则精制后的总硫质量浓度满足不大于343 mgS/Nm3产品质量标准即可；如果作为下游装置的化工原料，如生产丙烷、正丁烷、异丁烷等，则总硫质量浓度通常控制在100 mgS/Nm3以下，越低越好；催化裂化、焦化装置产的液化气因含有高附加值的丙烯、异丁烯，为满足气体分离装置分离丙烯、丙烷和C4，必须将精制液化气总硫质量浓度脱除至小于100 mgS/Nm3以下[4]。由以上产品的质量标准可以看出，液化石油气的脱硫是液化石油气净化精制工艺中极为重要的步骤，液化石油气的脱硫工艺也成了研究、探索、优化的重点。

1． 液化石油气湿法脱硫工艺

1.1 脱除液化石油气中硫化氢工艺

目前液化石油气脱除硫化氢，湿法主要采用胺洗或者碱洗脱硫；胺洗脱硫主要用脱硫剂为醇胺类，如：一乙醇胺、二乙醇胺、二异丙醇胺、N－甲基二乙醇胺等；碱洗脱硫主要使用脱硫剂为强碱氢氧化钠水溶液。

胺洗脱硫的工艺原理为弱酸与弱碱反应生成水溶性盐类，醇胺是一种弱的有机碱，在20～45℃下可与液化石油气中硫化氢反应生成硫化物和酸式硫化物，当温度升高到100℃或者更高时生成物分解生成胺硫化物同时分解逸出原吸收的硫化氢，醇胺得以再生。

碱洗脱硫工艺原理为弱酸与强碱反应生成水溶性盐类，氢氧化钠水溶液是一种强碱，在常温下与液化石油气中硫化氢反应生成无机盐硫化钠，消耗氢氧化钠水溶液，需定期更换和补充氢氧化钠水溶液来满足液化石油气中脱除硫化氢效果；存在问题是产生难以处理的含杂质的低浓度碱液。液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

1.2 脱除液化石油气中有机硫工艺

目前液化石油气脱除有机硫硫醇主要是Merox抽提氧化工艺、Merichem纤维膜工艺或者两者结合工艺；Merox抽提氧化工艺脱出硫醇原理是液化石油气与剂碱溶液（磺化酞菁钴碱液）在抽提塔逆流接触，硫醇与碱反应生成硫醇钠并转移到碱相中；与液化气分离后的剂碱液进入氧化塔，在空气作用下，碱液中的硫醇钠被氧化成二硫化物，以实现硫醇的脱除，剂碱液再生后循环使用，并将二硫化物分离出去。该工艺流程简单、成熟可靠、脱后液化气中硫醇可小于20μg/g。存在问题：需间断排放碱液；操作波动造成液化气携带碱液，剂碱液催化剂的流失等。

Merichem纤维膜工艺脱出硫醇原理为纤维膜接触器是一种全新的传质设备，两相在接触器内的接触方式是特殊的非分布式液膜之间的平面接触，当液化石油气和碱液分别顺着金属纤维向下流动，因表面张力不同，它们对金属纤维的附着力就不同，碱液的附着力要大于烃类。当碱液顺着交叉的网状金属纤维流动时，就会被纵横的金属纤维拉成一层极薄的膜，从而使体积的碱液扩展成极大面积的碱膜，此时如果让烃类从已被碱液浸润湿透的金属纤维网上同时流下，则烃类与碱液之间的摩擦力使碱膜更薄，两相之间的接触是平面膜上接触，在接触过程中便进行酸碱反应，在一定的时间内就能完成传质的过程，完成脱除硫醇和硫化氢的功能；从纤维膜接触器底部排出的带有硫化钠和硫醇钠碱液进入氧化塔，液化气分离后的碱液进入氧化塔，在空气及催化剂的作用下氧化再生，再生后的碱液使用溶剂反抽提碱液中二硫化物后循环使用。依据纤维膜的性能特点，纤维膜接触器具有传质效率高、接触面大、设备投资省和处理能力大等优点，此工艺具有较高的碱洗效率，碱液夹带量小，碱液利用率有较大提高，同时能很好进行碱液再生，降低新鲜碱液的消耗量，降低环保治理费用;目前存在问题: 需间断排放碱液；纤维膜接触器容易堵塞。

2． 液化石油气干法脱硫工艺

干法工艺脱硫即固定床脱硫工艺，采用各种脱硫剂来达到脱硫的效果；工艺过程简单，脱硫精度高，无废渣、废液排放。液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

2.1 脱除无机硫硫化氢原理

硫化氢的脱除一般采用金属氧化物类脱硫剂，以氧化锌法脱硫为例，其脱硫机理可表示为：ZnO + H2S→ZnS + H2O。

2.2 脱除有机硫化物原理

干法脱硫原理主要是利用固体吸附剂与气体中所含H2S、CO2、CS2、小分子硫醇和硫醚发生吸附和化学反应，从而达到脱除硫的目的，常用固体吸附剂有铁系、锌系、锰系氧化物、分子筛和离子交换树脂等。

干法脱硫优点是脱后气体硫含量低；主要缺点是设备庞大，脱硫剂不能再生而废弃，造成新的环境污染，增加脱硫成本,因此其常用于低含硫气体的精细脱硫。目前，干法脱硫工艺以其工艺简单和技术成熟而得到广泛应用，其脱硫剂主要是氢氧化铁,亦即多种结晶形态的水合氧化铁，其中α-Fe2O3·H2O最有效。生产实践表明，水合氧化铁的活性随再生次数的增加而提高，而新配制的脱硫剂活性反而比再生后的低。

3． 液化石油气液膜脱硫技术

液膜脱硫技术[5]其实质是液膜分离技术的分支，该技术最早形成于上世纪60 年代末，其主要原理是利用液相膜（两种不同液体之间存在的界面），将两种物质分开，然后经过选择性的渗漏，将实际需用的物质提取出来。液膜脱硫技术主要用于溶液类的分离工程中，其所具备的优点有很多，比如投资成本低、分离速度快、脱硫效果显著等。经过多次实践，目前液膜脱硫技术已经进入到医学、石油、化工等领域的应用阶段，并取得了显著的成效。液膜脱硫技术是将“纤维—液膜接触器”应用于液化石油气脱硫中得来的，其主要目的是将石油气中的硫醇分离出来，以此保证液化石油气中的有机物含量达到国家的相应标准。“纤维—液膜接触器”有较强的吸附能力，与液化石油气的接触面积极广，可以将其中所含的硫元素以及硫离子分离出来，不需要太多的碱，也不需要重新设置碱液聚合器，对降低投资成本有着极为重要的作用。

要了解液膜脱硫技术，首先需对液膜技术的原理进行了解。液膜技术是将相 液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

液膜应用到反萃相与料液相之间，且不会和反萃相和料液相融合，只是有选择性的将两种相中的分子进行传递，以此将两相分离开来。通过两相的“浓差”推动作用，可以将料液相中的溶质分子传到相液膜内，经过相液膜中的扩散作用，然后再传到反萃相中，该过程的实现主要是利用反萃相与料液相之间的浓度差，进而推动溶质分子的传递。

关于液膜技术在液化石油气脱硫中的应用，脱硫过程所发生的化学反应可用化学式：RSH + NaOH → NaSR + H2O。在该反应中，由于纤维膜表面有很强的亲水性，当碱液通过液膜脱硫反应器时，会均匀的分布开来，使纤维膜与液化石油气的接触面增大，可以帮助碱液与液化石油气中含硫元素的有机物以及硫分子充分发生化学反应。因为碱液的密度和液化石油气中的油相存在着一定的差别，这就使得碱液与油相可以在短时间内分离，可以让RSH、H2S 等化合物能与NaOH 进行充分的接触，帮助化学反应的发生，生成硫醇钠、Na2S 等新化合物，再使这些新化合物进入液膜中，完成反萃取工艺。随着液膜技术在液化石油气脱硫中的全面应用，能有效的减少碱液的使用，对保证脱硫后产品的质量有着关键的作用。

4． 液化石油气分子筛吸附法

分子筛是一种合成沸石，具有选择吸附特性，可同时将H2S和有机硫脱除至很低水平，其特点是物理吸附，无化学反应。13X分子筛是脱硫醇最好的吸附剂[6,7]，分子筛法具有无须预碱洗、无污染、能在常温吸附等优点，但须在300℃左右高温再生，因而增大了操作成本，且资金投入较大。因此，分子筛用于液化石油气脱硫醇受到限制，一般欧美国家应用较多，国内也有初步应用。

申永谦等[7]研究了分子筛脱硫的影响，研究表明，因分子筛对水等极性小分子具有极强的吸附能力，因此，液化石油气 脱硫醇工序一定要严格控制水的含量。

三聚环保公司用一种经高价态金属阳离子，如镧、铈或混合轻稀土元素交换后的改性X 型或Y 型分子筛物理吸附，脱除液化石油气中的有机硫化物[8]，该工艺操作简单、效率高, 催化剂可反复使用，但再生至少要在200 ℃以上进行。

Peter等用0.3nm、0.4nm、0.5nm分子筛分别脱除水分和硫化氢，13X分子 液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

筛用Zn2+等过渡金属离子改性后脱硫醇[9]。Yoshitsugi也利用分子筛来脱除气流中的硫化氢[10]。

5． ThiolexSM技术

硫醇提净（THiolexSM）技术是美利肯公司开发的一种利用纤维-薄膜接触器来提取H2S、CO2和硫醇的专利技术。它可用于丙烷/丙烯、丁烷/丁烯等脱硫处理过程。其接触面积大、碱用量低、废碱产生少，操作费用与投资都相应较低，特别对于碱液处理液化石油气的场合，不会发生碱液的携带现象，也不需在下游设置碱液聚合器。

国内金陵石化于1999年最早引进该技术，目前已基本国产化[11]。茂名石化应用该技术处理从焦化装置产出的液化气，经纤维液膜脱硫系统后，脱硫率达到95%以上，出厂液化气的总硫质量分数由原来的5000mgS/Nm3降至目前的200mgS/Nm3以下，这一数据远远低于国家新标准规定的要求。

6． 催化氧化-吸附结合法

液化气无碱脱臭工艺以复合金属氧化物为催化剂，利用液化气中所溶解的微量氧将硫醇氧化成二硫化物，在总硫超标的情况下可通过精馏除去二硫化物，同时预碱洗过程使用固定床脱硫剂脱硫化氢，使整个工艺过程不存在碱渣排放问题，具有很好的应用前景。

其原理是通过催化氧化与吸附结合的方法[12]来脱硫。常用的有铁系催化剂、MnO-CuO催化剂、稀土金属催化剂、贵金属催化剂系列等，其脱硫机理类似。该类催化剂可在常温常压下将液化石油气中的甲硫醇、乙硫醇等转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；且铁能与液化石油气 中的H2S 反应生成稳定的硫化物，除去硫化氢。

齐鲁石化研究院和石油大学合作研制了以分子筛为载体、非贵金属为活性组分的脱硫剂，能有效地脱除液化石油气中较难脱除的二硫化物。与载体未处理的脱硫剂相比，经预处理的分子筛载体脱硫剂其脱硫性能较好。开发的QTM-01 硫醇氧化催化剂是在复合金属氧化物中加入适量的活性助剂和特种添加剂，经混碾、成型、干燥和焙烧后制成。QTM-01 催化剂具有硫醇氧化活性高、稳定性好且能 液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

吸附H2S 等特点。工业侧流试验结果表明，该催化剂在液相及常温条件下可有效地将液化气中的硫醇氧化成二硫化物，无碱液排放。

南京大学梅华等研究用固体碱替代污染大的液体苛性碱，结果表明，较高的Mg与Al物质的量比制备的MgO/Al2O3-CoPeS催化剂具有较高的表面碱量，在硫醇催化氧化反应中表现出相对高的催化活性。

石油大学夏道宏等在哈尔滨石化分公司液化气脱硫醇预碱洗系统中进行了固体碱技术的工业应用试验，试验结果表明，固体碱洗能够达到或超过液体碱洗的效果；固体碱洗不仅脱硫化氢效果好，而且具有脱硫醇和总硫的功能；使用固体碱无废碱液排放, 对环保有利。

三聚环保公司研制了一系列无碱固定床催化氧化吸附脱硫催化剂，其中JX-2A 硫醇转化催化剂在中石化大庆炼化公司成功应用，其活性组分结构属于结晶化学中ABO 型化合物，是高价态过渡金属，活性组分中的晶格氧能将硫醇氧化成二硫化物，当液化石油气中有微量氧存在时，立即补充到晶格氧中, 使活性组分结构不破坏, 如此循环反复。

根据此机理, 催化剂需在氧的浓度大于硫醇浓度的前提下使用。进行反应时, 不需加入活化剂, 也不需加入有机碱和无机碱, 真正实现了无碱脱臭和不产生二次污染的碱渣。实际生产的液化石油气中微量氧的浓度比硫醇的浓度高2～5倍。该工艺采用2或3个固定床，将醇胺法脱H2S后的液化石油气，先脱去液化石油气中夹带的醇胺残液，后进入COS水解罐，将COS水解生成的H2S和醇胺法未脱尽的H2S脱除，最后进入催化氧化硫醇转化催化剂床，硫醇被氧化成二硫化物，简化了原工艺流程，消除了碱渣。

7． 等离子体法

南京工业大学张帆等学者研究了低温等离子体脱除液化石油气中的硫醇[13,14]，考察了硫醇初始质量分数、停留时间、放电功率等参数对等离子体脱硫的影响，并分析了等离子体对液化气烃类组成的影响。实验结果表明，低温等离子体能很好地脱除液化石油气中的硫醇，随着初始硫醇质量分数的降低、停留时间的增加和放电功率的增加都能提高硫醇的转化率。

等离子体法脱除液化石油气中硫醇的机理可分为两部分：一是由等离子体产 液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

生的电子直接与硫醇分子碰撞，从而使其电离、解离和激发；二是在电场作用下获得加速动能的带电粒子（特别是电子）与气体分子碰撞使气体电离，加之阴极二次电子发射等其他机制的作用，产生各种自由基和活性基团，包括OH和O原子等，它们和硫醇分子发生一系列的化学反应，从而形成其他对环境无害的物质，实验推断最终产物是单质硫、二硫化物及三硫化物。

8． 生物脱硫

生物脱硫是利用微生物在光的作用下将H2S和CO2转化为单质硫和碳水化合物。目前这一方法还停留在实验研究阶段，离工业应用还有很大距离。

9． 电子束照射法及微波法脱硫

电子束照射法是针对上业废气处理而开发的，将H2S通过电子加速器产生的电子束使之分解转化为SO2、SO3、CO2等毒性较小、较易处理的物质。目前这一方法尚不成熟。微波法是利用微波能量激发等离子-化学反应将H2S分解为H2和S，目前处于实验研究阶段。

10． 结束语

发展和开发液化石油气脱硫方法是现在研究的热点和重点，但是由于液化石油气和汽油中硫化物种类和存在形式的复杂多变、催化剂种类繁多，对脱硫化反应等的研究将呈螺旋式发展，以便为开发新工艺和优化工艺条件奠定基础。根据目前国内外液化石油气脱硫的生产现状,考虑到下游化工装置对精制液化石油气日益严格的质量要求和环保要求，进一步深入地研究脱硫反应机理具有深远的理论意义和现实意义。

对于目前一些老的脱硫方法和技术的工艺的复杂，高成本等缺点，需要着重开发和发展一些工艺简便的物理脱硫技术，比如电子束照射法及微波法脱硫。还要发展安全有效的微生物脱硫法。这些脱硫方法和技术应作为目前发展的重点。液化石油气脱硫工艺概述 张言斌2014210721

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第四篇：浅谈液化石油气站的安全检查要点

浅谈液化石油气站的安全检查要点

添加日期：2006-6-8 13:24:37 作者或来源：

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近年来，我国石油化工行业发展迅速，工业和民用液化石油气为提高和改善人民群众的生活起到了重要作用。但由于目前的许多液化石油气站普遍存在着安全管理制度不健全、执行不严，储存设备存在缺陷，防范事故的能力和手段不强、缺乏抢险工具和抢险经验等问题，导致液化石油气站泄漏燃爆事故屡有发生，给人民群众生命财产造成了不可估量的巨大损失。比如：1998年西安某公司的1座400m3液化石油气球罐，从排污管法兰开始泄漏到爆炸，时间长达2个多小时，但由于缺乏经验和必要的抢险工具，使一起本可以制止的事故没能得到有效地制止和控制，导致多人死伤，尤其在抢险牺牲人员中竟有7名消防警察，教训十分惨痛。

黑龙江齐化集团有限公司炼油厂自1998年建厂以来，由于不断加强安全管理，提高安全监管手段，通过多年来的管理实践和交流经验探索，总结出了一套行之有效的技术措施和管理经验，为遏制上述事故的发生起到了有效的作用。至今为止，该公司炼油厂液化石油气站未发生一起火灾和安全生产事故，其管理经验在2003年5月受到国家安全生产检查组的好评。以下简要介绍一下该公司炼油厂液化石油气站的安全管理经验中的安全检查要点。

一、健全并严格执行以岗位责任制为核心的液化石油气站安全管理规章制度

1.液化石油气站的操作人员，必须熟悉和掌握液化石油气的性质、工艺流程、危险部位及事故处理方法，经过市级以上的质量技术监督管理部门培训合格后，持证上网。

2.液化石油气站各岗位应互相制约，操作情况按规定时段刻录和交叉巡检。

3.液化石油气站操作人员应定期检查液化气储罐和栈桥的防雷防静电设施的安全可靠性。

4.液化石油气站操作人员应定期交叉检查液化石油气生产厂房、操作间、灌装间和储罐区的油气积聚情况，要随时加强自然通风和机械通风，注意防止液化石油气接触皮肤发生冻伤。

5.液化石油气站操作人员应按期检查储罐计量情况，严格控制液面安全空高（储罐液面以上的空间高度），使空余体积大于窗口总体积的15％，即液化气储罐的充装体积系数不得超过85％，当环境温度高于30℃时，对于保温的露天储罐应采取用水喷淋降温。

6.液化石油气操作人员充装液化气槽车或钢瓶时，首先必须确认槽车戴阻火器进入现场，烽火充装完毕确认管线与接头彻底断开方准开车。

二、完善液化石油气站的安全防护措施和手段

1.改善法兰密封结构。凡储存液化石油气类介质压力容器的第一道法兰，应采用高颈对焊法兰、金属缠绕垫片（带外环）和高强度螺栓坚固的组合，不得继续选用石棉橡胶垫片、平面或凸面密封面法兰和低碳钢螺栓组合。对目前仍使用全金属缠绕垫片（带外环）的，应保证密封面光洁度，螺栓坚固时，用力应对称均匀，密封而不过紧。

2.储存液化石油气类介质的储罐，须按其第一道法兰结构和尺寸，配备适合该法兰的堵漏装具和工具，并做到专人专管，保证完好率；同时对堵漏操作人员应定岗定人，定期演练。

3.有条件的站，应在液化石油气储罐上加装注水装置或紧急切断阀或液下氟蛋白泡沫灭火装置。

4.液化石油气储罐的排污管下部应有管线固定装置，严禁悬空。

5.在气温较低地区（每年连续10天日最低气温低于0℃，下同）应对储罐各部位管线及阀门加装伴热或保温装置。

6.设置液化石油气气体泄漏报警装置；有条件的可加装电视监视装置。

7.对储存量较大的站（储量在200t以上）或罐区，必须设置分区隔断措施。

8.必须为应急抢险人员配备防化服、防护服、防护鞋、防护帽、防护手套和空气呼吸器等，防护服面料应为防静电的面料。

9.特别加强季节性安全检查工作。在雷雨到来前，应对静电、避雷装置进行全面检查；对气温较低地区，初冬和开春雨季，由于液化石油气中的水分会导致石棉橡胶垫片受冻膨胀和转暖时收缩，极易造成法兰密封失效，所以应重点加强检查，并逐步取消石棉橡胶垫片。

三、制定切实可行的事故应急救援预案，并加强演练

1.事故状态下可采用全身封闭式防化服、全面防静电内外衣和正压式空气呼吸器（或全防型滤毒罐）进行个体防护，抢险堵漏。

2.若液化石油气体泄漏，所有堵漏行动必须采取防爆措施；关闭前置阀门，切断泄漏源；同时向液化石油气储罐内适量注水，抬高液位，形成水垫层，缓解险情，配合堵漏；或者利用工艺措施倒罐或放空、转移较危险的瓶（罐），确保安全。

3.具体堵漏方法，见表1。

表1 石油液化气体泄漏的堵漏方法

4.现场紧急救护措施。将染毒者迅速撤离现场，转移到上风或侧上风方向空气无污染地区；对呼吸、心跳停止者，立即进行人工呼吸和以及挤压，采取心肺复苏措施，并给予氧气；同时立即脱去被污染者的服装，用流动清水或肥皂水彻底冲洗，并使用物资药物对症治疗，严重者立即送医院观察治疗。

5.事故现场清理。用喷雾水、蒸汽、惰性气体清扫现场内事故罐、管道、低洼、沟渠等处，确保不留残气（液）；液化石油气体泄漏时严格控制危险区域内的一切火源及进入现场的车辆； 严格控制进入重危区内实施抢险作业的人员数量；严禁处置人员在泄漏区域内下水道等地下空间顶部、井口处滞留。

6.遇到下列情况时应谨慎使用点火方法：泄漏扩散将会引起更严重灾害性后果时；储罐顶疗受损泄漏，堵漏无效时；槽车在人员密集区泄漏，无法转移和堵漏时；泄漏浓度有限（浓度小于爆炸不限30％）、范围较小时。

第五篇：液化石油气钢瓶全国通用设计文件简介

液化石油气钢瓶全国通用设计文件简介

摘要

国家质检总局2000年颁发的《气瓶安全监察规程》规定，液化石油气瓶的设计实行全国通用设计文件。由全国液化石油气钢瓶专业委员会组织制定全国通用的设计文件经国家质检总局审批，自2002年1月1日起实施。本文简要介绍了液化石油气钢瓶全国通用设计文件的主要内容。

一、新“瓶规”对液化石油气钢瓶设计的规定

2000年国家质检总局颁发了新的《气瓶安全监察规程》（以下简称2000版“瓶规”或新“瓶规”），于2001年7月1日开始执行。新“瓶规” 有以下特点：在1989年《气瓶安全监察规程》的基础上保留了行之有效的条文，增加了90 年代以来发布的标准、文件中的新内容；为适应我国加人WTO的新形势，规程的主要内容尽量做到与国际接轨；更加突出了安全管理。液化石油气钢瓶作为盛装液化石油气的载体，是一种移动式的压力容器，新“ 瓶规”对液化石油气钢瓶作出了更加明确、具体的规定。

新“瓶规”第四章“设计”第26条规定：“气瓶的设计，实行设计文件审批制度。气瓶制造采用的设计文件必须经审核批准。„„液化石油气钢瓶全国通用设计文件，由国家质量技术监督局锅炉压力容器安全监察局审批。经审查设计文件，在总图和瓶体部件图上盖审批标记。”

我国压力容器的设计审批管理模式分为直接管理和间接管理两种，由于压力容器品种类别太多，且多为非标产品，小批量生产，所以压力容器设计采用间接管理，即主要是审查设计单位的资格；而气瓶尤其是液化石油气钢瓶作为移动式压力容器大都是批量生产，且设计过程相对简单，所以气瓶（包括液化石油气钢瓶）的设计完全可以采用直接管理，即由行业协会制定全国通用设计文件，经国家质检总局锅炉压力容器安全监察局审批。国际上气瓶设计监管都是进行设计审批，所以，新“瓶规”采用直接管理方法是与国际通行做法一致的。

2001年9月6日年9月6日，国家质检总局锅炉压力容器安全监察局下发了于贯彻执行《气瓶安全监察规程》若干意见的通知”，通知说：“液化石油气瓶的设计，由行业协会组织制定全国通用的设计文件，我局负责审批。各省级锅炉压力容器安全监察机构不再进行液化石油气瓶的设计审批。全国液化石油气瓶通用设计文件发布后，原审批的设计文件不再使用。对于出口气瓶的设计，也应按照《气瓶安全监察规程》办理设计文件审批手续。”

根据这一规定，全国液化石油气钢瓶专业委员会于2000年4～9月组织国内液化石油气钢瓶行业的专家编制、设计了全国通用的液化石油气钢瓶设计文件和图纸，2001年9月21日国家质检总局锅炉压力容器安全监察局批准了全国通用的液化石油气钢瓶设计文和图纸。这套全国通用的设计文件秋图纸按GB5842《液化石油气钢瓶》和GB15380 《小容积液化石油气钢瓶》设计，共计五种型号，基本覆盖了目前国内常用的液化石油气钢瓶。

2001年11月26日国家质检总局下发了《关于气瓶设计管理工作有关问题的通知》，通知说：“自2002年1月1日起各液化石油气钢瓶制造单位和监检单位应按照统一设计文件进行制造和监检。届时，各省级锅炉压力容器安全监察机构审批的液化石油气钢瓶设计文件不再使用。”

二、液化石油气钢瓶型号命名的新规定

新“瓶规”第64条对液化石油气的充装系数作了调整，由原1989年“瓶规”的0.25公斤/升调整为0.42公斤/升。根据GBlll74《液化石油气》标准规定的丙烷、丁烷组分，钢瓶允许的最大充装量需要进行调整，原来钢瓶的型号规格已不能准确反映钢瓶的自身特征，因此，将钢瓶原来以最大充装量命名调整为以钢瓶最小容积的特征参数命名。

从安全管理角度来看，钢瓶型号、规格以钢瓶最小容积命名是科学的，因为钢瓶的结构确定之后，钢瓶的容积便是确定的参数，容易检测(用水容积来测量)，而最大充装量则随液化石油气的组分和环境温度的改变而改变，是不确定参数，所以，国际上通常是以钢瓶容积来命名。

三、钢瓶设计的基本参数

3.1瓶体的材料、设计最小壁厚。瓶体名义壁厚

全国通用设计文件规定了液化石油气钢瓶的瓶体材料、设计最小壁厚及瓶体名义壁厚。(见表2)

钢瓶的瓶体材料必须使用经过液化石油气钢瓶委员会技术讦审合格的钢瓶专用材料。如钢瓶制造企业需要使用以上规定之外的瓶体材料制造钢瓶，必须向液化石油气钢瓶专业委员会申请另行设计，并经上报国家质量监督检验检疫总局锅炉压力容器安全监察局批准后方可投入使用。3.2 设计依据

GB5842《液化石油气钢瓶》或GBl5380州、容积液化石油气钢瓶》 GB8335《气瓶专用螺纹》 GB7144《气瓶颜色标记》 GB6653《焊接气瓶用钢板》 2000版《气瓶安全监察规程》 3.3 钢瓶设计基本参数

四、钢瓶的材料 4.1主体材料的选择

钢瓶是承受内压的移动式压力容器，在加工中采用深冲压、拉伸工艺和自动焊接技术，因此要求钢材具有较高的抗拉强度、屈服强度和延伸率，要具有良好的可焊性，屈服强度不得大于其抗拉强度的0．8倍，因此，钢瓶主体材料要求选用气瓶焊接专用钢板。液化石油气钢瓶主体材料应符合GB5842((液化石油气钢瓶》或GBl5380《小容积液化石油气钢瓶》、GB6653《焊接气瓶用钢板》及《气瓶安全临察规程》的有关规定的要求，并必须使用通过液化石油气钢瓶委员会技术评审的钢瓶专用材料。“全国通用技术文件”选择钢材的化学成分和机械性能如下：

表4 钢材的化学成分和机械性能

4.2附件材料的选择

护罩、底座：Q235普碳钢瓶阀座：20号优质碳素钢瓶阀：液化石油气瓶阀(GB7512)

五、钢瓶瓶体的设计计算

以YSP-35.5钢瓶为例，按照GB5842-1996《液化石油气钢瓶》标准进行设计计算。

5.1瓶体设计壁厚S0（1）筒体计算壁厚以及（2）封头计算壁厚

(3)瓶体名义厚度S 考虑钢板厚度的负偏差和拉伸时工艺减薄量，初选钢板厚度为3.0mm。钢板厚度负偏差：0.21mm 工艺减薄量：3.0×10％=0.3mm S=2.48+0.21＋0.3＝2.99mm 故选取瓶体板材名义壁厚S=3.0mm(4)瓶体刚度校核

5.2 钢瓶设计有效容积V V=35.53L＞35.5L(计算过程省略)符合GB5842—1996要求 5.3 钢瓶允许最大充装量W计算 W=FV=0.42×35.5＝14.91kg 实际选取允许的最大充装量W=14.9k9 5.4钢瓶安全容积校核

为避免瓶内液化石油气体因受热膨胀而导致发生事故，钢瓶最大充装量的确定应在60℃环境温度下瓶内所充装的液化石油气不会为液相所充满，应仍保留3％以上的气相空间。

按GBlll74规定(37.8℃蒸气压＜1380kPa)的液化石油气组分，求出在60℃丙烷、丁烷混合气体的饱和液体密度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℃时饱和液体密度 d丁烷——丁烷在60℃时饱和液体密度

V14.9=V/d=14.9÷0.4367=34.12L＜35.5 L 即在60℃时，充装14.9kg液化石油气的钢瓶内尚有气相空间VG为：

故选取最大充装量W=14.9kg，充装符合GBlll74规定的液化石油气在GB5842规定的环境温度下使用，钢瓶是安全的。

5.5

水压爆破试验压力计算

钢瓶热处理后，从每批(500只)中抽取一只进行水压爆破试验，YSP35．5钢瓶水压试验压力按下式计算：

5.6 护罩设计

护罩的作用一是保护瓶阀，二是便于钢瓶的提携，YSP35.5钢瓶护罩外径Φ190mm，高150mm，厚度3mm，材料采用Q235普碳钢，用模具冷冲压成形，上圈为半圆弧卷边，以增强刚性，挽手为半圆弧形，便于提携，装配时护罩焊接在上封头上，不可拆卸。5.7 底座设计

底座焊接在下封头底部，以保持钢瓶直立平稳。YSP35.5钢瓶底座外径Φ240mm，高48mm，厚度3mm，材料采用Q235普碳钢，用模具冷冲压成形，下圈为半圆弧卷边，以增强刚性，下圈底部钻有小孑L，在使用中以排出冷凝水。5.8 瓶阀座设计

阀座为下托式焊接结构，采用外部单面气体保护焊接方式，材料为20号优质碳素钢，具有良好的可焊性。YSP3.5.5 钢瓶的瓶阀座螺纹为PZ27.8，应符合 GB8335 《气瓶专用螺纹》的要求，圆锥度为3:25。5.9 瓶阀的要求

六、钢瓶钢印标记

为了加强对钢瓶制造监督和使用管理，便以跟踪溯，新《瓶规》规定应在钢瓶护罩的外表中部压印钢印标记，标记内容应具有唯一性和永久性。钢印标记内容包括制造单位的制造许可证号、制造单位代码、制造年月、充装介质、钢瓶编号以及钢瓶主要技术参数，钢印印深度为0.3～0.6mm,带X标记为待护罩与瓶体焊后在组装现场压印，其他内容可预先在护罩上压印。YSP35.5钢瓶的钢印标记如图2所示：

钢印中LPG表示充装介质为液化石油气，以防错充装其他介质。2002年3月6日全国气瓶标准化技术委员会公布了全国各气瓶制造单位的代码，钢瓶制造单位代码具唯一性。各制造厂可以根据实际情况在护罩上压印企业名称，注册商标和保险标记。

七、各种规格的液化石油气钢瓶技术特性 各种规格的液化石油气钢瓶的技术特性详见表6。

八、制造技术工艺要求 8.1 制造工艺

液化石油气钢瓶的制造工艺按GB5842标准制订。8.2 瓶体

瓶体由两个椭圆形封头、底座、瓶阀座和护罩组成，上下封头采用缩口插入式装配，主要焊缝采用自动焊接方法施焊。主要焊缝焊接工艺应符合CJ/32《液化石油气钢瓶焊接工艺评定》规定要求，同—条焊缝宽窄之差不大于4mm。8.3 阀门

钢瓶的阀门GB7512《液化石油气阀门》标准中的YSF型角向阀。YSP35.5钢瓶选用的瓶阀螺纹应符合GB8335《气瓶专用螺纹》中的PZ27.8 规格的要求。8.4 瓶阀座

瓶阀座采用自动保护气体焊接方法施焊，焊缝应焊透，表面无缺陷，几何形状应平滑过渡于母材表面。8.5 钢印标记

护罩焊于上封头顶部，且护罩外面钢印标记应符合《气瓶安全监察规程》附录1规定。8.6 焊材

焊接用的焊丝、焊条、焊剂应分别符合GB/T14957《熔化焊钢丝》、GB/T14958《气体保护焊钢丝》、GB5117《碳钢焊条》以及GB5293《碳钢埋弧焊剂》规定的焊接材料。8.7 热处理

钢瓶在全部焊接完成后，进行整体正火或消除应力的热处理，热处理工艺应符合CJ/33《液化石油气钢瓶热处理工艺评定》规定要求。8.8 角阀安装

安装角阀时，瓶阀与瓶阀座之间须用气瓶密封材料进行密封，密封材料应与盛装的液化石油气不发生化学反应。8.9 表面喷涂

钢瓶表面喷涂一层银灰色环氧树脂涂层（或油漆），钢瓶正面丝印“液化石油气钢瓶”红色字样，背面按客户专用瓶要求丝印相应的图案和字样。8.10 成品检验

钢瓶成品检验合格后，每只钢瓶需抽真空，真空度为－0.086MPa。8.11 主要检验要求

钢瓶的检验按标准规定的要求进行。

YSP35.5钢瓶按生产顺序每50只（不足50只时，也应抽取1只）抽取1只，对环焊缝进行100％的X射线照相检验或X射线实时成像检验。检验结果按照JB4730评定，Ⅲ级为合格。钢瓶测定重量和容积。

每只钢瓶进行水压试验和气密性试验。

YSP35.5钢瓶以不多于500只为一批，从每批钢瓶中选取机械性能试验用瓶和水压爆破试验用瓶各一只，进行机械性能试验和水压爆破试验。

九、钢瓶的使用管理

液化石油气钢瓶的充装、运输、储存、使用和检验应严格遵守《气瓶安全监察规程》的规定。9.l 充装 9.1.1 钢瓶充装单位必须符合《气瓶安全监察规程》第七章的有关规定。9.1.2 钢瓶充装前，充装单位应有专人对钢瓶逐只进行充装前的检查，属于下列情况之一的钢瓶，应先进行处理，否则严禁充装：

(1)钢印标记、颜色标记不符合规定，对瓶内介质未确定的；(2)附件损坏、不全或不符台规定的；(3)瓶内无剩余压力的；(4)超过检验期限的；

(5)经外观检查，存在明显损伤，需进一步检验的；

(6)钢瓶的首次充装或定期检验后的首次充装，未经置换或抽真空处理的。9.1.3 充装液化石油气必须遵守下列规定

(1)实行充装重量逐瓶复检制度，严禁超量充装。充装超量的钢瓶不准出厂（站）；(2)充装后应逐只检查，发现有泄漏或其他异常现象，应妥善处理并记录。(3)严禁从液化石油气储罐车直接向气瓶灌装，不允许瓶对瓶直接倒气。9.2 定期检验

钢瓶的定期检验必须严格遵守《气瓶安全监察规程》第八章的有关规定。9.2.1 定期检验或评定按GB8334标准执行，在使用过程中发现有严重腐蚀、损伤或对其安全可靠性有怀疑时，应提前进行检验。

库存和停用时间超过一个检验周期的钢瓶，启用前应进行检验。9.2.2 钢瓶定期检验，必须逐只进行。9.3 运输、储存和使用

必须严格遵守《气瓶安全监察规程》第九章的规定。9.3.1 运输和装卸钢瓶时，应遵守下列要求：(1)运输工具上应有明显的安全标志；(2)必须轻装轻卸，严禁抛、滑、滚、碰；(3)吊装时，严禁使用电磁起重机和金属链绳；

(4)瓶内气体与液化石油气相互接触能引起燃烧、爆炸、产生毒物的气瓶，不得与液化石油气钢瓶同车（厢）运输；易燃、易爆、腐蚀性物品或与液化石油气引起化学反应的物品，不得与液化石油气钢瓶一起运输；

(5)钢瓶装在车上，应妥善固定。空瓶横放时，头部应朝一方，垛高不得超过车厢高度，且不得超过五层；立放时，车厢高度应在瓶的三分之二以上；钢瓶内充装液化石油气并装在车上时钢瓶必须直立；

(6)夏季运输应有遮阳设施，避免曝晒；在城市的繁华地区应避免白天运输；(7)运输时严禁烟火，运输工具上应备有灭火器林

(8)运输钢瓶的车、船不得在繁华市区、人口密集的学校、剧场、大商场等附件停靠；车、船停靠时，司机与押运人员不得同时离开。(9)装有液化石油气的钢瓶，严禁运输距离超过50公里。9.3.2 钢瓶在使用时应遵守下列规定：

(1)严禁擅自更改钢瓶的钢印标记和颜色标记；

(2)钢瓶在使用前应进行安全状况检查，对盛装气体进行确认；

(3)钢瓶放置地点，不得靠近热源和明火。严禁用温度超过40℃的热源对钢瓶加热；

(4)严禁敲击、碰撞；

(5)严禁在钢瓶上进行电焊引弧；(6)夏季应防止曝晒；

(7)瓶内气体不得用尽，必须留有不少于0.5－1.0％规定充装量的剩余气体；(8)对目测明显变形（俗称大肚子）的钢瓶应拒绝充装、运输和使用；(9)钢瓶必须直立使用；

(10)严禁用户自行处理瓶内的残液。