大型浮頂儲罐密封裝置對油庫完整性管理的影響及控制措施

李寧

遼河石油勘探局油田建設工程一公司 遼寧盤錦 124120

大型浮頂儲罐密封裝置對油庫完整性管理的影響及控制措施

李寧

遼河石油勘探局油田建設工程一公司 遼寧盤錦 124120

以中石油大連保稅油庫為實例,分析了儲罐密封裝置與罐壁相脫離的原因,提出應將大型浮頂儲罐密封裝置視為油庫完整性管理的核心部位的結論。

油庫完整性管理大型浮頂儲罐密封裝置

目前,油氣管道完整性管理已經在我國管道線路上進行了全面推廣應用［1］,并已建立了比較系統(tǒng)的理論和技術支持體系［2,3］。而將完整性管理技術引入到大型油氣庫設施、市政燃氣管網(wǎng)、長輸管道站場、油氣田地面設施、海底管道及LNG接收站等對象的管理,以保證其安全穩(wěn)定運行,將對我國工業(yè)發(fā)展起到重大的保障作用。

儲罐是與工藝管道一樣,直接接觸危險介質的管道設施,是完整性管理的核心對象［4］。大型浮頂儲罐因具有儲量大、占地面積小、節(jié)省投資、操作管理方便等優(yōu)點, 在原油存儲中得到了廣泛的應用［5］。早在20世紀60年代, 西歐、中東、日本、南美等地開始建造10×104m3的大型浮頂儲罐。我國建設大型浮頂儲罐起步較晚, 1985年首次從國外引進了兩臺10×104m3的大型浮頂儲罐, 2003年自行設計建成12.5×104m3的大型浮頂儲罐,目前國內單臺儲油罐的容積為15×104m3［6］。

大型浮頂儲罐的密封裝置,是油庫完整性管理的核心部件,如密封裝置不嚴,不單會加大運營過程中的油氣損耗,更會導致儲罐因雷擊而發(fā)生的火災事故,造成難以挽回的損失。

1 典型事例及存在問題

中石油大連保稅油庫,位于大連石油化工基地,南北東三面環(huán)海。二期工程設計總庫容為125×104m3,其中包括10座10× 104m3外浮頂原油儲罐,3 座5×104m3外浮頂原油儲罐。

二期工程油庫儲罐一次密封見圖1采用三芯囊式丁腈橡膠帶軟密封結構,在正常使用條件下(溫度-15℃～80℃,存儲介質為原油,無機械損傷)一次密封的使用壽命可達到15a以上。根據(jù)設計文件要求,浮船與罐壁之間的間隙長度為250mm,儲罐的間隙長度150mm～350mm范圍內,一次密封具備良好的有效性與可靠性。一次密封安裝后,下部突出應規(guī)則,無扭曲現(xiàn)象,上部應平整,與罐壁接觸面高度不應小于200mm。一次密封的鋸齒狀表面與罐壁貼合,密封為浸液式,浸入油面深度不應小于30mm。

圖1 一次密封詳圖

工程于2009年10月建成投產,截至2013年10月,已發(fā)現(xiàn)7臺儲罐共計12處一次密封局部脫離罐壁、二次密封出現(xiàn)局部坍塌現(xiàn)象,經檢測一次密封與罐壁脫離點的可燃氣體濃度明顯高于其它部位,詳見表1,存在的主要間題如下：

表1 一次密封與罐壁脫離點統(tǒng)計

1.1 下203#罐

如圖2所示,T203#罐脫離點處的罐壁與浮盤之間的環(huán)形空間最大距離440mm,180。對稱位置距離260 mm,超出設計范圍90mm,縫隙長度5m。

圖2 下203#罐脫離點

1.2 下204#罐

如圖3所示。T204#罐兩處脫離點處的罐壁與浮盤之間的環(huán)形空間最大距離分別是435 mm、460 mm,180。對稱位置距離分別是325 mm、225 mm,分別超出設計范圍85mm、110mm ,縫隙長度分別為4.5m、7m。

圖3 下204#罐兩處脫離點

1.3 下206#罐

如圖4所示。T206#罐脫離點處的罐壁與浮盤之間的環(huán)形空間最大距離405mm,180。對稱位置距離310mm,超出設計范圍55mm,縫隙長度9m。

圖4 下206#罐脫離點

1.4 下301#罐

面對紛繁復雜的國際形勢，國家之間在稅收征管時的政策、規(guī)章制度等方面的不一致，國際稅收協(xié)議的簽訂能有效地解決這些問題。協(xié)定是進行貿易的雙方通過談判才確定簽署的規(guī)范性文件，其中的條款已經得到了雙方的一致認可，因此能夠解決由于差異性而產生的稅收矛盾與一些投機行為。

如圖5所示。T301#罐兩處脫離點處的罐壁與浮盤之間的環(huán)形空間最大距離400mm、350mm,180。對稱位置距離分別為310 mm、325mm,分別超出設計范圍50mm、0mm,縫隙長度均為0.4m。由于縫隙寬度較小,未進行填充處理。

圖5 下301#罐兩處脫離點

1.5 下302#罐

如圖6所示。T302#罐3個脫離點處的罐壁與浮盤之間的環(huán)形空間最大距離分別是350 mm、440 mm 、420 mm ,180。對稱位置距離分別是280 mm、310 mm、290 mm ,分別超出設計范圍0mm、90mm、70 mm ,縫隙長度分別為4m、10m、5m 。

圖6 下302#罐3個脫離點

1.6 下303#罐

如圖7所示。T303#罐4個脫離點處的罐壁與浮盤之間的環(huán)形空間最大距離分別是412 mm、430 mm、390 mm、400 mm,180。對稱位置距離分別是332 mm、233 mm、350 mm、440 mm ,分別超出設計范圍62mm、80mm、40 mm、50 mm,縫隙長度分別為2m、5.5m、3m、8m。

圖7 下303#罐其中的脫離點

1.7 下401#罐

如圖8所示。T401#罐脫離點處的罐壁與浮盤之間的環(huán)形

空間最大距離410mm,180。對稱位置距離410mm,超出設計范圍60mm,縫隙長度3m。

圖8 下401#罐脫離點

2 問題分析及控制措施

(1)施工過程中,罐體橢圓度、垂直度及罐壁凹凸度的偏差不可避免,從而導致密封性能下降,與罐壁相脫離。

(2)工程進行過程中,為保證工程形象進度而趕工,從而使得罐體安裝質量不過關。該工程13臺儲罐安裝,由4家施工單位承攬,發(fā)生間題的罐均由其中2家施工單位負責施工,通過查證工程竣工資料,可以發(fā)現(xiàn)該2家施工單位均存在趕工現(xiàn)象。具體數(shù)據(jù)見表2,其中203、204、205和206罐由施工單位B在同一時間施工完成,301、302、303和401罐由施工單位C在同一時間施工完成。

表2 儲罐主體安裝完成時間表

(3)儲罐在日常操作過程中,因介質、氣候、溫度以及儲罐基礎沉降等因素,會引起儲罐和浮頂?shù)膸缀涡螤?、尺寸的變化?/p>

(4)因油庫位置三面環(huán)海,海風會使浮頂在罐內產生“漂移”,“漂移”會使密封與罐壁擠壓,從而導致密封裝置產生形變。

(5)海邊陽光暴曬,會加速密封裝置橡膠材料的老化,進而影響密封效果。

2.2 問題導致的危害

(1)因儲罐密封不嚴,在進行油品收發(fā)及儲存過程中,油品中組分較輕的烴類會很容易的蒸發(fā)至大氣中,在經濟損失的同時,對周圍環(huán)境也造成了污染。

(2)油品中組分較輕的烴類蒸發(fā)至大氣后,油品的組分也會發(fā)生變化,造成油品質量的降低。

(3)原油蒸汽與空氣混合形成的油氣混合物可能會集聚在儲罐背風處,遇雷雨天氣極易導致火災爆炸事故。

(4)二次密封在運行的過程中,陽光照射引起橡膠刮板老化變形,使二次密封失去隔絕外界空氣的性能,因此,在橡膠刮板上方一定范圍內存在達到爆炸下限的油氣空間［7］。

3 控制措施

(1)嚴格控制儲罐施工質量,堅決杜絕為爭取工程進度而忽視施工質量的行為發(fā)生。

(2)在儲罐外部增加擋風圈,減少因大風所導致的浮頂漂移。

(3)罐體(包括外壁及浮頂)應使用有效反射太陽光的淺色涂料,降低日照對密封裝置(特別是其橡膠材料部分)的影響,進而延長裝置的使用壽命。

(4)雷雨季節(jié)時,可在密封裝置內注入少量惰性氣體,在降低油品損耗的同時,又可預防火災爆炸等安全隱患。

(5)臨時控制措施。在發(fā)現(xiàn)密封裝置與罐壁相脫離后,可采取在一次密封與罐壁的脫離處塞入用原一次密封材質(丁腈橡膠)包裹聚氨酯泡沫填充縫隙的應急處置辦法。同時定期對填充點進行可燃氣體濃度檢測。經現(xiàn)場實際應用,檢測填充點的可燃氣體濃度與其它部位的可燃氣體濃度相仿,該方法基本達到密封的效果?，F(xiàn)場圖片見圖9。

圖9 臨時封堵措施

4 結束語

浮頂密封裝置,是大型儲罐的核心部件,如發(fā)生泄漏,會為企業(yè)帶來經濟、環(huán)境及安全等方面的巨大損失,應將其視為油庫完整性管理的核心部位。為了使浮頂密封裝置長期處在有效受控的范圍內,應從工程建設之初,由施工環(huán)節(jié)就嚴把質量關,在油庫投入運營后,更要對其進行定期巡查及維護,遇到間題應及時處置,從而實現(xiàn)有效的油庫完整性管理。

1 黃維和,鄧洪龍等.管道完整性管理在中國應用10年回顧與展望［J］.天然氣工業(yè),2013,33(12)：1-5.

2 楊祖佩,王維斌等.油氣管道完整性管理體系研究進展［J］.油氣儲運, 2006,25(8).

3 趙新偉,李鶴林等.油氣管道完整性管理技術及其進展［J］.中國安全科學學報,2006,16(1).

4 陳健峰,稅碧垣等. 儲罐與工藝管道的完整性管理［J］.油氣儲運, 2011,30(4)：259-262.

5 偶國富,金浩哲等. 大型雙盤浮頂原油儲罐密封泄露損耗分析［J］.油氣儲運,2008,27(6)：58-61.

6 郎需慶,宮宏等. 浮頂儲油罐密封泄漏機理與泄漏控制［J］.安全技術, 2011,30(4)：17-19.

7 劉寶全,劉全禎等. 浮頂儲罐二次密封裝置的雷擊危險性［J］.油氣儲運,2012,31(3)：193-195.

TE821

B

1672-9323(2016)05-0069-04

2015-11-18)