储罐气相检测技术规范.docx

1、储罐气相检测技术规范储罐气相检测技术规范 为加强拱顶罐、内浮顶罐和外浮顶罐气相空间烃含量监控，及时发现轻组分进入重质油品和油罐密封损坏等问题，采取有效预防措施，提高拱顶罐扫线、内浮顶罐检尺、检温及采样等作业安全，以及作为外浮顶罐防雷监控手段之一，特制定储罐气相监测技术规范。一、 重质油拱顶罐气相检测（一） 重质油品分类1、 风险重质油品：即加工工艺可能出现溶剂等轻组分进入，形成混合性爆炸气体的重质油品，扫线前需要进行气相可燃气体检测。主要包括：糠醛料、白土料、催化轻料（含酮苯蜡下油、去蜡油）、糠醛抽出油、含糠醛抽出油的重油或油浆、石蜡。风险重质油品油罐见附件E。风险重质油品通扫线前必须进行气相

2、化验分析。2、 安全重质油品：即加工工艺安全，不可能出现轻组分进入，不可能形成混合性爆炸气体的重质油品，扫线前不需要进行气相可燃气体检测。主要包括：酮苯料、润滑油基础油、催化重料（二CT、渣油加氢渣油、一BT）、重油（三CT）、纯催化油浆、石蜡（精制）、加氢裂化原料（三CL、B3）、加裂尾油。安全重质油品油罐见附件F。安全重质油品在装置生产稳定，产品平稳合格外送时，原则上不做气相分析。部分安全重质油品在装置开停工或出现大的波动等特殊工况下，可能变成风险重质油品，这时的安全油品我们可以称为潜在风险油品。如蒸馏CT、BT、催化油浆等，在装置开停工时可能带入轻组分。所以这一时段，需要升级管理，按风险

3、重质油品管理。3、 对于部分油罐在不同时期收风险重质油品或安全重质油品。在收风险重质油品时，扫线前必须进行气相化验分析。在收风险重质油品后，切换收安全重质油品时，必须将罐内油品置换两倍罐容量，并作气相化验分析合格后，再恢复安全重质油品操作方案。4、 安全重质油品与风险重质油品和潜在风险油品兼收的油罐必须进行气相分析。（二） 检测方式1、 人工检测（1） 对于油罐检尺口没有导向柱的，人工气相检测点可直接通过检尺口检测。如检尺口有导向柱的，由车间提设计委托增上罐顶人工气相检测口。不具备刷罐条件的，先在罐顶靠近盘梯最近处的上人孔改装增上人工气相检测口。（2） 气相化验分析采用便携式气相报警仪分析，软

4、管采用防静电软管，或采取必要的防静电措施，确保采样安全。在安装固定报警仪前，采用人工气相检测方式。在安装固定报警仪后，采用报警仪监测。报警仪应按QG/DSH 08.27-2009气体检测报警器管理规定进行检定和标定。2、 报警仪在线检测由车间提设计委托增上罐顶报警仪。具体安装位置由设计和厂家确定，在不具备刷罐条件时，先选择合适的罐顶上人孔改装增上报警仪在线检测罐内气相成绩，报警器应尽量安装在远离收油口的上人孔。报警仪安装在人孔上时，接线应预留一定长度，考虑将报警仪以后调整的距离。报警器声光报警信号引至操作室内。风险重质油罐和安全重质油罐全部安装报警仪。（三） 检测项目及标准检测项目及标准：可燃

5、气体浓度应小于0.2%(V/V)（1）。（四） 检测管理要求1、 生产车间在向存有风险重质油罐进行通扫线前，必须先向化验室提气相分析成绩，待成绩合格后，方可进行扫线操作。2、 气相分析成绩合格后，操作员应先通过罐前组立空线向罐内通蒸汽置换罐内空气，待罐顶呼吸阀见汽后，再进行通、扫线作业。3、 人工气相检测必须在油罐静止0.5小时（2）后，方可进行；4、 人工气相检测位置必须进入罐内大于0.5米的距离；5、 人工检测应同时检测两次，取最大值。6、 人工气相检测时应做好采样设备的防静电措施。7、 人工气相检测操作应执行GB13348-2009液体石油产品静电安全规程、QG/DSH 08.09-20

6、03防火安全管理规定和质检中心气相检测操作卡中相关规定，同时做好以下工作：（1）作业人员应穿防静电工作服，防静电鞋。（2）不应在采样现场穿脱衣服、帽子或类似物。（3）油罐的上罐扶梯入口与采样口处应设置人体静电消除装置。（4）采样工具的金属部件应进行可靠接地。如将导电采样软管与采样口始终接触，保持导电采样软管与罐体等电势，并通过罐体接地。（6）采样过程中，不得猛拉快提，上提速度不得大于0.5m/s，下落速度不得大于1m/s。（7）储罐在油品移动过程中不允许人工采样作业。（8）采样过程，应避开雷暴等危害安全的恶劣天气。8、 为不影响正常生产，人工气相检测必须在车间提出分析计划1小时内完成；9、 人

7、工气相检测数值应录入Lims系统备查；10、 报警仪安装后，岗位操作人员应严格关注，出现报警立即汇报车间、调度，油罐升级管理，并由生产调度负责追溯上游生产，查明原因，消除隐患，防止事态扩大。11、 对报警仪报警，车间应设置专门的记录，由当班人员认真记录。12、 出现气相分析不合格后，车间升级管理及应急处置过程应有详细记录，并对应急处置程序进行持续改进。13、 调度及车间应尽量优化生产，尽量减少扫线频次。（五） 气相检测不合格应急处理预案当可燃气体浓度超标时，要停止使用，进行检查、分析、评估，按应急处置预案处理。二、浮顶罐定期气相检测（一） 浮顶罐气相检测的意义 通过对内浮顶罐及外浮顶罐气相数据

8、的监测，可以及时判断浮盘密封完好情况，发现气相挥发增大密封损坏及时维修，减少浮盘上油气空间浓度，提高内浮顶油罐检尺、检温及采样等罐上作业和外浮顶罐雨天防雷的监测手段之一。（二） 内浮顶油罐气相检测 我公司共有内浮顶油罐104台，储运车间67台，一联合18台，合成6台，新区11台，机务2台。1、 检测位置对于油罐检尺口没有导向柱的或有采样口的，人工气相检测点可直接通过检尺口或采样口检测。如油罐检尺口有导向柱的且没有采样口，由车间提设计委托增上罐顶人工气相检测口。在罐顶靠近盘梯最近处的上人孔改装增上人工气相检测口。罐顶检尺口、采样口应喷涂清晰标识。2、 检测项目及标准气相化验分析采用便携式气相报警

9、仪分析，软管采用防静电软管，或采取必要的防静电措施，确保采样安全。（1） 检测内浮顶储罐浮盘上部气相空间可燃气体和氧气浓度。（2） 内浮顶储罐浮盘上部气相空间可燃气体浓度不得大于储存介质爆炸下限的50%（3）。（三） 外浮顶油罐气相检测 我公司共有外浮顶罐103台，其中储运车间48台，国储库30台，商储库14台，租用新港油罐11台。（新港罐区的油罐由新港化验员按本规定执行。）1、 检测位置在浮盘上均匀分布的三个点，距离二次密封0.2米范围内检测。2、 检测项目及标准检测浮盘上部气相空间可燃气体浓度应小于0.2%(V/V)（1）；（说明：本指标为暂定指标，将来根据浮盘实际密封情况，以及不同季节实

10、际监测数据最后确定。）3、 外浮顶罐动态浮盘气相检测为有效评估外浮顶罐在收付移动作业时油气浓度情况，对外浮顶油罐在收付作业时，浮盘上气相浓度进行实验测试，作为外浮顶油罐移动作业时，受雷雨天气影响的依据之一。具体数据如下表，在浮盘密封良好的情况下，烃含量基本为0，浮盘密封、档雨板存在微开等问题时，有较低的烃含量，但都在爆炸下限50%以下。从上述数据看，在密封完好的情况下，外浮顶油罐在收付作业时，油品蒸发的烃含量基本检测不出。我们要注意，油品蒸发受季节温度影响较大，本实验测试数据为冬季数据，仅供参考。外浮顶罐动态浮盘气相检测数据序号罐号油罐 形式容量 （m3）介质油米(m)采样 部位动态烃含量%氧

11、含量%备注122外浮顶50000柴油13.552浮盘三点收02113.723浮盘三点收021224外浮顶50000柴油9.683浮盘三点付0219.611浮盘三点付0213858外浮顶20000汽油7.769浮盘两点收021东北0.004521挡雨板微开7.9北收0.1121挡雨板微开西0.005521挡雨板微开南0214880外浮顶20000汽油5.798浮盘三点付0215.697浮盘三点付02159W外浮顶50000原油8.73浮盘三点收02168W外浮顶50000原油4.56浮盘三点付0217610外浮顶20000石脑油5.9浮盘三点收0216.1浮盘三点收0218651外浮顶20000

12、二甲苯11.3浮盘东侧收0.003521.0 挡雨板微开浮盘北侧0.08621.0 挡雨板微开西北侧021.0 11.7浮盘东侧收021.0 浮盘北侧0.014521.0 挡雨板微开西北侧0.02621.0 挡雨板微开（四） 检测管理要求1、 浮顶罐气相检测采用便携式气体检测方案；2、 浮顶罐气相检测频次每3个月检测一次，石脑油、轻污油罐每月检测一次（4）；3、 浮顶罐气相检测必须在油罐静止1小时后，方可进行；4、 浮顶罐气相检测时应做好采样设备防静电措施；5、 人工检测应同时检测两次，取最大值。6、 人工气相检测数值应录入Lims系统备查；7、 人工气相检测操作应执行GB13348-2009

13、液体石油产品静电安全规程、QG/DSH 08.09-2003防火安全管理规定和质检中心气相检测操作卡中相关规定，同时做好以下工作：（1）作业人员应穿防静电工作服，防静电鞋。（2）不应在采样现场穿脱衣服、帽子或类似物。（3）油罐的上罐扶梯入口与采样口处应设置人体静电消除装置。（4）采样工具的金属部件应进行可靠接地。如将导电采样软管与采样口始终接触，保持导电采样软管与罐体等电势，并通过罐体接地。（6）采样过程中，不得猛拉快提，上提速度不得大于0.5m/s，下落速度不得大于1m/s。（7）储罐在油品移动过程中不允许人工采样作业。（8）采样过程，应避开雷暴等危害安全的恶劣天气。三、下一步工作1、质检中

14、心采样人员及采样设备的配备。2、所有涉及有储罐的车间：（1）对所有拱顶、内浮顶气相采样口进行确认，对不符合采样要求的提出设计委托整改。要求设计委托于1月15日前提出。（2）对重质油拱顶罐扫线流程优化，提设计委托改造扫线流程，确保扫线至静止油罐。改造本着利旧和少改动的原则进行。要求设计委托于1月15日前提出。（3）对所有重质油罐顶增上本安型可燃气体报警仪。要求设计委托于1月15日前提出。由于罐顶本安型可燃气体报警仪以前公司没有使用过，建议先上两到三台试用，经评价产品稳定、可靠，达到使用要求后再全面增上。（4）质检中心具备条件后，对于硬件条件已经满足气相采样条件的油罐，立即开始执行，其他油罐改造后

15、开始执行储罐气相检测技术规范。附录A：说明1、参照动火管理规定，分析CH浓度。使用便携式可燃气体报警仪或其他类似手段进行分析时，被测的可燃气体或可燃液体蒸汽浓度应小于其与空气混合爆炸下限的10%(LEL)。使用色谱分析等分析手段时，被测的可燃气体或可燃液体蒸汽的爆炸下限大于等于4%时，其被测浓度应小于0.5%(V/V)；当被测的可燃气体或可燃液体蒸汽的爆炸下限小于4%时，其被测浓度应小于0.2%(V/V)。2、液体石油产品静电安全规程GB 13348-2009:装油完毕应静置10min后再进行采样、测温、检查等作业，若油罐容积大于5000m时，应静置30min后作业。3、板块下发的储罐区排查方

16、案二、生产和工艺管理（一）工艺技术管理第2条中规定：“浮顶储罐浮顶上部气相空间可燃气体浓度超标（大于爆炸下限的50%）的储罐，要及时安排停运检修，落实监控应急措施。4、轻质油品储罐生产技术管理导则（初稿）7.6.2轻质油储罐操作岗位应配备便携式可燃气体检测仪及硫化氢浓度报警仪。内浮顶储罐应建立气相空间可燃气体检测制度。2、检测频次每季度不少于一次，但对于石脑油、轻污油等含硫或轻组分较多的油品适当增加检测频次，宜每月检测一次。附录B：其他炼厂做法（一）锦州炼厂做法1、 采样对象：仅对内浮顶油罐进行气相检测，包含所有油品。2、 采样目的：检测内浮盘密封是否损坏，发现异常及时维修。3、 采样位置：没

17、有导向柱的，在检尺口直接采样；有导向柱的，在上人孔开孔采样。4、 采样方式：由化验室负责采样，储运车间负责监护，通过球囊采样，伸入罐内0.51米，没有采取具体防静电措施。5、 采样频次：每月一次，在每个月的第一周。6、 分析项目：可燃气1%。（二）辽阳炼厂做法没有形成规范，以前尝试做过内浮顶罐气相分析，采样在检尺口，对有导向柱的，采样就没有代表性，分析烃含量、H2S含量，没有具体判断指标，下一步也将开始做具体工作，但方向仅局限于内浮顶罐。附录C：爆炸极限统计表组分名称爆炸极限/%1/2爆炸下限组分名称爆炸极限/%1/2爆炸下限己烷1.2-6.90.6汽油1.3-6.00.65甲醇5.5-44.

18、02.751.4-7.6甲乙酮1.7-11.40.851.3-7.6丙酮2.5-13.01.25原油1.1-6.40.55糠醛2.1-19.31.05轻柴油1.1-8.70.55苯1.2-8.00.61.5-4.5甲苯1.2-7.00.6-35号柴油1.4-60.7二甲苯（1,2）1.0-7.00.51.5-4.5乙苯1.0-6.70.5煤油0.7-5.00.35苯乙烯1.1-6.10.55石脑油1.1-8.70.55附录D：取样成绩油罐气相抽样成绩（2011年12月29日）序号罐号油罐 形式容量 （m3）介质采样 部位氧含量%烃含量%备注1910拱顶20000催化料检尺口210.033-0.

19、052148拱顶1000150SNB检尺口210.034-0.0433149拱顶3000150SNA检尺口21047603拱顶1500石蜡检尺口21057611拱顶500石蜡检尺口210634拱顶1000150脱蜡油C检尺口210735拱顶1000150SNC检尺口210836拱顶1000100脱蜡油C检尺口2109852内浮顶5000催化汽油检尺口210.2-0.2110918内浮顶15000航煤检尺口210.063-0.09导向柱11865内浮顶2000苯检尺口20.70.37-0.41导向柱12639内浮顶5000甲苯采样口210.018513652内浮顶3000二甲苯采样口210.00

20、514662内浮顶8000石脑油检尺口210.00815651外浮顶20000二甲苯浮盘三点21016649外浮顶10000石脑油浮盘三点2101724外浮顶500000#国柴油浮盘三点21018881外浮顶2000093#国汽油浮盘北210.04-0.2浮盘西南210浮盘东南2101912外浮顶100000混合原油浮盘三点2102013外浮顶100000混合原油浮盘三点210217外浮顶50000萨里尔浮盘三点210229外浮顶50000大庆原油浮盘三点210附件E：风险重质油品油罐明细表储运车间风险重质油品油罐明细表序号罐号结构形式检尺 高度安全 高度公称 容量安全 容量储存介质投用时间最

21、近一次维修时间温度压力检尺口是否有导向柱检尺口是否有导向柱位置1910拱顶18. 75415. 52000017585催化料1997.07.012010.02.106098常压无东罐区2911拱顶18. 60215. 52000017778催化料1997.07.012007.12.186098常压无东罐区3912拱顶18. 69515. 52000017708催化料1997.07.012007.09.156098常压无东罐区41拱顶15. 24513. 71800014386催化料1942.01.012004.02.026098常压无西油槽55拱顶12. 30010. 730002965重 油

22、1987.01.012011.116098常压无西油槽610外浮顶17. 66014. 32000019328催化料1981.12.232007.03.016098常压有西油槽711拱顶18. 52017. 31800017836重 油1939.02.012007.05.156098常压无西油槽813拱顶12. 05011. 050004550催化料2002.09.012011.06.176098常压无西油槽915拱顶11. 9209. 5100008343催化料1964.04.012006.10.216098常压无西油槽1017外浮顶21. 037182800024437催化料1953.11

23、.012007.06.216098常压无西油槽1118拱顶19. 73517. 31800017631催化料1983.07.152002.03.016098常压无西油槽1219拱顶13. 96012. 150004857催化料1978.03.052010.11.176098常压无西油槽1320拱顶14. 46513. 1100009504催化料1981.02.012005.12.226098常压无西油槽1426拱顶11. 6009. 820001929润滑油C1978.03.252006.05.2080常压无西油槽1527拱顶11. 6409. 820001916润滑油C1978.03.252

24、011.01.2480常压无西油槽1628拱顶11. 54510. 320001922糠醛抽出油1980.07.122007.01.3080常压无西油槽1734拱顶11. 0409. 5900880润滑油C1990.04.232008.11.0780常压无西油槽1835拱顶11. 0309. 5900880润滑油C1990.04.232008.10.2080常压无西油槽1936拱顶11. 49510. 31000983润滑油C1980.04.231980.04.2380常压无西油槽2037拱顶11. 29010. 31000981润滑油C1980.04.232000.07.0180常压无西油槽

25、2138拱顶11. 29510. 31000987润滑油C1980.04.232000.07.1080常压无西油槽2239拱顶11. 21010. 31000985润滑油C1980.04.232000.12.1980常压无西油槽231001拱顶11. 21810. 444004387润滑油C1953.01.012007.06.1580常压无西油槽241002拱顶12. 76611. 555005080润滑油C1943.01.012007.06.1580常压无西油槽2540拱顶7. 9406. 6300291糠醛抽出油1988.08.012010.08.1280常压无西油槽2641拱顶8. 0376. 6300290糠醛抽出油1988.08.012010.05.2880常压无西油槽2742拱顶8. 0646. 6300289杂 油1988.08.012009.05.3052常压无西油槽28125拱顶20.747181500012659催 化 料2005.11.102005.11.106098常压无西油槽29126拱顶11. 189. 810001025润滑油B1988.08.011988.08.0180常压无西油槽30127拱顶11. 2489. 810001028润滑