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目前在国内外新建炼厂的设计中,轻质油储罐广泛采用浮顶罐。为降低油罐蒸发损耗,若对现有固定顶罐进行改造,则涉及到生产运行及由此所造成的罐体变形、腐蚀、安全防护等一系列问题。因此,在短时间内要在全国范围把原有储存轻油的固定顶罐全部改造为浮顶罐或内浮顶罐是有一定困难的。而呼吸阀挡板则是一种制造简单、安装容易(不动火、不清罐)、不影响生产正常运行、投资少、收效快的节能降耗设备,适 相似文献
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针对吐哈油库原油储罐加热盘管腐蚀穿孔的现象,对锅炉使用的软化水、锅炉水以及冷凝水进行了分析,指出加热盘管产生腐蚀的主要原因是二氧化碳腐蚀、电化学腐蚀和氧腐蚀共同作用的结果,提出了减缓二氧化碳腐蚀的措施,建议增加除氧设备,锅炉使用除氧水,以减缓氧腐蚀。 相似文献
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浮顶罐储存煤油的经济分析 总被引:5,自引:0,他引:5
通常情况下,很少秀内浮顶罐储存煤油。提出了用内浮顶装煤油的设想,分别给出了立式拱顶罐和内浮顶油罐“大,小呼吸”损耗经验计算公式,并对内浮顶罐和共顶罐装煤油时的蒸发损耗量以及两种油罐的造价等进行了对比计算,认为用内浮顶罐储存煤油是经济,合理和安全的,建议新建煤油储罐时应采用浮顶油罐。 相似文献
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浮顶罐蒸汽除蜡装置失效的原因是施工焊接缺陷和热应力破坏。造成焊接缺陷的原因除设备因素外,主要是施工焊接缺陷对蒸汽除蜡装置运行中产生的热应力未作周密考虑。由于除蜡装置的施焊空间狭窄,因此要强化施工现场和质量监督。在施工中还必须注意校核设计数据和加热盘管的热伸缩量,同时要作好蒸汽膨胀试验和水压试验,发现焊缝缺陷及时补救。 相似文献
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探讨了重质油储罐罐顶腐蚀问题,对腐蚀产物进行了化学分析和波谱分析,结果表明,重质油罐罐顶腐蚀为罐顶内表面液相水所致.阐述了H2O、O2、SO2、H2S对罐顶腐蚀产生和发展的影响作用,提出了防治腐蚀的对策. 相似文献
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选用内浮顶油罐储存轻质油品是降低油品蒸发损耗和减少环境污染的有效措施,对于催化裂化装置生产的半成品稳定汽油,一般含气量大,进罐温度偏高,因而对内浮顶结构形式的选择提出了特殊要求。几种结构的应用情况表明,浅盘式内浮顶主要存在液泛问题,最终导致浮盘沉沉,铝合金内浮顶存在介质中杂质腐蚀问题,也不能有效地避免液泛现象,而环舱式内浮顶可有效地防止大量气体在浮盘软密封处聚集,减少或杜绝了液浮现象,浮盘上部不会 相似文献
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以黄岛国家石油储备基地10×104 m3钢制外浮顶罐为例,介绍了大型浮顶罐的主要结构,其为双盘外浮顶结构,由罐底、罐壁、浮顶及罐壁加强圈、抗风圈、盘梯平台、转动扶梯、浮顶静电导出设施、浮顶排水系统、浮顶边缘密封等附属设施组成.浮顶罐安全事故主要分为火灾事故和非火灾事故,火灾事故包括密封圈火灾、浮顶池火和防火堤池火、全面积火灾及群罐火灾;非火灾事故包括罐体机械故障如浮舱渗漏、罐体破裂、腐蚀造成罐体强度不足、浮顶沉没,以及操作不当引起的事故.事故原因主要有雷击、明火、质量缺陷及操作不当等. 相似文献
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大型环梁式基础油罐边缘板腐蚀的防护 总被引:5,自引:1,他引:4
分析了沧州首站8^#20000m^3浮顶油罐边缘板严重腐蚀的具体情况,产生腐蚀的主要原因是,边缘板与基础间的缝隙进水后,缝隙开口较小,水分不易挥发,形成了边缘板基础和腐蚀环境在较长时间内存在。 相似文献
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近年来,人们相继开发研制了不同类型的导静电防腐涂料,用于油罐内壁防腐,但适用于浮顶油罐内壁的品种却很少。浮顶油罐浮盘以上部位的罐壁,由于受阳光直射,所采用的涂料不仅要求有优良的导静电能力和耐蚀性能,还应具有良好的耐候性能。介绍了丙烯酸耐候导静电防腐涂料,它以复合型导电涂料为研究方向,选用丙烯酸多元共聚树脂作为主要成膜物质,配以不同炭系材料组成复合导电体系。通过对涂有该涂料的试件进行性能试验以及与其 相似文献
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浮顶油罐底板腐蚀原因分析 总被引:1,自引:0,他引:1
针对长岭炼油厂17号原油罐运行中的腐蚀穿孔问题,分析了该油罐罐底的腐蚀原因,分析结果表明,油品物化性质,焊接质量,施工质量,油罐低液位运行,钢板材质及缺陷等是造成油罐罐底上下表面腐蚀的原因。为解决这些问题提出几项具体的技术措施。 相似文献
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从外浮顶油罐的施工质量和运行管理两个方面,分析了沉盘的6种原因,提出了4项预防措施:禁止将扫线风吹入罐内,定期启动油罐搅拌器,定期检测浮顶单盘板及密封装置,确定其渗漏及破损情况;经常检测油罐排水管,防止油品泄漏;浮顶设外浮标,便于操作人员随时掌握浮盘运行情况和液位高度。 相似文献
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分析了外浮顶罐罐底板发生泄漏的原因,介绍了修复方案及实施过程,指出浮盘支撑与罐底板间的撞击和化学腐蚀的共同作用对罐底板的损伤最严重,在日常操作过程中,应尽量使浮盘不落底,同时要做好罐底板的防刺保护。 相似文献
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天然气中含有少量H2S气体,若脱水不彻底,则会在管道内形成湿H2S环境,导致管体发生电化学腐蚀。以两东管道和柴北缘管道为例,利用内检测数据分析、焊接工艺评定及腐蚀机理分析等手段,对微含硫天然气管道内腐蚀机理进行分析,并提出腐蚀控制建议。不考虑内检测误差,两东管道和柴北缘管道内部管壁局部腐蚀点平均腐蚀速率分别为0.126 0 mm/a和0.008 6 mm/a,实验室腐蚀模拟试验测得工况条件下管体均匀腐蚀速率分别为0.006 9 mm/a和0.007 0 mm/a。焊接工艺分析表明金相和硬度满足相关标准要求,当前焊接工艺满足要求。相对较高的H2S含量和较湿润的环境是两东管道比柴北缘管道内局部腐蚀严重的主要原因。此类管道应该严格控制输送的天然气水露点低于环境温度5℃以下,同时定期清管排除管内积液,并设置腐蚀监控点,定期进行壁厚测试。 相似文献