液化石油气储罐安全阀选型及检测仪表的设置

液化石油气储罐安全阀选型及检测仪表的设置
宫羽丽
（中海油石化工程有限公司， 山东 济南 250014）
[摘 要] 本文以一卧式储罐为实例，系统说明了液化石油气安全阀的计算及参数选取过程，简要阐述了安全阀选型及检测仪表设置中需注意的事项。

[关键词] 液化石油气；安全泄放量；安全阀；检测仪表
作者简介：宫羽丽（1987—），女，黑龙江海伦人，2014年东北
石油大学化工机械专业毕业，研究生学历，工程师。

在中海油石化工程有限公司一直从事压力容器设计工作。

液化石油气（LPG ）易燃易爆，其危险性及火灾危害性很大。

许多发生的液化石油气储罐爆炸事故警示我们，安全阀及检测仪表的设置是保证储罐安全运行的必要措施之一。

在液化石油气储罐设计中，一定要考虑储罐安全阀满足事故状态下最大泄放量的要求以及检测仪表的正确安装。

1 安全阀的计算与选型1.1 安全阀的操作条件
本文以公称容积为30m 3的液化石油气卧罐为例，计算安全阀的泄放面积及其选型。

储罐规格：Φ2200mm ×14mm ，筒体长7300mm ，设计温度50℃，设计压力1.63MPa （表压），工作温度50℃，工作压力1.62MPa （表压），储罐无绝热保护层，主要受压元件材料为Q345R 正火、16Mn Ⅱ、10#钢。

介质主要成分为丙烷。

H 2S 含量符合Ⅰ类湿H 2S 应力腐蚀环境，介质特性易爆。

1.2 安全阀整定压力的选取1.2.1 容器的最高允许工作压力
最高允许工作压力是充分利用了材料的有效厚度计算出来的。

其前提是装有安全附件且需要做气密性试验的容器。

当不需要做气密性试验或者没有装有安全附件如安全阀时，图样上不必提出该值。

该液化石油气储罐介质特性易爆，根据相应标准需进行气密性试验，因此文中涉及容器最高允许工作压力依据计算条件，按G B /T 150.1~150.4-2011《压力容器》的相关章节确定强度计算，下面重点列出最高允许工作压力[P W ]的计算过程。

式中：[P W ]-最高允许工作压力；[σ]t -受压元件材料设计温度下的许用应力；Φ—焊接接头系数，此处为1.0；K —封头形状系数，此处为1.0；D i —内径。

筒体有效厚度δe =10.7mm 。

封头有效厚度δeh =10.7mm 。

代入相应数据到上式，取式（1）和式（2）中的较小值，最终确定[P W ]=1.82 MPa （表压）。

一旦图样上明确最高允许工作压力的数值时，需要注意：（1）耐压试验，试验压力以最高允许工作压力代替设计压力。

（2）以最高允许工作压力进行所有部件、开孔等强度校核。

（3）安全阀的整定压力一般不大于容器的设计压力。

但设计图样中标注有最高允许工作压力的，可以采用最高允许工作压力确定安全阀的整定压力。

该设备设置安全阀2个，其中一个备用，且不同时开启。

1.2.2 第一个安全阀整定压力
结合GB/T 150.1-2011《压力容器》B.4.7条规定及GB/T 24921.1-2010中关于压力释放阀与系统各压力之间的关系图的规定，取单个阀门的最大允许整定压力为1.0倍的最大允许工作压力1.82MPa
（表压）。

压力释放阀与系统各压力之间
的关系如图1所示。

进行气密性试验时，一般需要将安全附件装配齐全。

单个安全阀的密封试验压力为0.9倍的单个阀门的最大允许整定压力0.9×1.82=1.64MPa ，容器的气密性性试验压力（设计压力）1.63MPa 小于单个安全阀的密封试验压力，当容器进行气密性试验时，安全阀不会起跳。

所以取单个阀门的最大允许整定压力为1.82MPa （表压）设计合理。

设备第一个安全阀的整定压力取等于容器的
最高允许工作压力1.82 MPa （表压）。

1.2.3 备用安全阀整定压力
另根据《压力容器》GB/T 150.1-2011，B.3.2.3条规定，当考虑容器在遇到火灾或接近不能预料的外来热源而可能酿成危险时，容器的超压限度应不大于设计压力的21%，如B.3.2.1或B.3.2.2中泄放装置不能满足这一超压限度要求时，应安装辅助泄放装置，辅助泄放装置的动作压力不大于设计压力的1.1倍。

图1 压力释放阀与系统各压力间的关系
最终确定备用安全阀整定压力为1.1×1.82=2.0MPa （表压）。

泄放装置出口侧压力（绝压）P o =0.1MPa ，安全阀的泄放压力P f =1.21[P W ]+0.1=2.3MPa （绝压）。

泄放压力下的气体温度t=66℃。

基于将饱和蒸汽压较高的物料储罐，改作储存饱和蒸汽压较低的物料时，安全阀的规格和定压可以不变。

由于混合液化石油气的物性数据介
于丙烷和正丁烷之间，所以安全阀的计算需按丙烷的数据进行。

1.3 容器安全阀泄放量的计算
安全阀的最小泄放面积计算应符合国家现行标准GB/T 150.1~150.4-2011《压力容器》的有关规定。

无绝热保温层时，安全泄放量按式（3）计算：
式（3）
式中：W s —压力容器安全泄放量，kg/h ；F —系数；q —在泄放压力下液化气体的汽化潜热，kJ/kg ；A r —容器的受热面积，m 2；其中：储罐置于地面上，取F=1.0；查资料[2]经插值计算得：q=245kJ/kg ；
对于椭圆形封头的卧式容器：
式（4）式中：
D o —压力容器外径，m ，D o =2.228m ；L —压力容器总长，m ，L=8.508m ；把数据代入式（4）中得：
把数据代入式（3）中得：
1.4 单个泄放装置泄放面积的计算
临界条件的计算： < =0.58时，式中：
k 为排放系数；k= ；
C p —定压比热容，kJ/kmol.K ，查资料[2]经插值计算得 C p =81.5kJ/kmol.K
则，A= 13.16 式（5）式中：
W s —压力容器安全泄放量，kg/h ；
C —气体的特征系数，查资料G B /T 150.1~150.4经插值计算得：C=328；
M —气体的摩尔质量，kg/kmol ，M=44.1[2]
；T f —泄放温度，K ，T f =339（泄放压力下的气体温度t=66℃）；
Z —丙烷在泄放压力下的压缩系数；查资料[2]得泄放介质的临界温度及泄放介质的临界压力；
T f —泄放温度，T f =339K ；T c —泄放介质的临
界温度，T c =370K ；
P f —泄放压力，P f =2.3MPa ；P c —泄放介质的临界压力，P c =4.25MPa ；
则，
T r —气体的对比温度，T r =T f /T c =339/370=0.92；
P r —气体的对比压力，P r =P f /P c =2.3/4.25=0.54 ；根据T r 、P r 由GB/T 12241图B.1查得压缩系数：Z=0.67。

把数据代入式（5）中得：
1.5 安全阀的选型和安装
由于液化石油气属于易燃、易爆介质，因此选用型式为弹簧封闭全启式安全阀。

原因主要有：一是选用封闭式，可防止液化石油气体向周围低空排放；二是全启式安全阀的排放量较大，可满足事故状态下的泄放要求。

因此，安全阀喉径d （mm ）的计算公式如下：
mm 式（6）综上所述，为安全起见，根据以上计算的泄放面积和喉径，在实际选用安全阀时应考虑一定的富裕量，且综合考虑费用问题。

本文的液化石油气储罐选用2个DN80的弹簧封闭全启式安全阀，安全阀设一个备用，且不同时开启。

液化石油气储罐上安全阀应垂直安装，且应便于维护检修。

安全阀的入口管道应尽量短，确保入口管道最大压力损失不超过安全阀定压的3%。

液化石油气储罐安全阀放空应密闭接入放空火炬系统，确有困难时，应接到安全地点排放，其排放口应高出相邻最高平台3m 以上，且应高出地面5m 以上。

为便于安全阀的检修，安全阀入口管道应安装隔断阀，隔断阀应采用闸阀，且闸阀应铅封。

另外，正常生产中必须加强管理，保证放空系统管路畅通，定期扳动安全阀的手柄，检查安全阀是否开启灵活。

2 检测仪表的设置
应设置就地显示的液位计、压力表；当全压力式储罐小于3000m 3
时，就地显示液位计宜采用
收稿日期：2020-11-05；修回日期：2021-02-01
◆参考文献
[1] GB/T 150.1~150.4-2011，压力容器[S].
[2] 固定式压力容器安全技术监察规程及释义[S].北京：中国标准出版社，2016.
[3] 卢焕章等编. 石油化工基础数据手册[M].北京：化学工业出版社，1982.
[4] GB51142-2015，液化石油气供应工程设计规范[S].
[5] 李崇勇，张雅新，张光. 液化石油气储罐安全阀整定压力确定的讨论[J].中国特种设备安全，2015，31(9)：27-30.能直接观测储罐全液位的液位计；应设置远传显示的液位计和压力表，且应设置液位上下限报警装置和压力上下限报警设置。

应设置温度计；液化石油气储罐的进出口应设置压力表。

报警液位高度满足从报警开始10~15分钟内液体不会超过规定的最高液位的要求；温度计的安装位置应在最低液位时能测量液相的温度，并便于观察和维修；压力表的安装位置应在最高液位时能测量气相的压力，并便于观察和维修。

可燃气体报警器设置于可能泄漏之处。

3 总结
在结合新老标准的更新过程中，文中的实际算例，在确定液化石油气储罐所需要的安全阀口径和数量时，不失为一种简捷的计算方法，为后
续设计者提供一个比较系统的理论设计基础。

由于石化企业的特殊性，一旦发生重大责任事故，后果极为严重。

因此除对设备检测仪表的正确安装以及进行定期检验并加强日常维护外，对操作者的培训与监督工作不容忽视。

◆参考文献
[1] 王辉，何宁，王波，等. 流花项目PLET 安装过程模拟[J]中国造船，2011，(A2)：251-257.
[2] 高原，桂津，杜永军，等. 300米水深PLET 安装技术研究[J].中国造船，2012，(A2)：65-73.
[3] 李清平. 我国海洋深水油气开发面临的挑战[J].中国海上油气（工程），2006，18(2)：130-133.
[4] DNV-OS-F101-2005 Submarine pipeline system. 收稿日期：2020-11-09；修回日期：2021-02-01
（上接76页）。