进口液化石油气气化器的使用及检修参考文本

进口液化石油气气化器的使用及检修参考文本

In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each

Link To Achieve Risk Control And Planning

某某管理中心

XX年XX月

进口液化石油气气化器的使用及检修参

考文本

使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。

1.气化站概况

燃气总公司现有一区，二区，环湖花园三座气化站，

地下储罐储量分别为3×10m3、3×10m3和3×50m3，各

站使用的气化器均为热水循环式气化器，其中一区和二区

气化站使用的是日本神乐牌BW-10S型气化器，每站设三

台，二开一备，每台该型号气化器最大气化量为1000公斤

/小时；环湖花园气化站使用的气化器有日本神乐牌BW-

20S型气化器一台（最大气化量为2000公斤/小时）、丹

麦高山牌DA-2990型气化器三台（每台最大气化量为

1000公斤/小时），三开一备。三座气化站通过二百多公

里长的地下管网联网向市区各管道气用户供气。三座气化站的气化器投入使用的时间分别为：二区气化站为1993年7月、二区气化站为1995年3月和环湖花园气化站为1997年11月。

2.使用中出现的情况

1996年7月某日晚安时许用气高峰时，二区气化站1号和3号气化器相出口管管壁相继出现凝霜甚至结冰，导致气化器自动停止运行。由于发现及时且一区气化站气化器自动投入供气运行，才未造成全市停气的重大事故。

3.情况分析

由于当时环湖花园气化站的气化器尚未缺陷入使用，二区气化站作为主供气站，气化器出口设定的供气压力为

0.075Mpa，一区气化站作为辅供气站，气化器出口设定的供气压力为0.07Mpa，且气化站的六台气化器均为日本神乐牌BW-10S型热水循环式气化器。每台气化器气相出口均设有液体传感器，当气相出品带液时将自动控制切断气相出口，气化器停止运行，防止液相石油气进入市区管网。当时高峰小时用气量约为1700kg/h，由于某种原因致使运行中的1号和3号气化器分别承担的负荷有偏差产生偏流现象，造成1号气化器超负荷运行，气相出口带液使管壁凝霜结冰，1号气化器因出口带液自动停止运行后，所有负荷由3号气化器承担，使本来未潢负荷运行的3号气化器变为超负荷运行，同样气相出口带液使管壁凝霜结冰而自动停止运行。导致运行中草药1号和3号气化器之间产生偏流的原因估计有以下几点：

1）气化器气相出口压力设定不一致出口压力设定值高

将随着用气量的增加、气化器内压力下降，液面上升，换热面积增加使气化量增大。出口压力设定值低将因出口调压器的节流作用，气化器内压力升高，液面下降，换热面积减少使气休量减小，导致各气化器所承受的负荷不同。

2）气化器内水垢影响传热由于长期使用一般自来水，水的硬度较高易使气化器内与水的接触面形成水垢，减小传热系数使热效率降低，从而减少气化器的气化量。各气化器由于运行时间的长短不同造成所结的水垢厚薄不一,热效率受水垢影响的大小不同,气化器的实际气化量自然不同.

3）气化器内结焦影响传热经常使用重组分较多的液化石油气，使气化器内与石油气的接触面结焦影响传热，原理与水垢相似。但因为我们使用权的进口液化石油气气质较好，且循环热水的温度仅为80℃，估计气化器内结焦的可能性不大。

4）通过各气化器的循环热水流量不同因各气化器的热

水循环管的设计位置、管径、管内堵塞情况、气化器内部阻力和进出水压差等等的不同，使单位时间内通过各气化器的循环热水流量不同，单位时间内各气中液化石油气所吸收的热量因此不同,热水流量大的气化量大，热水流量小的气化量小。 4.检修测试

根据上述情况分析，我们决定对二区气化站各气化器进行逐台检修，检修期间由一区气化站向全市供气。

1）外观检查:检查气化器主体及附属设备、零件、发现无损伤、腐蚀、变形、螺栓折损松动等现象，安装状态无异常。

2）置换:关闭气化器液相入口阀，将气化器内液态石油气全部气化，关闭进出气化器的气阀、水阀，排放气化器内存水，用放散火炬将气化器内剩余气态石油气降至表压为零，再用氮气置换干净。

3）主体分解检查:

①对气化器主体进行拆除分解，检查主体及各零部件的腐蚀情况，发现与液化石油气接触面无焦油状物存在，与热泪盈眶水接触面有水垢及铁锈等异物附着在上面，1号气化器最多，3号次之，2号最少，但均不算严惩用电动钢丝刷清除异物，使接触面露出本来的金属光泽。

②对气化器主体及零部件焊接处进行浸透探伤，未发现有操作和缺陷。

③对气化器主体与液化石油气接触肌和热水接触面的残存壁厚用超声波测厚计进行测量，结果合格。

同时按下式计算年腐蚀速度：年腐蚀速度=开始使用时的实测壁厚／使用年数从而可推定耐用期限：

推定耐用期限=残存壁厚-不包含腐蚀余量在内的计算壁厚／年腐蚀速度

4）附属设备分体检查对气化器的各附属设备，包括液

体传感器、调压器和阀门等进行分解检查，更换易损件如密封圈、皮膜和垫片等，检查各处有无腐蚀、变形，并进行强度和气密实验，结果各项均合格。各安全附件（安全阀、压力表、温度计）送有关部门强检。

5）重新安装调试将气化器及附属设备重新安装，并进行整体强度和气密性试验，确保各处均无漏气，开启进出气化器的气阀、水阀，逐台调整各气化器气相出口的调压器，使气化器供气压力保持一致，进行曲气化器试运行，密切注意有无异常情况及各仪表读数是否正常，发现此时各气化器进出水温差相同，气相出口压力一致且不再出现气相出口管壁凝霜结冰现象，各气化器运行正常，完成检查报告书，经申请同意后可正式投入使用。

6）完成检查报告书

检查报告书内容包括设备名称、型号、编号，检查的时间、地点、人员，设备的基本数据、平时使用权状况、