第一篇：石油储罐的大小呼吸
4.6液化石油气储罐的检修
一、检修计划的编制
1、编制检修计划的依据
(1)储罐技术档案资料，尤其是代用材料、焊接返修、压力试验及热处理过程中遗留的一些缺陷及薄弱环节等;
(2)储罐使用状况，经常运行参数记录、历次检修检测记录，尤其是有无超温、超压、超载的情况;
(3)储罐受外界因素的影响，如是否受过碰击、地震、火灾、临近设备严重振动引起的基础下沉等。
2、检修计划的内容
(1)需要检修的设备名称、编号、设备状况、检修项目、检修机具及具体要求。
(2)检修所需的材料及备品、备件的规格、数量。 (3)检修人员的配置及分工、岗位责任。 (4)检修工期。
(5)检修过程中采取的安全措施。 (6)检修操作规程有关要求。 (7)试运、投产方案。
(8)认真错号检修过程中各项记录，整理校验数据及有关资料，归入长期保管的设备档案。
二、检修工艺
1、储罐置换、清洗
(1)将待检修储罐内的液态液化石油气导到其他储罐内。 (2)用蒸汽或惰性气体将储罐内残余的气体置换排入远离储罐的火炬管烧掉。
(3)将储罐注满水，在注水的同时，应从出关的上部管接头向罐内送蒸汽或惰性气体，使罐内保持正压，以防止罐内形成真空时将空气吸入。 (4)关闭通往火炬管的阀门。
(5)停止向罐内送蒸汽或惰性气体，并将上部人孔盖打开。 (6)将储罐内水排净。
(7)取罐内空气样分析，确认可燃气体浓度低于其爆炸浓度下限时，代开储罐下部人孔盖，使储罐通风。
2、储罐动火操作必须符合下列条件 (1)待动火储罐经置换、清洗合格。
(2)单位总工程师或技术总负责人签发动火操作书面文件。文件内容包括：操作地点、种类、应采取的防火措施、操作开始和结束时间、操作负责人姓名和职务等。
(3)动火操作前应认真检查和杜绝可燃气体渗透入操作地点的可能性;还要注意检查储罐内壁污垢的清除和水洗的精细程度。 (4)动火地点应有必要的灭火设备。
(5)焊工必须持有质量技术监督局颁发的相应焊接项目有效期间内的焊工合格证。
(6)液化石油气站的领导和技术负责人应参加动火的全过程。 (7)认真做好动火操作记录。
3、焊接
(1)经内外部检验确定需要不修的焊缝，或采用焊接方法对储罐进行修理和改造时，一般应采用挖补或更换，不应采用贴补或补焊方法。储罐的挖补、更换筒节及焊后热处理等技术要求，应参照相应制造技术规范，制订施工方案及适合使用的技术要求。修补方案的内容应包括：焊缝位置、修补长度、坡口形式及尺寸、焊接工艺参数(电焊机形式、电焊条牌号及规格、焊缝焊接层次、焊接电流、电弧电压、焊接速度、预热温度、层间温度、后热温度和保温时间等)。
修补方案，应经焊接责任工程师批准后才能实施。
(2)缺陷挖除后，一般应进行表面无损检测，确认缺陷已完全剔除。完成焊接工作后，应再做无损检测，确认修补部位符合质量要求。
(3)母材焊补的修补部位必须磨平。焊接缺陷清除后的修补长度应满足要求。
(4)主要受压元件焊补深度大于1/2厚壁的储罐，还应进行耐压试验。
(5)修补焊缝应做详细记录，并在所修补的焊缝旁打上焊工钢印。
4、焊接质量检验
(1)焊接缺陷
焊接时产生的缺陷可分为外部缺陷和内部缺陷两大类。
a.外部缺陷
外部缺陷是指焊缝尺寸不符合要求、咬边、焊瘤、烧穿、弧坑为填满、表面裂纹及气孔等。
b.内部缺陷
内部缺陷是指未焊透、夹渣、气孔和裂纹等。 (2)无损探伤
对于焊缝的外部缺陷用肉眼和放大镜进行观察即可发现，而内部缺陷则隐藏于焊缝或热影响区的金属内部，必须借助无损伤探伤方法才能发现。
常用的无损伤探伤方法有渗透探伤、磁粉探伤、射线探伤及超声波探伤等。对于液化石油气储罐补修焊缝的检验应采用射线探伤或超声波探伤法。
5、焊后热处理
对液化石油气储罐修补后的环向焊接接头、接管与筒体或封头连接的焊接接头，克采用局部热处理。局部热处理的焊缝要包括整条焊缝。焊缝每测加热宽度不小于母材厚度的2倍，接管与壳体相焊接时，加热宽度不小于两者中较大厚度的6倍。靠近加热部位的壳体应采取保温措施，以免产生较大的温度梯度。
对局部热处理的焊缝，趁焊缝及其周围尚有余热时，应立即进行焊后加热，使焊缝中的扩散氢有充分的时间逸出，同时还可以降低罐壁的残余应力，减小焊缝金属的硬度。加热温度一般为200-250℃，保温时间为0.5-1.0h。
三、液化石油气储罐置换投产
新储罐或大修后的储罐投产前必须对储罐内的空气进行置换，这是确保储罐安全运行的重要环节，必须认真对待，做到万无一失。
目前常用置换方法有抽真空法、氮气置换法、水置换法。 (1)抽真空法
a.抽真空前关闭储罐所有进出口阀门，使置换储罐与其他储罐完全隔绝。
b.用真空泵由储罐液相管抽出空气，使储罐内真空度达620mm汞柱。
c.由出关的气相管向储罐内充装气态液化石油气，达到置换时温度的饱和蒸汽压以后，方可充装液化石油气。 d.在充气和充液过程中，随时检查储罐、储罐接管及附件有无泄漏现象，发现泄漏情况应及时排除，不能排除时应立即停止置换作业。
e.充液结束后，储罐液位、压力、温度达到规定指标后，开启安全阀接管上的阀门，并加铅封。
f.做好置换投产纪录。 (2)氮气置换法
a.置换前关闭储罐所有进出后阀门，是置换储罐与其他储罐完全隔绝。
b.从储罐液相管向储罐充装氮气，充气达到0.2MPa时，停止充氮气，并从气相管进行放散，当储罐内压力为0.01MPa时，停止放散。按此程序反复进行，直到储罐内含氧量小于3%时，认为置换合格。
c.在充装氮气过程中要随时对储罐内气体进行取样分析。 d.当储罐内含氧量达到规定指标后，从储罐气相管向储罐内充装气态液化石油气，达到置换时温度的饱和和蒸汽压以后，在进行液态液化石油气的充装。
e.充液结束后，储罐液位、夜里、温度达到规定指标以后，开启安全阀接管上的阀门，并加铅封。
f.做好置换投产纪录。
(3)水置换法
中、小型储罐用水置换储罐中的空气。首先从储罐相管向储罐内进水，由排空气阀或抬起安全阀向外排空气，储罐充满水后，关空气阀或安全阀。然后，由储罐气相管向储罐内充装气相液化石油气，同时开启排污阀降水排尽，直到储罐内压力达到置换时温度的饱和蒸气压，再灌入液态液化石油气。用水置换出观众的空气时，要切实做好防冻安全措施，置换时间的最低气温必须高于+5℃。
第二篇：低温油品储罐呼吸气综合治理及回收技术
1 前 言
炼油厂在原油加工尤其是高硫原油加工过程中，一些设施不可避免地会排放出大量的恶臭污染废气，特别是含硫污水储罐、半成品油品储罐、污油储罐等设施。这些储罐排放的废气恶臭组分复杂，间歇排放，主要恶臭污染物组分中包含硫化氢、有机硫化物、苯系物及其他VOCs（挥发性有机物）等组分，其中总烃含量可达1.0×106mg/m3，硫化氢浓度可达1.5×105mg/m3，有机硫化物浓度可达400mg/m3，苯系物浓度可达1.0×104mg/m3。工作人员长期活动在被这些物质污染的环境中，可能引发呼吸系统、消化系统、生殖系统等疾病，也可能引发机体病变甚至致癌；在短期污染严重时，还会使人产生明显的头晕、喉疼、恶心、呕吐等急性中毒症状。
储罐排放恶臭废气的处理有其特殊性，一是废气处理装置在净化废气时容易干扰储罐正常运行，如可能引起储罐的瘪罐或爆罐；二是储罐排放废气组成复杂，净化难度较大。
抚顺石油化工研究院从事炼油企业废气恶臭治理研究多年，2009年与金陵分公司联合开展研究，对金陵分公司酸性水罐区及污油罐和中间罐区的恶臭污染采用“罐顶废气减排－低温油品吸收－吸收脱硫”工艺进行了综合治理。罐顶废气减排措施包括建立罐顶气连通管网、控制来水温度等手段减少废气外排量，另外，采用氮封来控制酸性水罐内的氧浓度，达到罐区安全运行的目的。采取减排措施后，罐区的废气排放量大大减少。逸散的罐顶废气首先进入低温油品吸收塔进行回收油气和有机硫化物，然后通过脱硫反应器脱除硫化氢，最后直接排空。吸收油品选用一定馏程的柴油，通过热泵机组降温到0～15℃，吸收排放气中的油气，富吸收油再进热泵机组取热后去柴油加氢装置。脱硫反应器采用碱性吸收剂吸收脱除排放气中的硫化氢。经过处理，净化气中硫化氢平均浓度降到1.0mg/m3以下；有机硫化物（硫醇、硫醚、重有机硫组分总和）可降低到1.0mg/m3以下；油气浓度降到25g/m3以下，每年可回收油品400～500t。本技术同时实现了恶臭治理和资源回收，达到了经济和社会效益双赢。 2 低温油品储罐呼吸气综合治理及回收技术 2.1 罐顶废气减排 在储罐区，可以采用的减排措施有建立来水脱气罐、来水缓冲-脱气罐；建立罐顶气连通管网，控制来水温度、罐内气体温度压力控制；建立可变容积集气柜，减少罐内气相空间体积；强太阳光反射涂料；合理控制排气速率等。
在金陵分公司，通过建立罐顶气连通管网、关闭备用罐气体连通管线、减少罐内气相空间、控制罐内来水温度等措施，达到降低废气排放量40%以上。 2.2 罐区安全运行措施
储罐区排放气的爆炸极限为1.1%～6.0%，通过增加氮气自带补充系统，可使罐区内气相中氧气浓度在10%以下。采用氮气保护可消除蒸汽饱和带来的瘪罐和爆罐的危险，同时避免了罐内FeS自燃的危险。 2.3 低温油品储罐呼吸气治理及回收工艺流程
废气从罐顶逸散出来后，首先通过低温吸收塔进行吸收，吸收剂采用一定馏程范围的粗柴油或其他油品，吸收温度根据油品性质和废气性质进行设定，一般为0～15℃，在吸收塔内可回收90%以上的油气和净化99%以上的有机硫化物，然后废气经过脱硫反应器吸收废气中剩余的硫化氢；经过油品吸收后的废气总烃浓度小于25000mg/m3，再进入脱硫反应器脱除废气中剩余的硫化物，最终净化气中硫化氢浓度可低于1mg/m3，总有机硫化物浓度之和小于1mg/m3，最后净化气排空。
废气一次性通过油品吸收，选用一定馏程的馏分油，吸收后的富油品进入加氢或其他生产装置进一步加工。
经过上述工艺流程，废气中的大部分硫化氢和几乎全部的有机硫化物被油品吸收，吸收后的硫化物进入加氢装置，最终硫化物变为硫磺产品。进入油品中的总烃经过加工后成为可用的油品组分，进一步提高了企业的生产效益。 3 应用实例
本技术在金陵分公司酸性水储罐区、污油罐和油品中间罐区进行了应用，环保和经济效益显著。 3.1 罐区减排
为达到罐区减排目的，金陵分公司采取了一系列措施。包括：严格把关含硫污水来水温度、增加自动补氮系统及罐顶增加安全阀等；污油罐区增设了吹扫气冷凝系统，减少废气外排量；其他中间油品罐顶进行互通管道联通改造，增设自动补氮系统。 通过上述措施，极大地减少了罐区呼吸气泄漏量和逸散量，从而减少了污染物外排总量。 3.2 废气处理及回收
在金陵分公司酸性水储罐和污油罐及中间罐区分别采用低温油品吸收－脱硫综合治理装置进行废气治理和回收，均达到了理想的效果。
通过治理，上述罐区处理装置的排放气中，硫化氢和总有机硫化物浓度可分别小于1mg/m3，苯系物净化率在99%以上，油气浓度小于25g/m3。
通过治理，其中的酸性储罐年回收油气量约300吨以上，中间罐区年回收油气量200吨以上，经济效益显著。
第三篇：注水法处理液化石油气储罐泄漏事故
一、 引言
液化石油气在我国已广泛使用，因液化石油气贮罐泄漏而造成的事故曾多次发生，有的甚至引发了恶性爆炸事故，造成了巨大的财产损失和人员伤亡。因此分析液化石油气贮罐泄漏特点并研究相应的对策是非常有必要的。液化石油气储存系统中出现泄漏的部位不同，则泄漏物的状态、泄漏速度以及泄漏点对罐区构成的威胁各不相同，发生火灾爆炸的危险性大小也不一样。因此，有必要对液化石油气储存系统中可能出现泄漏的不同情况及其危险性特性进行分析，并讨论相应的对策。
二、储罐可能出现泄漏的不同部位及危险性分析
液化石油气储罐的接管有液相进口、气相进口、液相出口、气相出口、排污口、放散口以及人孔等。由于集中应力的作用，各种接口、焊缝处较容易出现泄漏;液化石油气储存系统中蒸气压高，液化石油气对法兰橡胶密封件的溶胀性强，因此法兰处较容易出现泄漏;液化气中含有一定量的水分，长期贮存时，水分会逐渐积累下沉，积聚在储罐的下部。罐越大，时间越长，积聚量越大。在罐底水层的作用下，罐底及罐底阀件的腐蚀比其它部位严重，容易出现泄漏。
(一)管道或法兰泄漏
管道或法兰出现泄漏点时，液化气的泄漏速度较慢，泄漏或燃烧点离罐体远，危险性较小。停止输送气体，慢慢关闭泄漏点相邻部位的阀门，即可切断泄漏源排除危险。如果相邻阀门不能关紧，为防止泄漏点周围形成爆炸性混合气体而产生危险，还可以暂时主动点燃液化气，让其稳定燃烧，等必要的抢险措施都准备好后，再扑灭火焰。
(二) 罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏
罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏时，泄漏物为气相液化气，泄漏量相对较小;抢险人员直接接触的是气体，冻伤的可能性较低。2000年7月15日，一辆满载9吨(准载8吨)液化气的槽车在途径四川省绵阳市宝成铁路桥洞时，由于车身超高，与桥洞顶部发生碰撞，槽车被卡在桥下，槽车顶部发生泄漏，对铁路线和旅客的安全构成了很大威胁。经消防官兵英勇奋战，强行堵漏成功。据悉，参加抢险的消防官兵当时虽未着防冻服装，却没有人员被冻伤。
(三) 罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏
无论是罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏，泄漏出的都是液体，泄漏速度快，泄漏量大，泄漏点处于罐区之内，危险性比前面谈到的两种情况都大。1998年3月5日，陕 西省西安市煤气公司液化气管理所内一个400m3球罐的根部阀门损坏，导致罐内液化气大量泄漏，引发了罐区的连续爆炸，造成11人死亡(事故中有7名消防官兵牺牲)，31人受伤。1979年12月18日，吉林市城建局煤气公司一个400m3的液化气罐的根部法兰泄漏，引起罐区连续爆炸，事故中死亡32人，受伤54人。1997年9月14日，印度石油公司彼雅卡炼油厂一个容积为12000m3的液化气罐的罐根管线接口泄漏，引发了附近三个同样大小的液化气储罐和12个石油罐爆炸，造成25人死亡。
罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门/法兰泄漏事故所具有的危险性主要体现在以下三个方面。
1、抢险救援的难度高
以上列举的液化气贮罐特大火灾爆炸事故中，泄漏部位都是在贮罐底部(或是紧邻罐底的第一个阀门和法兰，或是罐根管线接口)，抢险人员面临非常大的困难，因为这种情况下不能使用关闭阀门的方法直接切断泄漏源。当抢险人员强行堵漏时，由于罐体直径大、罐下障碍和揿，液化气泄漏压力大、流速快，难以实施堵漏作业;如果抢险人员皮肤直接接触到液态液化气，容易被冻伤，而且液化气还能造成人员中毒，堵漏作业往往被迫中断。
2、主动控制事故的可能性小
在储罐底部出现液相液化石油气泄漏时，不宜采用主动点燃液化气的方法。如果采用点燃法，形成的固定燃烧点离罐体很近，辐射热人使罐体温度上升，直接威胁罐体安全;而且一旦出现储罐底部泄漏，就会形成相当大的爆炸性气体区域，主动点火还有引起空间爆燃的可能。倒罐虽然可以减少泄漏罐内的贮量，但要以罐区其它储罐有足够的剩余容量为前提，而且在液相液化气被抽空之前，罐内压力不会降低，泄漏速度不会减缓，堵漏的难度不会降低。随着泄漏的继续，爆炸性混合气体的范围逐渐扩大，危险性不断增大。
3、发生爆炸性火灾的可能性大
由于气相液化气比同样条件下的空气重，不容易扩散，泄漏出的液相液化气气化后与空气形成的爆炸性混合物很容易达到爆炸浓度极限(2%～10%)，而液化气的最小引燃能量只有0.18 ～0.38mJ，很小的点量就能够将液化气爆炸性混合物点燃。液化气在泄漏时会产生高达数千伏的危险电压，从泄漏部位喷出的介质和容器都带有静电，其放电火花足以引燃液化气， 即使抢险时划定了禁火区，潜在的静电放电危险也不能保证不发生爆炸。如果混合气体发生爆炸，势必引起罐区连续爆炸而使事故失去控制。
由此可见，液化气储罐或紧临储罐的阀门、法兰等部位出现泄漏时，不仅难以控制，而且发生爆炸火灾的可能性更大，必须要采取适当的措施加以控制。
三、使用向罐内注水的方法抢险
当储罐底部发生泄漏时，利用液相液化气比水轻且与水不相溶的性质(液相液化气的比重是4 ℃时水的比重的0.5～0.6倍)，向储罐内注入一定数量的水，以便在罐内底部形成水垫层，使泄漏处外泄的是水而不是液化气，从而切断泄漏源，使火焰自动熄灭，然后再采取堵漏措施。这种利用水重于液化气的性质向储罐内注水而切断泄漏源或减少泄漏量的方法称为注水法。注水后，由于从泄漏部位喷出的是水而不是液化气，中毒、冻伤和燃烧爆炸的危险性均大大降低。而且注水作业可以在远离泄漏点的地方进行，更可保证抢险人员的安全。2001年2月26日，武汉市青山区115街的武汉市水泥厂液化气管道发生泄漏，就使用了注水的方法抢险并取得了成功。1998年3月5日西安液化气站于16日30分左右出现泄漏，发生爆炸是在18 时40分，其间有足够长的时间采取注水法抑制泄漏，但由于种种原因而坐失良机，以致最终导致惨剧的发生。 使用注水法处理泄漏事故应注意以下几个问题：
(一)注水法适用的对象
·泄漏物为不溶于水的有机物，且其密度小于水，泄漏部位是在储罐的底部或下部;
·泄漏物为不溶于水的有机物，且其密度大于水，泄漏部位是在储罐顶部或上部。
(二)泄漏部位的位置
必须确定泄漏部位是在储罐的底部、下部或与下部相邻的阀门或法兰。否则，水垫层高度难以达到泄漏点高度，不能切断泄漏源。
(三)液化气的温度
通过查看温度测量仪表，了解液化气的温度是否在50℃以下，因为液化气储罐的设计温度为50℃，注水作业应在其设计温度范围以内进行。而且所注水的温度应低于液相液化气的温度，否则，注入的水会对液化气有加热作用。
(四)注水量的控制
所注水的体积加上液相液化气的体积应小于储罐容积的90%，即：V1+V2<0.9V
其中V1为注入水的体积(m3);V2为原有液化气的液相体积(m3);V为贮罐的容积(m3)。《石油化工企业设计防火规范》第5.3.8条明确规定：液化烃储罐的储存系数不应大于0.9。当储罐适量充装时，储罐内压为液化气的饱和蒸气压，温度每上升10℃，饱和蒸气压上升0.2MPa，能够保证安全。液化气的体积膨胀系数约为水的10～16倍，且随温度的升高而增大，温度每升高10℃，体积膨胀3～4%。如果超装，气体空间过小，随着温度的升高，液相液化气很快就会充满罐体，若温度继续升高，罐体因束缚液相膨胀而承受的压强会迅速上升，温度每上升1℃，压力就会上升2～3MPa，只要温度上升3～5℃，内压就会超过8MPa的耐压极限并发生危险。
(五)泵房、配电房处可燃气的浓度
泵房、配电房等处的可燃气浓度应低于液化石油气的爆炸极限，以保证注水操作的顺利进行 。
四、一点建议
笔者在液化气储存单位进行防火检查时，发现液化石油气储存系统没有现成的管道可用于紧急情况下向罐内注水，这对注水法的实施非常不利。2001年1月17日8时16分，江苏省苏州市罗马磁砖有限公司一只储量100m3的储罐底部法兰垫圈老化出现泄漏，直接威胁罐区另一个同样容量储罐的安全。消防官兵经过一个小时的紧张战斗，堵漏基本成功，但由于罐内压力很高，仍有少量泄漏。抢险人员当时就想到使用注水法制止泄漏，但因为没有现成的管道和接口可用于注水，只好让特勤中队继续堵漏，同时设水枪驱散气体，并倒罐抽走泄漏罐内的液化气，直到17时罐区才化险为夷。但并不是所有的消防部队都有特勤中队、特勤装备和相应的处理恶性事故的能力，如果这起事故发生在消防装备稍差的地方，后果将不堪设想，如果储罐设有注水用的接口，抢险成功的胜算就大多了。目前实施的《石油化工企业设计防火规范》中没有对设置紧急情况下注水用管道和接口作出规定，建议下次修订时能予以考虑。
液化石油气是一种广泛应用于工业生产和居民日常生活的燃料，液化石油气从储罐中泄漏出来很容易与空气形成爆炸混合物。若在短时间内大量泄漏，可以在现场很大范围内形成液化气蒸气云，遇明火、静电或处置不慎打出火星，就会导致爆炸事故的发生。随着液化石油气使用范围的不断扩大和用量的不断加大，近年来较大的液化石油气泄漏、爆炸事故时有发生，对人民生命财产造成了极大的威胁。
一、 理化特性
液化石油气主要由丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等烃类介质组成，还含有少量H2S、CO、CO2等杂质，由石油加工过程产生的低碳分子烃类气体(裂解气)压缩而成。
外观与性状：无色气体或黄棕色油状液体, 有特殊臭味;闪点 -74℃;沸点从-0.5℃到-42℃;引燃温度 426～537℃;爆炸下限[%(V/V)]2.5;爆炸上限[%(V/V)]9.65;相对于空气的密度：1.5～2.0;不溶于水。
禁配物：强氧化剂、卤素。
二、 危险特性
危险性类别：第2.1类 易燃气体
1. 燃爆性质
极度易燃;
受热、遇明火或火花可引起燃烧;
与空气能形成爆炸性混合物;
蒸气比空气重，可沿地面扩散，蒸气扩散后遇火源着火回燃;
包装容器受热后可发生爆炸，破裂的钢瓶具有飞射危险。
2.健康危害
如没有防护，直接大量吸入有麻醉作用的液化石油气蒸气，可引起头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等;重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止;
不完全燃烧可导致一氧化碳中毒;
直接接触液体或其射流可引起冻伤。
3.环境危害
对环境有危害，对大气可造成污染，残液还可对土壤、水体造成污染。
三、 公众安全
首先拨打产品标签上的应急电话报警，若没有合适电话，可拨打国家化学事故应急响应专线0532-3889090;
蒸气沿地面扩散并易积存于低洼处(如污水沟、下水道等)，所以，要在上风处停留，切勿进入低洼处;
无关人员应立即撤离泄漏区至少100米;
疏散无关人员并建立警戒区，必要时应实施交通管制。
四、 个体防护
佩戴正压自给式呼吸器;
穿防静电隔热服。
五、 隔离
大泄漏：考虑至少隔离800米(以泄漏源为中心，半径800米的隔离区)。
火灾：火场内如有储罐、槽车或罐车，隔离1600米(以泄漏源为中心，半径1600米的隔离区)。
六、 应急行动
1.中毒处置
皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。
吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧;如呼吸停止，立即进行人工呼吸，并及时就医。
2.泄漏处置
(1)报警(119，120等)，并视泄漏量情况及时报告政府有关部门。
(2)建立警戒区。 立即根据地形、气象等，在距离泄漏点至少800米范围内实行全面戒严。划出警戒线，设立明显标志，以各种方式和手段通知警戒区内和周边人员迅速撤离，禁止一切车辆和无关人员进入警戒区。
(3)消除所有火种。立即在警戒区内停电、停火，灭绝一切可能引发火灾和爆炸的火种。进入危险区前用水枪将地面喷湿，以防止摩擦、撞击产生火花，作业时设备应确保接地。
(4)控制泄漏源。在保证安全的情况下堵漏或翻转容器，避免液体漏出。如管道破裂，可用木楔子、堵漏器堵漏或卡箍法堵漏，随后用高标号速冻水泥覆盖法暂时封堵。
(5)导流泄压。若各流程管线完好，可通过出液管线、排污管线，将液态烃导入紧急事故罐，或采用注水升浮法，将液化石油气界位抬高到泄漏部位以上。
(6)罐体掩护。从安全距离，利用带架水枪以开花的形式和固定式喷雾水枪对准罐壁和泄漏点喷射，以降低温度和可燃气体的浓度。
(7)控制蒸气云。 如可能，可以用锅炉车或蒸汽带对准泄漏点送气，用来冲散可燃气体;用中倍数泡沫或干粉覆盖泄漏的液相，减少液化气蒸发;用喷雾水(或强制通风)转移蒸气云飘逸的方向，使其在安全地方扩散掉。
(8)救援组织。调集医院救护队、警察、武警等现场待命。
(9)现场监测。随时用可燃气体检测仪监视检测警戒区内的气体浓度，人员随时做好撤离准备。
注意事项：禁止用水直接冲击泄漏物或泄漏源;防止泄漏物向下水道、通风系统和密闭性空间扩散;隔离警戒区直至液化石油气浓度达到爆炸下限25%以下方可撤除。
3.燃烧爆炸处置
灭火剂选择
小火：干粉、二氧化碳灭火器;
大火：水幕、雾状水。
(1)报警(119，120等)，并视现场情况及时报告政府有关部门。
(2)建立警戒区。 立即根据地形、气象等，在距离泄漏点至少1600米范围内实行全面戒严。划出警戒线，设立明显标志，以各种方式和手段通知警戒区内和周边人员迅速撤离，禁止一切车辆和无关人员进入警戒区。
(3)关阀断料，制止泄漏。
关阀断气： 若阀门未烧坏，可穿避火服，带着管钳，在水枪的掩护下，接近装置，关上阀门，断绝气源。
导流泄压： 若各流程管线完好，可通过出液管线、排污管线，将液态烃导入紧急事故罐，减少着火罐储量。
注水升浮：若泄漏发生在罐的底部或下部，利用已有或临时安装的管线向罐内注水，利用水与液化石油气的比重差，将液化石油气浮到裂口以上，使水从破裂口流出，再进行堵漏。为防止液化气从顶部安全阀排出，可以采取先倒液、再注水修复或边导液边注水。
(4)积极冷却，稳定燃烧，防止爆炸。组织足够的力量，将火势控制在一定范围内，用射流水冷却着火及邻近罐壁，并保护毗邻建筑物免受火势威胁，控制火势不再扩大蔓延。在未切断泄漏源的情况下，严禁熄灭已稳定燃烧的火焰。
干粉抑制法: 待温度降下之后，向稳定燃烧的火焰喷干粉，覆盖火焰，终止燃烧，达到灭火目的。
(5)救援组织。调集医院救护队、警察、武警等现场待命。
(6)现场监测。随时用可燃气体检测仪监视检测警戒区内的气体浓度
在球罐更新中应用HSE风险管理
HSE管理体系是石化行业一个新型的安全、环境与健康管理体系，它是通过事前进行风险分析，确定其自身活动可能发生的危害和后果，以便采取有效的防范手段和控制措施防止其发生，来减少可能引起的人员伤害、财产损失和环境污染的有效管理方式。危害识别、风险评价以及风险控制是HSE管理体系的核心，风险管理也是HSE管理体系的基本要素。它是首先确定活动、产品、服务中可能发生或曾经发生过的危险，并对这些危险进行评价和分析，从而采取有效的防范手段和消减措施，防止事故发生，以减少可能引起的人员伤害、财产损失的有效管理模式。
中石化广州石化分公司(以下简称“广州石化”)6#液态烃球罐区，用于液化气储存的G601#~608#罐均为1976年建造的容积1000m3球罐，受当年制造水平、质量标准和检测标准所限，这8台罐先天就存在许多缺陷。如今，国家对压力容器的管理要求越来越高，检测标准也越来越严格，所以球罐的检测周期也越来越短，以至球罐检修由原来的5～6年一修缩短到2～3年一修，甚至是一年一修。根据设计规范，液态烃类球罐的使用寿命是20年，而现有的8台球罐已运行26年，已是“超期服役”。加之近年来广州石化所加工的原油其含硫量偏高，进罐区的液化气其H2S含量时有超标现象，更加重对球罐的腐蚀，可谓“雪上加霜”。在球罐检修中，技术人员发现罐内裂纹增多、裂纹加长加深，严重威胁罐区的安全生产。2003年，该8台球罐拆除更新项目，共投资达4000万元，被列入中石化股份公司级重大隐患治理项目开始整改。该工程是广州石化今年来“边生产边施工工程”(以下简称“双边工程”)最大项目，该项目施工存在生产与施工深度交叉;时间跨度大，从2003年至2005年;节假日及夜间都要进行施工;作业周边区域易燃易爆物料多;周围高压容器众多;施工场地狭小;施工作业危险程度高;施工人员多、任务重、时间紧等诸多特点，如果安全管理不到位，极易发生火灾、爆炸、中毒等各类事故，在这种情况下，采取什么措施防止事故的发生?风险管理正是我们所要寻求的方法。它比较科学、系统地规范了施工过程中需要人们遵循执行的安全行为，并为如何消除施工过程中可能发生的各类风险提供了理论依据和指南。为此，结合罐区施工实际情况和认真落实广州石化安环部制定的《施工项目HSE管理指引》，期望通过在施工作业中全面落实HSE管理体系的各项要求，进一步规范施工作业及管理，认真开展HSE风险管理，达到无伤害、无事故、无污染的风险管理目标，实现“安全文明”施工，保障正常生产。
广州石化6#液态烃球罐区西侧和北侧分别是火车装油台和成品油罐区，该罐区占地面积约44000m2，罐区内建筑面积13035m2。罐区内分6个罐组，共有大小24台球罐，主要储存液化石油气、精丙烯、正丁烷和丙丁烷等易燃、易爆、易扩散的液态烃产品。该罐区总库容20200m3，月平均收付量达25000m3，是炼油企业火灾爆炸危险程度最高的区域之一，属广州石化一级重点生产要害部位。
液化石油气、精丙烯、正丁烷和丙丁烷等易燃、易爆、易扩散的液态烃产品，为了储存、输送之便，这些物质必须在常压下降低温度或常温下增加压力，变成液体。常温常压下，其爆炸极限均小于10%，属于易燃气体，与空气能够形成爆炸性混合物，遇热源和明火有着火爆炸危险，是甲A类火灾危险物质。在这种背景下，该区域的安全工作就显得尤为重要，稍有疏忽，就有可能酿成重大恶性火灾爆炸事故，殃及广州石化及周边地区的安全。
HSE风险管理实施过程
1.确立球罐更新施工风险点
要想做好对施工项目的安全管理，首要的一项工作就是分析项目在施工过程可能出现什么样的事故，对可能造成事故的隐患进行评价，然后对这些危险源有针对性的制定消减计划。危害识别、风险评价一直是工作中的薄弱环节，为此，特别加强做好这方面的工作，根据HSE管理体系中危害识别和风险评价的要求以及广州石化《施工项目HSE管理指引》要求，在球罐隐患整改计划下达后，贮运部成立了隐患整改领导小组，明确组织机构和人员的责任，同时成立了由工艺员、设备员、安全员、电工、焊工、仪表工、起重工、架子工以及射线探伤等人员组成的风险评估小组，共同进行讨论，在危害识别和风险评价过程中，对那些危害程度高、发生频繁、超出人们心理承受能力的风险进行重点评价，从物理性、化学性、生物性、行为性及生理、心理性常见危险因素及有害因素多方面考虑，将整个施工过程中可能出现的不安全因素、危害因素，一一列举出来。如物料泄漏着火、爆炸、中毒、触电、高空坠落、高空坠物、防火墙倒塌、损坏设备、机械伤害、交通事故、射线误探等。并逐个进行危险性分析，列出可能的风险点，如高处作业危险性分析，就从施工人员的危险性、施工作业环境的危险性、施工设备材料的危险性、施工管理的危险性、高处施工作业应急管理等5方面列出22个风险点。通过评估，最后从46个施工子项目中共确立了252个风险点，并公布在6#罐区中央控制室，提醒有关人员注意。
2.制定风险防范和消减措施
按照不同的施工类型选择合适的危害识别和风险评价方法，开展风险评价，对施工内容和涉及的范围进行风险评估，针对危险点制定相应的HSE技术措施和HSE管理措施，保护作业人员、设备、环境等，同时制定施工HSE总体方案。通过运用隐患评估(LSR)、工作危害分析(JHA)、安全检查表(SCL)、预危害分析(PHA)等多种危害识别和风险评价法，针对可能发生物料泄漏着火、爆炸、中毒、触电、高空坠落、高空坠物、防火墙倒塌、损坏设备、机械伤害、交通事故、射线误探等事故、通过改进工艺、制定预防措施，完善规章制度等来降低和消减风险，把风险控制在尽可能低的程度，使之达到可以接受的程度。根据施工过程各种具体的施工作业和对作业各环节、步骤进行的风险危害评估情况，都制定了非常详细的风险防范和消减措施，共制定了96项HSE应对措施。
如在隔离及防火防爆方面，制定了以下措施：
(1)彻底置换措施。为确保球罐及其附件、管线内介质置换彻底，达到安全动火条件，制定严密的工艺处理方案并按要求进行审批，同时严格按照工艺处理方案对相关管线、球罐内液化石油气进行置换，要求进水至满罐，放完水后，用蒸汽对球罐进行不少于48h吹扫，直至设备内气体采样分析符合安全动火条件。
(2)搭设防火墙，要求东西两侧的防火墙高出球罐1m，南侧搭设3m高防火墙，防火墙的搭设严格按照《脚手架作业管理规定》(中石化广州机〔2002〕15号文)和贮运部球罐检修安全措施(ZSGZ-67-4700-02.17)及“双边工程”HSE管理规定中关于隔离的要求。
(3)盲板隔离，要求制定盲板图，盲板两侧都必须加垫片，盲板挂明显标志的盲板牌，盲板前阀门全部再加铁丝匝死。作业部每天必须对施工现场的盲板进行检查。
(4)现场下水井先用石棉布覆盖，上面再用沙土覆盖，最后用水泥封面进行隔绝，防止有毒有害、易燃易爆气体从下水道进入施工现场。
(5)施工现场周围在用工艺管线要用石棉布覆盖好，防止有火花飞溅在管线上。
(6)周围大气环境监测。对球罐区设备、设施重点进行监控、维护和保养，定期全面查漏，每周五上午，由岗位人员用肥皂液对球罐罐前、罐底、罐顶及液位计平台阀门、法兰进行认真查漏，发展泄漏，应立即上报并将查漏结果记录，确保罐区所有动、静密封点无一泄漏存在。现场周边装有4台固定式可燃气报警仪，现场专职安全监护人员携带1台便携式可燃气报警仪，随时对作业现场大气进行不间断监测。
(7)工艺安排好罐区脱水、采样、放空工作，罐区采样、脱水、放空等作业都安排在每天施工结束后，每次脱水、采样、放空后须进行动火施工时，必须重新进行采样分析。
(8)罐区操作人员必须把检修现场作为巡检点，严格按照巡检要求，每次巡检时必须按时认真对施工现场及周围管线设备进行检查，并做好记录，切实加强对周边球罐运行状况的控制。
(9)施工单位每天必须派人到6#罐区岗位操作室参加班组交接班，每天作业前与当班联系，并到岗位登记，及时通报施工内容和了解施工现场周围环境，确保罐区内无脱水、采样作业和异常现象。
此外，为保证整个8台球罐更新施工的顺利完成，还采取了一系列HSE管理措施，包括切实加强对施工人员、监护人员的安全教育、安全考试和持证上岗，将施工方案和安全措施贯彻到每一位相关人员，施工现场定置管理及现场告示牌要求，建立全时程安全检查制度和每日施工违章违纪曝光栏，对每天发现的问题及新情况及时处理以及制定应急预案和演练要求等。正是通过针对存在的危险因素和施工的实际情况，并逐一制定出非常详细的风险防范和消减措施，同时经过施工单位、监理单位、贮运部各专业组及机动部、安环部等职能部室人员的不断完善和层层审查审批，使得相关人员对施工存在的危险因素和制定的针对性措施都有了一个全面而深刻的认识。 3.落实风险防范和消减措施
当施工HSE总体方案、施工组织设计及风险防范和消减措施报有关领导审批通过后，对施工人员、岗位操作工及现场监护人员就相关风险因素，风险防范和消减措施及应急预案的要求，切实落实好每一项工作。包括进行安全技术交底;进行有针对性的培训;施工单位在施工现场设置专职安全技术人员;施工现场HSE告示牌及施工项目信息牌标准、醒目;现场张挂各种警示牌;施工单位按照规定为施工现场作业人员提供符合安全、卫生标准的安全防护用具，用品;施工过程中机具摆放整齐，位置画线，电线及其他使用的线规范、整齐排列;物料堆放整齐、标识明确;施工机具在每次工作前应进行检验确认施工机具的完好，要求机具进入施工现场前贴检验合格标识;施工人员每次作业前要填写“施工危害自我评估表”;监护人员每2个小时填写1次“施工过程监督检查表”;每次间歇重新作业前均需对作业点安全措施进行检查确认;车辆必须严格按规定线路行驶;司机必须随身携带车辆入装置证，进入前必须到6#罐区岗位登记，并获得当班签字许可后，方可进入等等。
在加强对施工现场和预制现场的施工机具、材料等的定置管理方面，从施工开始前，就严格要求，并不断持续改进，现场施工机具、材料等摆放不合要求不能开始施工。进入到施工现场，各种警示清楚明了;漏电保护配电箱、配线标准、规范、漏电保护器齐全，各脚手架都是钢管扣件式的，搭接间距合格，同时抓好每天作业完的清场工作，从而为施工提供了安全舒适的环境。
分公司领导、各职能部室及作业部领导高度重视施工现场安全，作业部切实落实好施工现场的安全管理，严把施工人员安全教育关，严把安全责任关、严把安全管理关，建立严格的现场管理、检查和考核制度，把对外来施工人员的管理作为一项重要的安全工作来抓，加强现场检查，及时纠正和制止不符合安全操作规程的行为。坚持施工现场的三级安全检查制度：(1)只要现场有施工作业，就有专职监护人员在现场监护，并记录施工和违章情况;(2)当班岗位人员现场巡检时应把施工点作为巡检内容之一，发现问题及时制止并报告。施工所在区域施工点设立巡检牌，作为外操作工和班长新增的巡检点，24小时巡检，并记录施工动态情况;(3)三大员每天巡检2次以上，区域主管及部里领导不定期检查，发现安全隐患和违章及时进行处理和严格考核。
随着施工的全面展开，广州石化落实好风险防范和消减措施，强化作业过程中的风险管理，逐一消除风险。从已完成更新投用的G605#、G606#及正在更新的G601#～G604#施工来看，认真开展HSE风险管理、取得较好的成绩，成为广州石化样板HSE施工现场达到无伤害、无事故、无污染的风险管理目标，施工过程中不安全行为明显减少，实现了“安全文明”施工，保障了罐区正常生产。
风险管理真正体现了“预防为主”的安全生产方针和HSE管理思想，广州石化正是通过开展风险管理，在施工前作了充分的准备工作，对可能的危险进行认真评估，采取了针对性很强的防范和消减措施，施工方案比较科学合理，安全施工制度严密，日常安全检查监督到位，施工过程中较好地保障了直接作业环节安全和罐区安全生产。
通过开展风险管理，总结出以下几点体会：
1.危害识别、风险评价是一个不间断的过程，要定期对所划分的评价单元进行危害识别与风险评估，不断补充完善识别和评价的内容，建立一套适合自身特点的评价机制。
2.要加强对相关评价人员风险评价知识的培训和学习，评价人员必须对评价方法非常熟悉，评价结果才真实、可靠。在评价过程中，要坚持实事求是，更要充分注重人的因素，努力把评价结果的准确性提高。要搞好风险管理必须一步一个脚印地做好培训、识别、评价、控制、应急、检查等各项工作。
3.要切实加强对监护人员、施工人员的安全教育和施工过程监控，将施工点作为一个重要的巡检点，有力地确保了施工安全。
4.除了施工组织者的精心组织外，更重要的是罐区现场安全管理人员高度的责任心和严格、科学的防范措施，只有正确地运用安全技术和措施，才能确保罐区动火施工的安全。
5.施工队伍切实和强自身的安全管理，对施工检修的全方位、我层次管理显得更为重要。从严、从重处罚施工过程中的一切违章行为，切实从根本上提高施工队伍的安全意识，使安全施工变为每个施工队伍的自身内在要求，这也是开展HSE管理工作，全面提高安全管理水平的基本要求。
6.对作业危害识别及风险评估，仍有遗漏，如防火墙及脚手架在施工期间，由于台风，发生倾斜，且应急预案中没有制定防台风预案。在施工进度和施工工序安排上，仍有不足，导致交叉作业较多，给施工安全带来威胁。当情况发生变化时，HSE管理没有及时进行跟进管理。在今后在作中，要不断进行认真总结，认真查找制度、措施、培训、检查等方面存在的问题，及时反馈，以此作为依据，重新修改风险管理，作为下一轮的依据，持续改进，不断充实和完善。
第四篇：液化石油气储罐操作规程及保养要求
液化石油气地上储罐安全操作规程
1.按国家规范和设计参数使用储罐，严禁超压，超液位使用; 2.严格按规定进行检验，不合格的储罐不能投入使用; 3.储罐的各种安全附件要按规定定期校验，确保能正常工作; 4.与储罐相连的常开阀门和常闭阀门要有明显标记;
5.储罐贮液量应严格控制在85%以内，液位计要有明显的限位标记; 5.发现储罐超装要及时倒罐;
6.每日定期检查储罐的压力、温度、液位，发现异常及时处理并汇报;
7.夏季气温达到35℃以上且储罐压力达到10kgf以上，必须开启喷淋降温;
8.冬季气温达到5℃以下，应每天对储罐进行排污排水检查和处理，防止冰堵。
倒罐安全操作规程
1.根据生产或检修工艺需要，首先检查倒入、倒出罐的压力、液位、温度等情况，确认无误后予以记录，方准倒罐;
2.确定出液罐出液量和接受罐进液量，并计算接收罐的接受容量能满足工艺和安全的需求，确定倒罐工艺;
3.操作程序为：开启进出罐液相阀门——调节气相阀门——开循环压缩机;
4.倒罐时，注意检查储罐压力和液位变化情况，随时复验计算，进液罐不得超过最高允许液面;
5.倒罐完毕后，停压缩机，关闭液相阀门，重新调整压缩机阀门; 6.认真填写操作记录。
液化石油气储罐的维护保养规程
1.日常保养
1.1每半月所有连接阀门启闭一次;
1.2冬季最低气温在5℃以下，每日排污、排水检查，其他季节新进一车气，次日排放一次;
1.3夏季气温达到35℃以上，且压力达到10kgf以上，开启喷淋降温;
1.4经常检查储罐外观防腐情况，发现有防腐破损的及时修复; 2.定期保养
2.1储罐安全阀每年校验一次; 2.2储罐压力表每半年校验一次; 2.3每年对储罐进行一次外部检验; 2.4每四年对储罐进行一次内外部检验。
第五篇：液化石油气储罐检验前准备及检验后恢复
液化石油气具有易燃易爆的特性，盛装液化石油气的储罐是重要特种设备，必须按照一 定的检验周期进行定期检验。《山东省特种设备安全监察条例》第二十四条规定：特种设备 的使用单位应当做好现场内外清理、介质置换、通风、降温、登高设施等现场检验检测前的 准备工作，并积极配合现场检验检测工作。检验检测机构应当在现场检验检测结束后立即与 使用者办理检验检测结束告知手续。由此可见液化石油气储罐的检验前准备及检验后恢复工 作均由受检单位负责进行。鉴于国内一些相关事故教训，因此只有程序清晰才能明确特种设 备检验机构、使用单位等相关方的法律责任，有利于检验工作的顺利进行，也便于使用单位及时接收设备投入使用。
1、检验前准备 检验前除编制检验方案、审查储罐有关技术资料外，其他准备工作应符合《压力容器定 期检验规则》(TSG R7001-2013,见最后一页)第十七条的规定。
1、检验前准备工作：
1.1 置换 将待检储罐内液化石油气的液相介质抽至其它储罐;确保安全时，将罐内气 体引至安全处用火炬燃烧(加水封)，直至表压为零;
1.2 注水 将水泵出水口接储罐排污管口，向储罐内注水，至上部放空管口溢出水为止; 储罐满水浸泡24 小时以上(有条件的可用蒸汽吹扫)，至内部残余液化石油气含量达到0.4% 以下;
1.3 打开上部人孔盖，拆卸安全阀进行校验。
1.4 排水 将罐内存水排尽，拆卸储罐下部所有一次阀门，用盲板法兰封堵管道接管口， 使在用系统与待检储罐完全隔离。然后拆下压力表、温度计进行校验。
1.5 清理 从人孔处用高压水枪冲刷储罐内壁，将储罐底部积存杂物从排污口处排出， 保持罐内湿润、自然通风;待确定人员能进入罐内后，用高压水枪冲刷储罐内壁，将积沉物 清出罐内并及时移出罐区至安全地点;
1.6 在储罐内打磨所有罐体对接焊缝及接管角焊缝，打磨宽度为焊缝及焊缝两侧各 100mm，打磨至露出金属光泽待检;
1.7.将所有一次阀门拆下移至罐区外清理、修磨。螺栓螺母用机油浸泡养护，板式液位 计冲洗清理干净。储罐接管法兰密封面清理干净。所有阀门需逐只进行耐压试验合格。清查 所有储罐附件，修理、更换损坏部分;并备足储罐需用金属缠绕垫片、四氟带、填料等物料;
1.8 按检验所需准备水源、24V、220V 电源并接至储罐附近(确保线路完好，配置漏电 保护器及插排等);对直径大于2m 的罐体需准备进罐扶梯、检验用脚踏木板，储罐内部照明 必须使用24V 以下电源。
特别指出：液化石油气储罐因制造日期不同，其法兰连接的密封面结构形式有所不同。 具体的规定为：1)、根据原国家质量技术监督局质技监局锅发[1999]154 号《压力容器安全 技术监察规程》第37条规定：设计盛装液化石油气的储存容器，使用法兰连接的第一个法 兰密封面，应采用高颈对焊法兰、金属缠绕垫片(带外环)和高强度螺栓组合。不得选用石 棉橡胶的垫片，平面或突面密封面法兰和低碳钢螺栓组合。2)、特种设备安全技术规范《固 定式压力容器安全技术监察规程》(第2 版)3.17(2)规定：盛装液化石油气、毒性程度为 极度和高度危害介质以及强渗透性中度危害介质的压力容器，其管法兰应当按照行业标准 HG/T20592—HG/T20635 系列标准的规定，至少应用高颈对焊法兰、带加强环的金属缠绕垫 片和专用级高强度螺栓组合。根据储罐的不同制造日期，检验前准备时若发现储罐结构不符 合以上规定，应要求使用单位采取措施，符合上述规定。
2、检验实施
检验人员确认现场条件符合检验工作要求后方可进行检验，并且执行使用单位有关动火、 用电、高空作业、罐内作业、安全防护、安全监护等规定。 根据《压力容器定期检验规则》(2013 版)，压力容器定期检验项目以宏观检查、壁厚测 定、表面缺陷检测、安全附件检验为主，必要时增加其他检验项目。 检验时使用单位应派出人员(其中一名电工)协助现场检验及其他相关工作。 检验过程发现的缺陷根据《压力容器定期检验规则》(2013 版)规定的原则进行处理。
3、检验后处理、恢复
检验工作完成后，检验机构应立即与使用单位进行检验结束交接，使用单位应对储罐进 行清理、置换(含氧量低于3%)或抽真空处理后方可充入液化石油气。
3.1 检验完成交接 定期检验工作完成后，检验机构应向使用单位反馈检验情况及结果，检验发现的重大安 全隐患应立即告知储罐使用单位，并立即向特种设备安全监察机构报告(填写《重大问题告 知表》)。储罐的修理执行特种设备安全技术规范《固定式压力容器安全技术监察规程》(第 版)的规定，受压元件的重大修理、改造应经监督检验合格。全部检验工作完成后，检验单位应填写《检验工作完成交接单》，经储罐使用单位负责人 签字确认，作为检验工作完成交接的见证。
3.2 置换可用以下方法：
3.2.1 水置换法：是用水做媒介进行液化石油气气相与空气置换的方法。进行置换时要 将被置换的储罐全部充满水，排净空气后关闭放气阀;然后从储罐最高位接通液化气的气相 管道，再从最低位排污管口向外排水;当储罐排出罐内1/5 的水时，应关闭与系统连接的气 相，用罐内余压将水全部排净，至从排污管口冒出液化石油气的气体为止(排污管口应按规 定接至安全地点)，立即关闭排污阀;水全部排净后，压力应不高于0.1MPa;在此压力下排 掉液位计、压力表、阀门底部的残余水分。置换结束后，可将储罐内升至正常工作压力，关 闭通气态液化气的阀门，观察正常无泄漏后，然后可以按充液操作程序进行充装。在用水置 换时，注意避免出现死角，若有存水冬季容易使管道阀门结冰、冻结，甚至冻坏管道阀门， 切忌水进入烃泵。冬季来临前应及时进行排污排水。
3.2.2 氮气置换法：是以氮气为媒介置换设备(系统)内空气的方法，用氮气置换时， 先将液相管路与氮气相通，向系统(储罐)内加入氮气，同时打开储罐上部放空阀，让气体 排出，约10 分钟后，关闭排空阀，使系统(储罐)内充气压力为0.2MPa 时关闭氮气源，保 持10 分钟，打开放散阀，排空至压力为零，再通入氮气升压，稳压后排出，依次重复操作， 直到取样分析系统(储罐)内含氧量为〈3% 为止。拆除氮气源，从气相管通入气态液化气， 待压力达到当时条件下的饱和蒸汽压时，停止充气，关闭气相阀，再按充液程序向储罐充装 液化石油气。
3.2.3 抽真空法：用抽真空法时，应先将系统上的压力表和安全阀的根阀关闭，使其与 待置换的系统隔离，并将储罐上的压力表换为真空表，作指示用。 将系统的液相管与真空 泵相接，注意切断与无关系统的连接，开启真空泵，进行抽真空操作，直至系统真空度达到要求时，停止抽气，关闭液相管上的阀门，从气相管向系统内充进气态液化气，并视进气情 况开启压力表根部阀，关闭真空表的根部阀，换成压力表后开启根部阀。待压力达到当时条 件下饱和蒸汽压时，关闭气相阀，再按充液操作程序向储罐内充装液化石油气，充液结束后， 应及时全部开启安全阀与储罐相连的截止阀。
以上的置换作业，切忌盲目操作，向系统充入气态液化气时，要随时注意检查有无漏气 现象，对出现的漏气应及时消除,同时须严格遵守各项安全操作规定，严格把握安全操作， 确保检验工作顺利进行。
第十七条 使用单位和相关的辅助单位，应当按照要求做好停机后的技术性处理和检验前的安余检查，确认现场条件符合检验工作要求，做好有关的准备工作。检验前，现场至少具备以下条件：
(一)影响检验的附属部件或者其他物体，按照检验要求进行清理或者拆除;
(二)为检验而搭设的脚手架、轻便梯等设施安全牢固(对离地面2m以上的脚手架设置安全护栏);
(三)需要进行检验的表筒，特别是腐蚀部位和可能产生裂纹缺陷的部位，彻底消理干净，露出金属本体;进行无损检测的表面达到JB/T4730 (承压设备无损检测》的有关要求;
(四)需要进入压力容器内部进行检验，将内部介质排放、清理干净，用盲板隔断所有液体、气体或者燕汽的来源，同时设置明显的隔离标志，禁止用关闭阀门代替盲板隔断;
(五)需要进入接装易燃、易爆、助燃、毒性或者窒息性介质的压力容器内部进行检验，必须进行置换、中和、消毒、清洗，取样分析，分析结果达到有关规范、标准规定;取样分析的间隔时间应当符合使用单位的有关规定;盛装易燃、易爆、助燃介质的，严禁用空气置换;
(六)人孔和检查孔打开后，必须消除可能滞留的易燃、易爆、有毒、有害气体和液体，压力容器内部空间的气体含氧放在18%至23%(体积比)之间;必要时，还需要配备通风、安全救护等设施;
(七)高源或者低温条件下运行的压力容器，按照操作规程的要求缓慢地降温或者升温，使之达到可以进行检验工作的程度，防止造成伤害;
(八)能够转动或者其中有可动部件的压力容器，必须锁住开关，固定牢靠;移动式压力容器检验时，采取有效措施防止移动;
(九)切断与尽力容器有关的电源，设置明显的安全警示标志;检验照明用电电压不得超过24V，引人压力容器内的电缆必须绝缘良好、接地可靠;
(十)需要现场进行射线检测时，隔离出透照区、设置警示标志。
检验时，使用单位压力容器安全管理人员、操作和维护等相关人员应当到场协助检验了作，及时提供有关资料，负责安全监护，并且设置可靠的联络方式。