系统软件设计岗位职责

系统软件设计职位信息:

嵌入式系统设计

软硬件开发工作

团队之间协助工作

职位要求:

熟悉C语言单片机开发,熟练掌握KIEL开发环境。

熟悉一般MCU的使用编程、如MSP430、C51等。

具有基本的模电和数电设计基础。

了解使用示波器、万用表等实验室仪器。

了解使用相关PCB软件。职位信息:

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篇2:加油站油气回收系统工程设计施工验收规定

1?总则

1.1编制原则

为保证加油站油气回收工程项目统一标准、规范施工、安全可靠,便于监督、验收、结算,特制定本规定。

1.2实施范围

本规定适用于中国石化吉林石油分公司所属加油站油气回收工程的实施。

1.3编制依据

1)《油气回收系统工程技术导则加油站篇》(送审稿)

2)《汽车加油加气站设计与施工规范》(GB50156---20**)

3)《加油站大气污染物排放标准》(GB20952---2007)

4)《现场设备、工业管道焊接工程施工验收规范》(GB50236---98)

5)《石油化工有毒介质管道工程施工及验收规范》(SH3501---20**)

1.4项目说明

加油站油气回收项目是独立工程项目,需要单独设计、单独结算、单独进行验收。

2?油气回收系统设计

2.1设计单位

加油站油气回收系统工程设计由具有压力管道(GC2)和石油化工工程设计资质的单位承担。

2.2设计压力

加油站油品管道设计压力为0.6MPa;气体管道设计压力为0.13Mpa;机械呼吸阀工作压力范围:正压(2000-3000Pa)负压(1500-2000Pa);汽油加油枪的气液比设定在1.05-1.1范围内;加油枪软管拉断阀,分离压力为400-600N。

2.3管道规格

卸油汽油回收管道公称直径为DN80;卸油通气管道公称直径DN50;加油油气回收管道支管公称直径为DN40,主管道公称直径为DN100;油气处理装置的管道公称直径为DN50;加油检测接口公称直径为DN25;油气排放检测管道公称直径为DN25。

2.4管道敷设

油气回收系统的管道埋地部分均采用直埋,埋地深度为-500mm,管道周围回填200mm细沙,其余用素土回填夯实。

管线采用大小头连接时,立管连接可采用同心大小头,水平管连接应采用管底取齐的偏心大小头。

2.5管道坡度

油气回收系统管线均坡向油罐,加油油气回收管道坡度不小于1%,其余管道的坡度不小于2‰。

2.6通气管、排气管

油罐通气管、油气处理装置排气管安装高度均为4米,与站内围墙的最小距离为2米;沿建筑物(如站房、罩棚)的墙(柱)向上敷设的通气管管口,应高出建筑物的顶面1.5米,汽油油罐通气管上端须安装机械呼吸阀。

2.7通气管阀门

安装在地上的油罐通气管上的阀门,安装高度为1.3米,安装在地下的油罐通气管上的阀门应避开跑道,并放置阀门井。油罐处理装置排气管的上端安装阻火通气罩。

2.8检测孔

油气排放处理装置的排气管上须安装检测孔,检测孔公称直径为DN25mm,安装高度距地面1.30米。

加油系统须安装液阻检测或密闭性检测接口,检测孔直径为DN25mm,安装在加油机底盆(油气回收立管上)。

2.9连通软管选取

卸油连通软管、油气回收连通软管,应采用电阻率不大于108Ω/m的耐油软管。

2.10系统检测

系统安装完成后(或投入前)应进行下列检测:

1)依据GB20952-2007附录A,对汽油加油机至埋地油罐的地下油气回收管道进行液阻检测。

2)依据GB20952-2007附录B,对油气回收系统进行密闭性检测。

3)依据GB20952-2007附录C,对带油气回收功能的加油枪进行气液比检测。

3?材料及设备选用

3.1油气回收管道

3.1.1管道(除加油机内)的材料选用无缝钢管,材质为20#钢,执行标准GB/T8163--1999。

3.1.2加油机内至加油机底部的连接管均为铜管。

3.1.3管道规格114×5.0,89×5.0,48×4.0,?10×1.0?(铜管)

3.2穿线管

电力电缆和仪表电缆穿线管均采用镀锌钢管,电力电缆穿线管选用C25;仪表电缆穿线管选用C20,管壁厚度不小于2mm。

3.3配件

3.3.1加油枪、加油管、拉断阀选用中石化股份有限公司统一招标确定的供货单位,并由建设单位统一采购。

3.3.2呼吸阀选用H×F-IZ型全天侯阻火呼吸阀。

3.3.3通气罩选用STZ-DN80。

3.3.4油气回收接头选用铝制A型DN50或DN80。

3.3.5量油孔选用带锁侧开式量油孔

3.3.6凝液罐井盖(在车道下)选用树脂材料?800mm,凝液罐井盖不在车道下的可自行(焊接)钢制材料。

3.3.7法兰选用凸面对焊钢制法兰(GB/T91151-20**)。

3.3.8法兰垫片选用耐油橡胶石棉垫片(GB/T9126.2-88)PN1.6MPa。

3.3.9埋地管线防腐材料采用BL-10胶带加强级防腐型

3.4设备

油气回收处理设备、油气回收加油机真空泵等设备在中石化统一招投标后中标厂家中选择,由建设单位统一采购。

3.5材质单、合格证

油气回收系统工程所使用的设备、材料必须有合格证和材质单,由施工单位整理保存,项目验收前一并交予建设单位。

4?油气回收系统施工

4.1一般要求

4.1.1加油站油气回收系统工程施工与安装由具有压力管道(GC2)施工资质的单位承担。

4.1.2焊接压力管道的焊工,应按《锅炉压力容器压力管道焊工考试与管理规则》进行考试,取得焊工合格证。

4.1.3加油站油气回收系统施工按设计文件及工艺设备电气仪表的产品使用说明书进行,如需修改设计或材料代用,应有原设计单位变更设计的书面文件或经原设计单位同意的设计变更书面文件。

4.1.4施工前建设单位、设计单位对施工单位进行设计和技术交底,以及安全施工教育。

4.1.5施工单位编制施工方案,施工方案包括以下内容:

1)工程概况

2)施工部署

3)施工进度计划

4)主要的施工方法和质量标准

5)质量保证措施和安全保证措施;

6)施工记录

4.1.6施工用机械设备应该安全可靠,计量器具在有效检定期内

4.1.7加油站油气回收系统应做好施工记录,隐蔽工程施工部位应以照片形式存档。

4.2土建工程

4.2.1混凝土路面一般开挖宽度为(作业面除外)为350-500MM,深度大于500MM。

4.2.2开挖混凝土地面首先采用开缝机开缝,手动机械开凿,人工清理,一般地面以及混凝土以下的部分土层均采用人工开挖,以避免破坏地下的油水管线或电缆通信线路。

4.2.3开挖地面达到要求深度后应将地基找平夯实

4.2.4油管、电线缆管沟及地面恢复

1)管线、电缆回填,一般为四层,第一层沙层,第二为素土层,第三层为垫层,第四层为面层。

2)沙层的厚度为200MM,采用一般为黄沙;素土层为细土、厚度根据实际工程量;垫层采用三七灰土或土石屑厚度为300MM;混凝土地面选用C25,厚度250MM,其余地面按原材料铺设。

3)回填时采用人工和机械分步,每步不大于200MM,混凝土采用震捣夯实。

4.2.5拆挖油罐挡土墙,油罐罐井应减少作业量和破损量,管线敷设完成后,应该恢复完好。

4.2.6设备基础、罐井、阀门等按图施工,符合设计要求。

4.3管道工程

4.3.1管道焊接

管道焊缝外观应成型良好,与母材圆滑过度,宽度以每侧盖过坡口2mm为宜,焊接接头表面质量应符合下列要求:

1)不得有裂纹、未熔合、夹渣、飞溅存在。

2)管道焊缝咬肉深度不应大于0.5mm,连续咬肉长度不大于100mm,且焊缝两侧咬肉总长不应大于焊缝全长的10%。

3)焊缝表面不得低于管道表面,焊缝余高不应大于2mm。

4.3.2管道防腐

管道采用电动砂轮和手工除锈达到二级,地上管道均刷铁红底漆两遍,面漆两遍;埋地工艺管道的外表面采用BL-10胶带加强级防腐。

4.3.3管道试压及气密性

管道安装完毕后,应进行试压及气密性,管道采用气压试验压力为0.5Mpa稳压30分钟不降压、不变形,在焊口周围涂抹发泡济,不泄露为合格

4.3.4管道坡度

为确保管道坡度达到1%,不小于2‰,应每2米对管道进行一次检验,并做好记录。

4.3.5管道的吹扫

管道系统试压合格后,应用空气进行吹扫,并应符合下列规定:

1)不参与冲洗或吹扫的设备应隔离。

2)吹扫压力不得超过设备和管道系统的设计压力,空气流速不得小于20m/s.

3)空气吹风时,应在排出口设白色油漆靶检查,以5min内靶上无铁锈及其他杂物颗粒为合格。

4.4电气施工

4.4.1油气回收装置控制器由油气成套设备厂家提供。

4.4.2新增油气回收设备控制箱的电源由原配电柜引来,电源线为VV-5*4,

电缆均穿镀锌钢管埋地敷设。

4.4.3导线盒内不许存在接线头,设备与钢管,管路与电气设备连接困难处应装设防爆挠性连接管。

4.5安全施工

4.5.1施工单位现场负责人和加油站站长为施工现场第一安全责任人,共同对施工安全负责。

4.5.2在临时用电、动火、破土作业前,必须办理相关作业票,根据作业票的要求落实防护措施。

4.5.3用电人必须持证上岗,严禁无证人员实施用电作业。

4.5.4电气线路的敷设、设备设施的安装及日常检维修作业时,必须指定专人进行监护。

4.5.5必须保障各种电气线路和设备设施的完整性、规范性和安全性,做到“一机一闸一保护”,并定期指定专人进行检查。

4.5.6严格控制大功率电器的使用,禁止大负荷长时间使用电器设备。

4.5.7严格落实各项安全措施和防护器具的使用。

4.5.8遇雷雨天气停止用电作业。

4.6施工周期

施工周期以施工单位进场时刻至完工计算均为7天。

5?油气回收工程项目验收

油气回收工程项目的验收分为分步验收和整体验收,分步验收是指施工过程中每个环节的验收;整体验收是指油气回收系统全部安装完成后,对整个系统的验收。

5.1分步验收

分步验收主要由现场管理人员(加油站站长)、监理根据施工的进展,按施工的要求进行验收,并签字。如管道的试压、焊接、防腐,管沟回填、夯实,特别是隐蔽工程。

5.2整体验收

整体验收由市环保局组织市有关部门对加油站油气回收系统进行验收。

在整体验收前公司油气回收项目领导小组组织有关人员对已安装完成的加油站进行系统测试,做初验收。

在工程整体验收前,施工单位应提交整个工程的竣工资料(包括竣工图)。

篇3:油品储运系统设计规定

1?总则

1.1?适用范围

1.1.1?本规定适用于石油化工企业新建的原油、原料油和成品油系统,以及上述系统的调合和加热工艺设计。扩建和改建部分设计可参照执行。

1.1.2?本规定不适用于厂外输油管道、码头、油库和油品装卸系统的设计。

1.2?引用标准

使用本规定时,尚应符合下列现行标准:

?a)?SHJ7-88?《石油化工企业储运系统罐区设计规范》

?b)?SHJ14-90?《石油化工企业储运系统泵房设计规范》

c)?SYJ1024-83?《炼油厂全厂性工艺及热力管线设计技术规定》

1.3?替代标准

本规定代替下列规定:

a)?BA5-2-1-93?《油品系统一般规定》

b)?BA5-2-2-93?《原油系统设计规定》

c)?BA5-2-3-93?《原料油系统设计规定》

d)?BA5-2-4-93?《成品油系统设计规定》

e)?BA5-2-5-93?《油品调合设计规定》

f)?BA5-2-6-93?《储罐内油品加热设计规定》

2?油品系统设计原则

2.1?油品流程设计应满足全厂总工艺流程中不同加工方案的要求,并留有一定的灵活性。

2.2?建设项目需分期投产时,应统一规划油品流程,既应考虑工程总体的合理性,又应满足分期投产的要求。

2.3?油品流程设计应满足装置与储运系统的正常生产、装置开停工和事故处理的要求。

2.4?油品流程应在满足生产要求的前提下,力求简化,减少周转。有条件时尽可能采用装置之间直接进料、装置自抽进料和管道调合直接出厂等。

2.5?油品输送设计中应充分利用地形以减少能耗。

2.6?油品流程设计应保证各种中间原料和产品在输送过程中,不致因油品的混合而影响质量。

2.7?油品储运系统的计量原则如下:

2.7.1?原油管输及水运进厂宜采用流量计计量,铁路罐车进厂宜采用油罐计量,汽车罐车进厂宜采用汽车?计量。原油自原油罐区进常减压蒸馏装置加工,储运系统可采用油罐计量。

2.7.2?装置之间直接进料时,系统管道上不设计量仪表。由储运系统罐区供料时,罐区可采用油罐计量。

2.7.3?两套或两套以上的装置(各装置内分别设有流量计)将原料油送至储运系统罐区,供一套装置加工且无一定比例要求时,储运系统不考虑分别对每套供料装置所供给的原料油进行计量。

2.7.4?若装置送出的组分油通过管道或同时进罐直接混对为成品油时,储运系统可采用流量计计量。设有组分罐的油品,组分油可在油罐中计量。

2.7.5?成品油管输、水运及铁路罐车出厂宜采用流量计计量,汽车罐车出厂宜采用流量计或汽车?计量。

2.7.6?各种计量仪表的精度应符合现行的《炼油厂计量管理和器具配备暂行规定》的要求。

2.8?储运系统罐区的工艺流程,应根据工艺要求满足进罐、出料、倒罐、调合及抽罐底油等作业的需要。

2.9?出装置油料进储运系统储罐的温度应符合下列要求:

2.9.1?一般油品进罐温度应小于或等于95℃。

2.9.2?热油进罐,油温控制在120℃至200℃。

2.10?当油品储运系统自动化水平有要求或选用大于、等于DN350的闸阀时,可选用气动阀或电动阀。

2.11?装置自抽进料时,若处理原料为多种组分,储运系统应根据工艺要求设置调合系统。

2.12?具有两个或两个以上储罐的系统应考虑倒罐作业。倒罐作业用泵宜与油品输送、调合等作业用泵统一考虑,不宜设置大流量的专用倒罐泵。当原料由装置自抽进料,供装置自抽进料的原料罐区内需设置专用倒罐泵时,其泵流量不宜大于抽料泵的流量。

2.13?储罐区宜设置移动式的清罐泵

2.14?储运系统自动化设计,应能保证油品质量、合理使用调合组分、降低油??损耗、减少能耗、减少岗位定员和事故。

2.15油品系统应按照全厂总工艺流程的装置组成、加工方案、原油品种和产品的种类及规格划分系统、进行工艺计算。

2.16?油品储罐的容量设计要求如下:

2.16.1?储罐总容量按下式计算:

?(2.16.1)

式中?V------储罐总容量,m3;

要求每种规格储罐的实际容积与它的个数乘积的总和,应大于或等于储罐总容量。

G------油品计算的日储量,m3/天;

N------储存天数;

F------储罐储存系数;

2.16.2?原油和原料油每个储罐的储存容积,不宜少于一套装置正常操作时一天的处理量。

2.16.3?原油和其它物料水运进厂或成品油水运出厂时,其储罐的储存总容积,除应满足本标准2.16.1条要求的计算量外,还应满足一次卸船量或一次装船量的要求,二者中取其大者。

注:一次卸船量需考虑最大油轮载量,延期到达时间、提前到达时间、卸油时间、整理时间、准备时间和最小储备等所需的储存容量。一次装船量可参考上述要求确定。

2.16.4?计算日储量时的年操作天数按下列原则确定:

?a)?原油和原料油应按相应装置的设计年开工天数计算。

?b)?全年连续生产的产品宜取350天。分批或分季节生产的产品,宜按该产品装置设计的年生产天数计算。

2.17?油品系统所有管道的管径按经济流速计算,同时应符合下列要求:

2.17.1?控制油品流速的规定:

?a)可能产生静电起火的烃类液体,设计中应控制其灌装速度;油品在输送过程中需经过精密过滤器时,则过滤器与灌装点之间的管道长度,应保证至少有30秒钟的缓和时间或采用其它消除静电的措施。

?b)?凡有可能产生水击现象的管道,应按《防止水击的控制流速》计算方法进行核算。当不可避免时,应设压力缓冲器。

?c)?为防止固体颗粒或催化剂粉末沉积于管内(如催化油浆输送管道),管内流速应大于0.9米/秒。

2.17.2?在储罐与泵之间的相对标高、泵吸入距离和输送流量确定后,离心油泵吸入管径的确定,应保证输送系统的有效汽蚀余量大于泵所需要的汽蚀余量。

对于输送流量大且粘度较高的油品,应对输送管径与油品输送温度二者进行技术经济比较,确定合理的输送管径及油品输送温度,使油品加热的蒸汽耗量及管径最经济合理。

2.17.3?油品管道调合或泵循环调合系统,应按调合量最大时的允许压力降计算调合总管或循环进罐管道的直径。

2.17.4?重力自流输送油品的管道,应按要求流量及允许压力降计算管径。

2.17.5?进出装置的油品管道,应与装置协商统一进行水力计算,力求装置内外管径一致。

3?原油系统设计规定

3.1?本系统包括原油罐区、原油泵房及进入原油罐区和常减压蒸馏装置(以下简称装置)的原油管道。

3.2?原油的计算日储量应为装置每操作日的进料量。

3.3?原油的储存天数按下表选用:

表3.3?原油储存天数选用表

进厂方式?说明?储存天数(天)?

长输管道?距油田较近的炼油厂?5-7?

铁路罐车运输15?

水运?不包括远洋海运?15?

注:

①?炼油厂原油全部远洋运输进厂时,其储存天数,近期宜按30天考虑,远期宜按60天考虑。

②?对于外资企业,储存天数可按业主要求确定。

③?水运进厂尚应满足一次卸船量的要求。

3.4?原油罐的个数可按下列要求确定:

34.1?一套装置加工一种原油时,宜设3~4个;加工多种原油时,每增加一种原油宜再增加2~3个;

3.4.2?两套装置加工同一种原油,原油罐统一布置时,宜不少于5个。

3.5?在下列情况下原油罐宜安装搅拌器:

3.5.1?为减少清罐作业提高油罐使用率;

3.5.2?当原油罐采用U型管加热器加热时;

3.5.3?要求罐内原油上下均质时;

3.6?原油通过长输管道进厂时,应根据需要设置停输时的处理设施。当设返输泵时,其流量应按最低输油量计算,扬程应满足输送至末站的压降要求。返输泵可不设备用泵。

3.7?原油长输管道进厂与厂内管道连接处应有绝缘法兰。进入原油罐前宜设置原油含水量分析仪。

4原料油系统设计规定

4.1?本系统包括各装置的原料油罐区、原料油泵房和进出装置的原料油管道。

4.2?原料油的计算日储量应为相应装置每操作日的进料量。

4.3?一套装置加工一种原料油时,其储存天数规定如下:

装置检修安排情况?储存天数

同时开、停工检修装置之间的原料油?2~4

联合装置内各部分之间的原料油?1~2

各联合装置之间的原料油?15~20*

分别开、停工检修装置之间的原料油7-15*

注*:不同装置的原料油储罐可互用时,储存天数宜取下限。

4.4?一套装置加工两种或两种以上的原料油时,其储存天数按下列原则确定:

4.4.1?燃料型加工装置,每种原料油的储存天数,应满足装置原料切换周期的要求。其油罐的总容量应符合本标准4.3条的规定。

4.4.2?润滑油加工装置

a)?各装置分别开、停工检修时,每种原料油的储存天数,应满足装置原料油切换周期的要求。油罐的总容量应符合本标准4.3条的规定。

b)?由两套工艺装置同时向一套工艺装置供料时,应按一套停工检修,一套正常供料的条件计算原料油罐的容量。

4.5?每个原料油罐的容量,不宜少于一套装置正常操作一天的处理量。

4.6?催化裂化原料油系统设计,应考虑下列工艺条件:

4.6.1?原料油为多组分时,储运系统应设置调合措施。对于残碳值较高的控制组分,应按工艺要求控制其调合比例。

4.6.2?原料油为单一组分,正常生产装置之间为直接热进料时,储运系统只考虑冷料进罐和供冷料的可能。

4.6.3?原料油罐的个数应满足沉降脱水、控制组分的储存及调合、分析、计量等作业的要求。通过罐区连续供料时,不宜少于5个。仅开停工由罐区供料时,不宜少于2个。

4.7?重整原料油系统设计应符合下列要求:

4.7.1?正常生产时装置之间直接进料,供料装置停工检修时由储运系统罐区供料,原料油罐宜不少于2个。由储运系统罐区供料时,宜设3~4个原料罐。

4.7.2?当装置处理多种原料油时,储运系统罐区应设置调合设施。

4.7.3?重整原料油罐应根据工艺需要设置氮封。

4.7.4?原料油罐区内,应根据工艺要求决定精制油罐的设置及容量。

4.8?加氢精制装置的原料油系统设计应符合下列要求:

4.8.1?加氢精制装置处理两种或两种以上原料油时,每种原料油宜设2~3个储罐。当几种原料油混合加工时,可共设3~4个罐;应有调合措施。

4.8.2?加氢精制原料油罐应根据工艺要求设置氮封。

4.9?重油加工装置的原料油系统可按下列要求设计(不包括重油催化裂化装置):

4.9.1?以减压渣油作为装置原料油时,若平时直接热进料,又是同时开、停工检修,其原料油罐的设置可与储运系统重油罐区统一考虑。

4.9.2?常减压蒸馏装置与重油加工装置分别开、停工检修时,一般设2个原料油罐,储罐总容量可与重油罐统一考虑。

4.9.3?重油加工装置为二期建设时,重油的储存及出厂设施,应在一期规划中结合其它罐的设置统一考虑。

4.10?氧化沥青装置的原料油应与装置协商采用直接热进料。

4.11?分子筛脱蜡装置的原料,为直馏灯用煤油及柴油馏份时,每种原料可设2个罐,并可互用。

4.12?润滑油加工装置的原料油系统应符合下列要求:

4.12.1?各加工装置分别开、停工检修,原料切换操作时,每种组分不宜少于2个罐。

4.12.2?同一种组分油,由于残炭值或加工深度不同时,应分别设罐,个数为1~2个。

4.12.3?在原料油罐的工艺流程设计中,可根据原料油的性质差异程度,考虑原料油罐互用的可能。

4.12.4?润滑油加工装置原料油切换操作时,进装置或罐区的原料管道,可根据原料性质差异程度合用管道。

4.13?蜡加工装置的原料油系统设计应符合下列要求:

4.13.1?不同种类(如石蜡与地蜡)或同一种类不同品种(如白蜡与黄蜡)的蜡料罐应分别设置。同一品种不同规格(指蜡熔点)的蜡料罐可互用。皂用蜡根据生产需要可单独设罐。

4.13.2?每种组分的蜡料罐宜设1~2个。废蜡罐宜设1个。需要调合的蜡料,系统应设置调合设施,并增设1~2个调合罐。

4.14?液化石油气加工装置的原料油系统设计应符合下列要求:

4.14.1?液化石油气加工装置原料油的储存天数,应与项目经理协商,宜按液化石油气加工装置与供料装置同时开、停工考虑。若分别开、停工时,应在可能的条件下统一规划,使原料油罐和液化石油气成品罐可以互用。

?4.14.2?液化石油气加工装置,原则上只设2个原料罐。每个罐的容积至少应满足加工装置每操作日的进料量。

4.15?其它装置的原料油系统设计可参照上述有关规定执行。

5?油品调合设计规定

5.1?本规定包括油品管道调合、罐式调合(包括罐侧向搅拌器搅拌调合及泵循环调合)的设计。

5.2?易挥发性油品和由于空气的氧化作用质量会受到影响的油品,严禁用压缩空气搅拌调合,其它油品不宜用压缩空气搅拌调合。

5.3?调合比例要求严格,调合比的变化在仪表量程控制范围以内,一次性批量较大的调合油品宜采用管道调合。

5.4?品种多、批量小的油品调合,宜选用适应性强、灵活方便的罐式调合。在罐式调合中,应经技术经济比较后,在搅拌器调合和泵循环调合方案中择优选用。

5.5?油品管道调合工艺设计应符合下列要求:

5.5.1?每种组分油或添加剂(包括复合添加剂或母液),在调合过程中应有能连续输送的设施,并有计量及质量监控设施。

5.5.2?调合速率的确定原则:

a)?最大调合速率应根据工厂的生产计划,以及调合器大小和储罐容量之间的经济性决定。一般应在8小时之内完成调合油品的日处理量。

b)?最小调合速率的确定,应尽可能使调合产品的流量计、各组分流量计和调节阀组不用双套,在保证产品质量的前提下,管道调合系统的设备数量应尽可能少,但调合速率的变化必须使总管及各组分管道上的仪表在量程控制范围之内,一般最大速率与最小速率之比应为3:1。

5.5.3?组分泵的选用,应满足各种调合速率及进入调合总管的压力要求。

5.5.4?添加剂泵可选用齿轮泵,当添加剂量小时宜用计量泵或比例泵。

5.5.5?有管道调合直接发运出厂的现实性和必要性时,对于船运出厂或长输管道出厂,设计中宜选用管道调合直接发运的方案。

5.5.6?采用装置馏出油直接管道调合时,应有下列措施:

a)?调合产品不宜直接出厂,宜进入成品罐。成品罐应考虑补充调合措施。

b)?馏出油管道上应设质量监测仪表。

c)?多余的组分油应有处置设施。

d)?一个装置停工检修时,应能及时改变调合方案或设罐储存。

e)?航空油料不应采用装置馏出口直接管道调合的方案。

5.5.7?调合总管上静态混合器的设置原则:

a)?轻质油品在调合总管中属湍流状态的可不设混合器。

b)?重质油品和润滑油在调合总管中属层流状态的宜设置混合器。

5.6?在泵加喷嘴循环调合的设计中,调合泵的选型,应满足《调合喷嘴计算》中流量及压头的要求;带调合喷嘴的进罐管道,必须与正常进油管道分别设置,不得互用。

5.7?在泵加静态混合器循环调合的设计中,调合泵的选型,应满足静态混合器对压头的要求。

6?成品油系统设计规定

6.1?本系统包括出装置的产品管道、成品油罐区及泵房和出厂管道的设计。

6.2?成品油罐区的设计原则:

6.2.1?成品油的储存天数按成品油储存天数选用表选用:

表6.2.1?成品油储存天数选用表

?

?管道输送?汽车罐车运输?火车罐车运输?水运?

汽油、柴油、灯用煤油?

?5~10?5~~7?10~~15?15~20?

重油(燃料油)?

?

航空汽油、芳烃溶剂油、喷气燃料、军用柴油、液体石蜡?

液化石油气?5~7?5~7?10~15?10~15?

润滑油类、电器用油类、液压油类?

注:

①?水运不包括远洋运输,有远洋运输时,则储存天数不宜少于30天。

②?对于外资企业,储存天数可根据业主需要适当加大。

③?水运出厂时储罐的容量尚应满足一次装船量的要求。

6.2.2?成品油罐的总容量,应包括组分罐、调合罐和成品罐的容量。

a)?成品油采用管道调合时,油罐的设计原则如下:

1)?成品油采用组分储存、管道调合、配质量分析控制仪表,直接管输或装船出厂的工艺流程时,

储罐的总容量宜大部分放在组分罐中,每种组分宜设2~3个罐,每个组分罐的容积,至少应满

足一次调合量的要求。成品罐的容量只考虑调合仪表启动时分析和事故时循环的要求。

2)?采用组分储存、管道调合、成品罐分析出厂的工艺流程时,组分罐的储量可相对小,每种组份

?可设2~3个罐,成品罐的储量至少应满足一次出厂量(不包括远洋运输出厂)的要求。

b)?汽、柴油储罐的设计原则如下:

1)?高辛烷值、高蒸汽压的汽油组分和低凝点柴油组分,每种组分宜设2个罐。

2)?只生产一种牌号的汽油或柴油,且各组分无调合比例要求或要求不严时,一般可不设组分罐,

其调合罐与成品罐之和一般不少于4个。

3)?同时生产多种牌号的汽油或柴油,每种组分宜设2个罐,每个组分罐的容积不超过1~2天的生

产量。成品罐和调合罐可互用,一种牌号油品的调合罐、成品罐不宜少于4个,每增加一种牌

号,应增加调合、成品罐2~3个。

c)?航空油料储罐的设计原则如下:

?1)?每种组份罐宜设2~3个。

2)?航空汽油空白(未加添加剂)调合罐与加添加剂调合罐,应分别设置。总个数不宜少于4个。

3)?喷气燃料成品罐宜设2~3个。

4)喷气燃料添加剂的添加种类、添加位置应与项目设计经理协商确定。

d)?下列油品每种产品宜设2个成品罐:溶剂油、灯用煤油、各种芳烃、液体石蜡、重柴油和液体沥青等。

?e)?军用柴油宜设3~4个罐。

?f)?重油(燃料油)罐的设计应符合下列要求:

1)?炼油厂只生产一种规格牌号的重油时,不宜少于3个罐。生产多种牌号重油时,各种牌号应分

别设罐,每种牌号不少于2个。

2)?储存温度为120℃~200℃的重油,应单独设罐,并应设扫线罐。

3)?工厂自用燃料油储罐宜设2个。

g)?润滑油成品罐的设计原则如下:

1)?每种组分罐的总容积,应根据装置生产中各组分的切换周期确定。同一组分其加工深度不同

?时,应分别设罐。

2)?润滑油的产品规格要求在组分罐进行空白(加添加剂前)分析,以控制灰分、残炭等指标时,

应另设调前分析罐。

3)?同时生产多种规格牌号的润滑油时,每种规格牌号的润滑油,宜设2个调合、成品罐。

4)?一类润滑油的调合、成品罐应专罐专用。

5)?二、三类润滑油的调合、成品罐,在不影响油品质量的前提下,可以互用。下列不加添加剂或

加同类添加剂的油品,其调合、成品罐可以互用:各种相邻牌号的机械油;车用机油与柴油机

油;35#电缆油、压缩机油、28#轧钢机油与钻井机油;车轴油、汽缸油与齿轮油。

h)?常温压力储存液化石油气储罐的设计原则如下:

1)?液化石油气储罐的储存压力,应根据全厂总工艺流程中的装置组成、液化石油气的储量,在常

温压力储存和降温压力储存等方案中,经技术经济比较后择优选用。

2)?化工原料与民用燃料的液化石油气宜分开设罐。

3)?每种成品的储罐不少于2个。

i)?沥青储罐不宜少于2个。

j)?轻重污油罐宜各设2个。

k)?催化裂化装置油浆宜设专罐,冷热油罐应分开设置。

l)?芳烃成品罐氮封的设置应与工艺装置协商确定。

6.3?成品油泵的设计应符合下列要求:

6.3.1?下列油品的泵必须专用:

a)?航空油料、专用柴油和芳烃;

b)?一类润滑油(按现行的《示油产品包装、储运及交货验收规则》划分);深度加工的特种润滑油。

6.3.2?严禁将输送含铅汽油的泵用于输送溶剂油。

注:油脂工业作抽提溶剂和医药工业用的溶剂油。

6.3.3?备用泵设置原则:

a)?管道连续输送出厂时,应设一台备用泵。

b)?间隙操作的泵,每天操作时间累计超过4~6小时,油品性质与其它油品差异较大,只有一台操作泵时,可设一台备用泵。

c)?在不影响油品质量的前提下,性质相近的两种油品可互为备用或共用一台备用泵。

d)?对于下列情况,宜选用两台或两台以上装车泵,不设备用泵:

1)?燃料油品每批装车辆数等于或超过半列车;

2)?润滑油每批装车辆数超过5辆车;

6.3.4?成品油泵的流量按下列要求确定:

a)?装船出厂时,输油泵的流量应根据油轮大小,净装油时间(见BA5-24-1-96)确定。

b)?装铁路罐车出厂时,按每批车净装油时间(见BA5-10-1-96)设计。

c)?装汽车罐车出厂时,按鹤管的额定装油量(见BA5-11-1-96)设计。

d)?多种作业的操作泵,应按主要作业的计算流量、压降选泵,可在机泵台数的选用上,兼顾多种作业的特点。

6.4?成品油管道的设计应符合下列要求:

6.4.1燃料油品

a)?每天调合及出厂作业在一次以上时,管道设计应同时满足组分进罐、调合及出厂等作业要求。每天调合及出厂作业在一次以下时,调合倒罐线和成品出厂线可合用。

b)?航空油料的调合倒罐线和成品出厂线应分别设置。

c)?单一组分的油品,成品油非连续出厂时,倒罐线和成品出厂线可合用。

6.4.2?润滑油

a)?润滑油产品管道的互用原则,应符合现行的《石油产品包装、储运及交货验收规则》的要求。

b)?自润滑油装置至组分油罐区的各种牌号组分油管道,在工艺流程设计中,性质相近的组分油管道宜考虑合用,并使其性质相近的组分油罐能互用。

c)?下列管道应分别设置:

1)?加添加剂与不加添加剂的油品管道;

2)?高灰分添加剂与低灰分添加剂的油品管道;

3)?间隔1天或2天调合、装车一次的油品,调合线与成品出厂线宜分别设置。2天以上调合、装车

一次的油品,调合线与成品出厂线可以合用。

6.4.3?航空油料自装置至罐区的进罐线上,应设置精密过滤器,航空油料和特种油料的成品出厂线,在进入灌装设施前应设置精密过滤器。

7?储罐内油品加热设计规定

7.1?本规定适用于储罐内油品在储存和输送过程中的加热设计。

7.2?储罐的加热器,应按《立式油罐加热器计算》、《金属浮顶油罐加热器计算》的要求进行设计计算。

7.3?下列情况应设置油品加热设施:

7.3.1?油品储存温度高于环境温度(历年一月份平均值温度),不加热无法维持油品储存温度时;

7.3.2?油品储存过程中因调合、脱水和输送生产操作的要求,需要加热升温时;

7.3.3?原油通过长输管道进厂,当炼厂原油罐区的原油需要返输时,应根据返输需要的油温设置加热设

备;

7.3.4?凡油品在储存期间不能维持操作所需要的温度时;

7.4?油品加热温度应按下列要求确定:

7.4.1?油品的最低储存温度,应比凝固点高10~15℃。原油的最高储存温度不得高于初馏点。

7.4.2?确定油品的输送温度时,应保证泵吸入操作能正常进行,并使油泵输油所耗功率与加热油品所耗能量之和最小。一般在输送温度下,油品的黏度宜小于60厘沱。

7.4.3?对于黏度较小的油品,在储存温度下能满足输送要求时,加热器按维持储存温度计算。

7.4.4?润滑油成品的加热温度,除考虑储存和输送要求外,应合理选择加热介质,防止温度过高造成油品内部添加剂分解和影响油品质量。

7.4.5?高黏度润滑油成品的加热温度,应满足调合操作的要求。

7.4.6?对于燃料油和常减压渣油,若要考虑油品在油罐中脱水和沉降杂质时,油品的加热温度宜是使油品黏度达到100厘沱时的温度,或略低于此温度。

7.4.7?石腊产品的液体储存、加热温度不得超过它的氧化变质的温度。

7.5?油品进罐温度应按下列要求确定:

7.5.1?原油为管道进厂时,管道终点温度即原油进罐温度一般不宜低于储存温度。

7.5.2?在装置换热流程许可的情况下,应适当提高装置产品进罐温度。并应符合下列要求:

a)?热油进罐时,其温度一般宜大于120℃,小于200℃,并应低于油品闪点15~20℃。

b)?油品进罐温度,最低应大于或等于油品的储存温度。

c)?冷罐操作时,油品进罐温度应低于或等于95℃。

7.6?加热器设置原则规定如下:

7.6.1?对于低黏度油品,在储存温度下即能满足输送要求,则仅在罐内设置维持储存温度的加热器。

7.6.2?若油品黏度较高,仅在罐内维持储存温度不能满足油品输送要求时,则罐内加热器宜按维持储存温度考虑,在罐出口设局部加热器或在出口管道上设换热器,将抽送油品升至需要的输送温度。

7.6.3?平时装置之间是直接热进料,罐内需储存小修事故用料时,油品进罐温度应控制在允许的最高进罐温度,罐内油品加热设施应按储存温度或输送温度设置加热器或采用热油置换的办法。

7.7?加热介质的选用原则如下:

7.7.1?选用加热介质时,应避免油品过热降质。

7.7.2?油品加热温度小于95℃时,一般宜采用小于或等于3公斤/厘米2蒸汽,并应尽可能利用装置产生的低压蒸汽。油品加热温度大于120℃时,一般宜采用等于或大于6公斤/厘米2蒸汽。

7.7.3?当全厂设有利用装置余热产生的热水系统时,若油品加热温度小于50℃,应尽可能优先采用热水作为加热介质。

7.7.4?当加热高温位油品,采用局部加热器和罐内加热器相结合的方案时,局部加热器若采用压力较高的蒸汽加热,宜将蒸汽分级使用。

7.8?油品加热设置温控的原则如下:

7.8.1?维持温度的油品加热器,宜设置温控,而需要升温的油品加热器应设置温控。

7.8.2?对于液体蜡、润滑油添加剂和润滑油产品,应设置温控。