《氨水、液氨罐组与装卸说明提消防》由会员分享，可在线阅读，更多相关《氨水、液氨罐组与装卸说明提消防（10页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、1概述2设讣依据23设讣原则24设计圉25设汁方案36流程说明37防腐、保温48自动控制89主要设备选型810主要消耗指标811 HSE 措施912执行的主要标准和规91概述1.1工艺部分描述氨水自装置吸氨器至氨水罐，氨水罐设豊4台80m3,直径3500mm,筒体总长9352mm；设置2台氨水装车泵42mVh,共2个鹤位，满足氨水上装和下卸功能。液氨罐设置3台，其中2台25亦贮氨器，1台50川氨水罐，液氨通过压缩机卸车分别 至3台液氨罐中，压缩机设置1开1备，卸车鹤位设置1个，以上满足卸液氨要求。液氨罐 中的液氨通过压缩机增压将其送至液化提纯工序及冻机系统，罐顶超压放空至装置中和罐或 液氨分离
2、器。1. 2平面布置描述液氨、氨水罐组属于年产60万吨食品添加剂级液体二氧化碳项U二氧化碳装置一部分， 液氨及氨水储罐布置装置的西南侧，占地约747nro本单元新建4台80 n氨水罐，2台25m3 做为贮氨器、1台50m3液氨耀(卧罐)。罐组介质火灾危险性均按乙A类设置新建罩棚一座，单元的 防火间距满足石汕化工企业设计防火规(GB50160-2008)的要求。液氨及氨水装卸区位于液氨、氨水罐组西侧，南侧为CO2罐组，北侧是预留空地，此装 卸区介质火灾危险性均按乙A类设置。新建装车罩棚一座，3个鹤位，单元的防火间距满足 石油化匸企业设计防火规(GB50160-2008)的要求。2设计依据2.1改
3、项LI项U可行性研究报告及可研报告批复；2. 2改项目设计委托书；2. 3工程设计基础资料；2.4改项I提供的基础设计相关资料；2. 5相关的会议纪要。3设计原则3. 1严格执行国家、行业的有关规定、标准、规和法律。3.2根据全厂总流程、物料平衡以及原料、成品的进、出厂方式等情况，经济合理地确定憎 分油罐区及泵房的设计规模。3.3优化储运工艺流程，在满足生产操作的前提下，力求简化，减少油品的周转次数，降低 油品损耗。3. 4合理利用能源和节约能源，尽量降低油品、油气损耗和水、电、气、风的消耗。3. 5在安全可靠的前提下，尽量利用现有设备和设施，以提高设备利用率，节省投资。3.6尽量采用先进技术
4、，先进工艺及设备，力求主要技术指标先进、经济合理。适当提高自 控水平，减轻工人的劳动强度，提高劳动生产率。3. 7充分注意:安全、避免火灾和人身伤害事故隐患。4设计围用户名称：中国石油天然气股份锦西石化分公司工程名称：锦西石化分公司碧海长输管道隐患整改项訂项目号：2012128B设计阶段：基础设计单元名称：碧海公司低凝油罐区单元号：80500碧海公司低凝油罐区的工程设计。5设计方案5. 1本单元碧海公司低凝油储罐用于储存自锦西石化分公司来的低凝油。5. 2罐区低凝油、原油输送泵共用，共2台(利旧)，1开1备，满足要求。5. 3管道的吹扫：低凝油(主要是航煤)釆用热水吹扫。储罐配置表详见表5-1
5、,机泵配置表详见表5-2。表5-1储罐配置表序号储罐编号储罐名称储罐 型式储罐容积(m3)储罐数量(座)储心温度(C)储存压力罐壁高(m)储罐直径(m)1T3-3低凝油罐区 罐浮顶11000150常压16.530.5表5-2机泵配置表序号设备名称设备位号介质名称规格或型号数量备用1原油泵P-1,2低凝油或原油Q=450m3/h, H=600m1利旧6流程说明碧海公司低凝油罐区的管道及仪表流程图见图2012128B80500 PI-02/1。流程说明分述如下：6. 1碧海公司低凝油罐储存流程碧海公司低凝油自锦西石化分公司来一管道80500-400/350-P001-管道80500-400-P00
6、2-储罐 T3-3。6. 2碧海公司低凝油罐输送流程碧海公司低凝油储罐T-3-3-管道80500-400-P003-管道80500-350-P001 -泵P-1, 2-加热炉 F1, 2管道 80500-400-P001o7防腐、保温7. 1保温要求本装置保温材料规定使用岩棉。7. 1. 1保温层材料表7-1保温材料主要性能材料使用围导热系数(W/mC)温度围 (C)密度(kg/m3)岩棉及矿 渣棉管DNW250X=0. 044+0. 00018W250W200板DN250复合硅酸 铝镁制品管DNW250X=o. 041+0. 000112toW600W220DN2507. 1. 2保护层材料
7、表72保护层材料及其适用围序号材料厚度(mm)应用备注1铝箔布-DNW20的管道2铝合金薄板0.3D(W1OO的管道需增加刚度的 保护层可釆用 瓦楞板形式0.5D100的管道0.5设备和平壁0.5可拆卸结构注：Do为隔热层的外直径7. 1. 3绑扎材料表73绑扎材料及其适用围材料规格(mm)应用镀锌铁丝#18 (1.2)双股DoWlOO的管道#16 (01.6)双股100VDW600的设备和管道7.1.4保温结构对于保温、防烫及防冻管道，其保温结构为：防腐层t保温层t保护层。图7-1保温结构简图防腐层：管子外壁除锈后刷底漆：保温层； 捆扎镀锌铁线或钢带： 保护层； 半圆头自攻螺钉。7. 1.
8、5保温厚度表介质温度低于250C时，保温材料采用岩棉。介质温度高于250C时，保温材料采用复合硅酸铝镁制品。表7-4岩棉保温片度表(mm)公称直径(DN)保温厚度W100 C101 150C151 200 C201 -250 CW2540505060404050606050405060706550606070公称直径（DN）保温厚度W100 C101 150C151 -200 C201 -250 C805060707010050607080125507070801505070708020060708090250607080903006080801003506080801004006080801
9、004506080801007.2防腐要求防腐要求按石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规（SH3022-2011）规定执行7.2. 1表面处理钢材表面锈蚀等级和除锈等级，应与涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级GB 8923 中典型样板对比确定。设备及管道的钢材表面处理后，需进行检查并评定处理等级。表面处理等级及要求应符 合石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规SH 3022的规定，并且应符合所采用的防腐蚀 涂料对钢材表面除锈质量等级的要求。所有经表面处理后的钢材表面，山质检人员检査合格 之后，应在处理后的同一天涂底漆。未及时涂底漆而放置过夜时（或在其上有新锈时）应 在涂底漆之前重新进行表面处理。7.2
10、.2涂漆程序按石油化丄设备和管道涂料防腐蚀技术规SH 3022的规定进行涂漆，除非该标准另有规定；所有涂漆工作应山取得合格证的熟练工人完成；所有涂层应在彻底干燥后再进行下一涂层的涂漆工作，每道涂漆间隔应严格按照涂漆供货厂商的涂料说明进行。（1）保温管道涂漆方案表7-5保温管道涂漆方案序号适用围表面处理 等级涂层涂料名称涂刷 道数漆（干）膜 厚度（/道）涂漆参考 用量 （kg/n?/道）序号适用围表面处理 等级涂层涂料名称涂刷 道数漆（干）膜 厚度（pm/道）涂漆参考 用量 （kg/m/道）1保温碳钢 管道St3底漆醇酸防锈底漆2400.3281400C 一般防腐Sa2. 5底漆无机富锌底漆15
11、00.16（2）不保温管道涂漆方案表7-6不保温管道涂漆方案序号适用围表面处理 等级涂层涂料名称涂刷 道数漆仟）膜 厚度（pm/道）涂漆参考 用量 （kg/m2/ 道）1常温80C一般防腐St3底漆面漆醇酸防锈底漆醇酸磁漆2140400.30.32281400C一般防腐Sa2.5底漆中间漆面漆无机富锌底漆400 C有机硅耐热漆400 C有机硅耐热漆1115020200.160.16（3）埋地管道涂漆方案埋地管道的防腐蚀涂层选用环氧煤沥青防腐漆。防腐涂层的总厚度不小于0.8mm,涂漆 及包缠有碱平纹玻璃布的工序如下：底漆T面漆T玻璃布T面漆T玻璃布T面漆T玻璃布T两层面漆。埋地管道的接头处（宽度
12、为75mm）直到做完现场圧力实验后才能进行涂漆及包缠玻璃 布。表7-7埋地管道涂漆方案序号适用温度 （C）表面处理 等级涂层涂料名称涂刷 道数漆仟）膜 厚度（pm/道）涂漆参考用 量（kg/m2/道）1常温至80St3底漆面漆环氧煤沥青底漆环氧煤沥青面漆1580800.160.168自动控制8. 1碧海公司低凝油罐区不单独设置控制室，所有仪表远传信号均传至储运系统机柜间。8.2低凝油储罐设液位、温度就地指示并远传中心控制室，并设高、低液位报警及高高液位 联锁切断进料阀门，报警信号远传至控制室。8.3经常操作的阀门及公称直径大于或等于DN300选用气动阀，安装空间受限不能使用气动 阀门时选用电动
13、阀，可以就地、或中控室远程控制，并显示阀位。9主要设备选型9.1储罐：低凝油罐选用浮顶储罐；9. 2采样器：采样器选用下部釆样器；9.3脱水器：每台储罐选用1台自动脱水器。10主要消耗指标10. 1用电量表用电量表序 号设备编号电压V设备数量 台电机容量kW轴功率kW年工作 时间h/台年用电 量X101kW.h备注操作备用操作备用1P-1,260001175937.56000562.5间断10.2低压蒸气用量表10-2低压蒸气用量表序号使用地点用量，kg/h备注正常（连续）最大（间断）1罐区50011 HSE措施11.1每台储罐设有高、低液位报警，高高液位联锁关罐进口阀，防止冒罐;11. 2罐区及泵房设有可燃气体浓度报警，对泄漏事故及时处理；11.3对罐区采取消防保护措施:12执行的主要标准和规主要采用设计标准见表12-1：表12-1设计标准序号标准编号标准名称1GB50160-2008石油化
