6.3 原油管道站场工艺及设备
6.3.1 原油储罐宜选用浮顶油罐。
6.3.2 输油站储罐设置应满足管道安全运行的需求，储罐设置应符合下列规定：
1 输油首站、注入站及末站设置的储油罐数量每站不宜少于3座，储油罐总容量不应小于按下式计算的储罐总容量：
G——输油站原油年总运转量(t)；
ρ——储存温度下原油密度(t／m3)；
ε——油罐装量系数，宜取0.9；
k——原油储备天数，应按本规范第6.3.4条相关规定选取。
2 具有储存、转运功能的分输站宜设置储油罐，罐容应按本规范公式(6.3.2-1)计算。直接向用户供油的分输站可不设置储油罐。
3 设有反输功能的输油站罐容除应满足正常输送需要外，尚应满足反输工艺对储罐容量的需求。反输罐容应按下式计算：
v——管道反输运行的输油量(m3／h)；
ε——油罐装量系数，宜取0.9；
k——原油反输运行天数。
6.3.3 站场泄压罐设置及容量应根据瞬态水力分析确定，泄压罐宜采用固定顶储罐。
6.3.4 输油站油品储备天数宜符合下列规定：
1 首站、注入站：
1)油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3天～5天；
2)油源来自铁路卸油时，其储备天数宜为4天～5天；
3)油源来自内河运输时，其储备天数宜为3天～4天；
4)油源来自近海运输时，其储备天数宜为5天～7天；
5)油源来自远洋运输时，其储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次卸油量。
2 具有储存、转运功能的分输站、末站：
1)通过铁路发送油品给用户时，油品储备天数宜为4天～5天；
2)通过内河发送给用户时，油品储备天数宜为3天～4天；
3)通过近海发送给用户时，油品的储备天数宜为5天～7天；
4)通过远洋油轮运送给用户时，油品储备天数按委托设计合同确定；油罐总容量应大于油轮一次装油量；
5)末站为向用户供油的管道转输站时，油品储备天数宜为3天。
3 中间(热)泵站采用旁接油罐输油工艺时，其旁接油罐容量宜按2h的最大管输量计算。
6.3.5 油罐的加热和保温方式应根据储存原油的物理性质和环境条件，通过技术经济比较后确定。原油储存温度宜高于原油凝点3℃～5℃。
6.3.6 铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的相关规定。
6.3.7 码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规范》JTS 165的相关规定。
6.3.8 输油泵的选择应符合下列规定：
1 输油泵泵型应根据所输油品性质合理选择。当在输送温度下油品的动力黏度在100mPa·s以下时，宜选用离心泵。
2 泵机组不应少于2台，但不宜多于5台，并应至少备用1台。
3 输油泵轴功率应按下式计算：
qV——设计温度下泵的排量(m3／s)；
ρ——设计温度下介质的密度(kg／m3)；
H——输油泵排量为qV时的扬程(m)；
η——设计温度下泵排量为qV时的输油效率。
注：泵样本上给出的η、qV、H是以输水为基础的数据。泵用于输油时，应根据输油温度下的油品黏度，对泵的η、qV、H进行修正。
6.3.9 输油主泵驱动装置的选择应符合下列规定：
1 电力充足地区应采用电动机，无电或缺电地区宜采用内燃机；
2 经技术经济比较后，可选择调速装置或可调速的驱动装置；
3 驱动泵的电动机功率应按下式计算：
P——输油泵轴功率(kW)；
ηe——传动系数，取值如下：直接传动，ηe＝1.0；齿轮传动，ηe＝0.9～0.97；液力耦合器ηe＝0.97～0.98；
K——电动机额定功率安全系数，取值如下：3＜P≤55kW，k＝1.15；55＜P≤75kW，k＝1.14；P＞75kW，k＝1.1。
6.3.10 加热设备的选择应符合下列规定：
1 加热设备不宜少于2台，可不设备用；
2 热负荷应按下式计算：
qm——进入加热设备油品流量(kg／s)；
C——加热设备进、出口平均温度下油品的比热容[J／(kg·℃)]；
t1——加热设备出口油品温度(℃)；
t2——加热设备进口油品温度(℃)。
6.3.11 减压站内减压系统的设置应符合下列规定：
1 减压系统应能保证油品通过上游高点时不出现汽化现象，并应控制下游管道压力不超压；
2 减压系统应设置备用减压阀，减压阀应选择故障关闭型；
3 减压站不应设置越站管线；
4 减压阀上、下游应设置远控截断阀，阀门的压力等级应和减压阀压力等级保持一致，应能保证在管道停输时完全隔断静压力；
5 减压阀组上游应设置过滤器，过滤网孔径尺寸应根据减压阀结构形式确定；
6 设置伴热保温的减压阀组，每路减压阀组应设置单独的伴热回路；
7 减压站内的进、出站管线上应设超压保护泄放阀。
6.3.12 清管设施的设置应符合下列规定：
1 输油管道应设置清管设施；
2 清管器出站端及进站端管线上应设置清管器通过指示器；设置清管器转发设施的站场，应在清管器转发设施的上游和下游管线上设置清管器通过指示器；
3 清管器接收、发送筒的结构、筒径及长度应能满足通过清管器或检测器的要求；
4 当输油管道直径大于DN500，且清管器总重超过45kg时，宜配备清管器提升设施；
5 清管器接收、发送操作场地应根据一次清管作业中使用的清管器(包括检测器)数量及长度确定；
6 清管作业清出的污物应进行集中收集处理。
6.3.13 输油管道用阀门的选择应符合下列规定：
1 安装于通过清管器管道上的阀门应选择全通径型(阀门通道直径与相连接管道的内径相同)；不通清管器的阀门可选用普通型或缩径型；
2 埋地安装的阀门宜采用全焊接阀体结构，并采用焊接连接；
3 当阀门与管道焊接连接时，阀体材料的焊接性能应与所连接的钢管的焊接性能相适应；
4 输油管道不得使用铸铁阀门。
6.3.14 油品交接计量的设置应符合下列规定：
1 输油管道应在油品交接处设置交接计量系统；
2 流量计宜选用容积式、速度式或质量式流量计，准确度不应低于0.2级；
3 计量系统应设置备用计量管路，不应设置旁通管路；计量管路多于4路时，应设置2路备用；
4 流量计下游应设置具有截止和检漏双功能阀门或严密性好的无泄漏阀门；
5 流量计出口应保持足够的背压；
6 计量系统宜设置在线检定装置及配套设施，检定装置应设置清洗流程；
7 流量计前后的排污设施应分别设置，宜设置密闭流程；
8 流量计、体积管可露天安装，水标系统宜室内安装；
9 计量处宜设置取样系统和油品物性化验设施；
10 计量系统及辅助设备的设置，应满足国家现行标准《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109.1、《液态烃动态测量 体积计量流量计检定系统》GB／T 17286、《液态烃动态测量 体积计量系统的统计控制》GB／T 17287、《液态烃体积测量 容积式流量计计量系统》GB／T 17288、《液态烃体积测量 涡轮流量计计量系统》GB／T 17289及《科里奥利质量流量计检定规程》JJG 1038的有关规定。
条文说明
6.3 原油管道站场工艺及设备
6.3.1 根据现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的规定，原油属甲B可燃液体，原油中含有易挥发的轻馏分，为减少油罐的呼吸损耗，油罐形式宜采用金属浮顶油罐。
6.3.2 本条规定了原油管道站场储罐罐容的计算方法及设置原则，原油储罐设置要结合上下游相关企业的具体情况综合考虑确定设置储罐的容量，可利用上下游相关企业的储罐，但应该和相关企业签署利用或租用协议。
1 原油储罐的数量应满足下列要求：①收油；②发油；③储罐清洗时不影响正常操作。根据上述条件，本条规定储罐的数量每站不宜少于3座。
2 原油管道的分输站一般都是直接分输到炼厂，炼厂设有较大容量的储罐，可完全满足原油分输的需要，因此分输站可不设储油罐；具有储存、转运功能的分输站，需要设置一定数量的储罐。
6.3.3 输油管道采用密闭输送时，一旦出现阀门的突然关闭，或某中间站突然停泵引起水击超压需要泄压入罐，泄入油罐量的多少由瞬态水力分析计算确定。根据目前国内原油管道的设计经验，泄压罐的容积都不大，且有回注到干线的措施，但泄放时的瞬时流量较大，因此通常采用固定顶储罐，而不采用浮顶储罐或内浮顶储罐，以防由于浮船上升速度较快或不均衡造成翻船或卡船事故。当站场设置较大容量的浮顶罐或内浮顶罐时，也可兼作泄压罐使用。
6.3.4 为保证原油管道输送安全，本条对输送原油的管道各类输油站的油品储备天数进行了规定。
1 首站、注入站：
1)油源来自油田管道时，根据油田的具体情况，在一般情况下，一年中油田产量年初低，年末高，由于产量的不均衡性，影响到进入输油站油量的不均衡性。结合已有管道的运行经验将储备天数确定为3d～5d。
2)油源来自铁路卸油站场时，对于加热输送的油品，管道不能长期停输，考虑到铁路运输的不均衡性以及铁路沿线可能产生的自然灾害，由铁路卸油的站场油罐储备天数一般宜为4d～5d；
3)、4)油源来自内河及近海油轮时，考虑到受气候等自然环境的影响及热油管道不能长期停输等因素，原油储备天数内河为3d～4d，近海宜为5d～7d。
5)油源来自远洋运输时，油轮受风浪影响大，当远洋油轮运送的油到达不了首站时，输送热油管道仍需不间断的输送油品，为确保安全输油，其储备天数按委托设计合同确定，且油罐总容量应满足油轮一次能卸完的油量。
2 具有储存、转运功能的分输站、末站的储备天数同输油首站。
3 当采用旁接油罐工艺时，由于某输油站机泵的切换、因油黏度变化引起各站间输量的波动影响到各中间站油罐液位的变化。在实际运行中，为确保输油安全，各中间站的油罐均维持在中间的液面。根据东北输油管道的运行经验，认为中间站旁接油罐的容量一般宜为2h的最大管输量。
6.3.5 一般情况下，油罐所储油品的凝固点低于环境温度时，应采取保温措施，但应进行技术经济比较后确定。罐内部加热器的热负荷一般只考虑维持温度，不考虑升温。油品储存温度与管道的输送温度原则保持一致。
6.3.6 随着输油管道建设的发展，目前基本上实现了管道输送直接到达用户，利用铁路装车外运或接收铁路来油后管输的情况越来越少。原规范中6.3.4条部分引用了现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的部分条文，本次修订删除了原规范中的具体条文规定，改为直接引用标准。
6.3.8 离心泵的效率受所输油品的黏度影响较大。当油品黏度超过100mPa·s以上时，机泵效率将下降30％左右。油品的黏度继续加大，机泵消耗功率将大大增加，就不宜选择离心泵。
公式(6.3.8)中102为功率单位换算系数。即：
6.3.9 驱动输油主泵用的动力，在有工业用电地区优先采用电动机，因电动机操作管理方便，占地面积小，无污染。
在管道输量变化范围较大时，通过技术经济比较后，为了节能，可选用调速装置。只有在无电或缺动力用电地区选用燃气轮机或柴油机作为输油泵的动力，柴油机或燃气轮机所用的燃料需经技术经济比较后确定。
6.3.10 加热油品用的加热炉，每座输油站一般设置2台以上。2台的总热负荷等于或稍大于最冷月的总热负荷，可不设备用炉。一般情况下，在夏季只开1台加热炉，2台加热炉可在夏季轮流检修。
6.3.11 管道停输后，翻越点后的管段或线路中途高峰后的峡谷地带，静水压力有可能大于管道允许的工作压力，超压管段是采取增加管壁厚度，还是设减压站自动截断超压管段，应进行技术经济比较后确定。减压站上游最高点处压力计算值至少比设定值高0.2MPa。
6.3.12 为了确保输油管道安全，满负荷运行，应在管道上设置清管设施，清除在管壁上的沉积物。特别是含蜡原油管道在运行一段时间后，在管道低温段原油中的蜡析出沉积在管壁上缩小管径，增加摩阻，使输量减少。为了维持管道的设计输量，应对管道定期进行清管。
6.3.14 本条说明如下：
1 根据现行国家标准《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109.1的规定，由供方设置计量站。
原油交接计量系统应按照现行国家标准《原油动态计量 一般原则》GB 9109.1的规定，进行原油贸易交接动态计量的系统设计。成品油贸易交接，参照《原油动态计量 一般原则》GB 9109.1的规定，进行成品油动态计量的系统设计。
管道首站接受油品的计量系统，由供方承建并管理，可与管道首站工艺站场合建，也可独立建站。
跨国管道涉及国际贸易计量，宜在接收端设置计量核查系统。供方的计量系统，其计量方式应(经双方协商)由供方根据需要选择确定，应配备满足要求的设备和仪器，计量器具操作和质量检验由供方负责，需方监护，计量数据共享；计量核查系统的计量器具、计量方式应与供方计量系统设置保持一致，确保核查系统的有效性。同时应考虑海关监管设施的设置。
管道的支、干线末站应设置交接计量系统。
2 根据不同油品(原油、成品油)和原油不同物性选择相应的流量计型式。根据现行国家标准《原油动态计量 一般原则》GB 9109.1的规定要求，流量计的准确度不应低于0.2级；根据《中华人民共和国计量法》的规定，国产流量计应提供制造许可证；进口流量计应提供型式批准证书。
3 为了保证1台流量计出现故障时，不影响长输管道的连续运行和油品的正常计量，用于交接计量的流量计应设置备用流量计，不允许设置旁通。
原规范第3、4款规定的内容，在《原油动态计量 一般原则》GB 9109.1中有明确规定，本次修编删除。
原规范仅规定“消气器、过滤器”的选择，现行国家标准《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109.1、《液态烃体积测量 容积式流量计计量系统》GB／T 17288均对计量系统范围给予明确界定，并对计量系统中各种辅助设备是否设置、如何设置均有明确规定。
5 流量计出口保持足够的背压，是为了减少或消除蒸气的释放。对低饱和蒸气压的液体，背压值Pb应按下式计算：
式中：Pb——最小背压(kPa)；
△P——流量计最大工作流量下的压降(kPa)；
Pe——液体在工作温度下的饱和蒸汽压(kPa)。
7 为适应环保和安全运行的要求，排污管线在条件允许时宜采用密闭流程；考虑流量计前后属于不同用户的产品，为减少纠纷排污管线应分别设置。
9 贸易交接动态计量系统，原规定仅有油量计量的规定，本次增加输送介质品质的质量检验系统的设置规定。油品物性化验设施的设置，应根据项目的要求确定。
10 计量系统辅助设备的设置，应根据具体选用的流量计不同类型，满足相关类型流量计的检定规范的要求。
- 上一节：6.2 站场工艺流程
- 下一节：6.4 成品油管道站场工艺及设备