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：

    式中：V——输油站原油储罐总容量(m3)；

          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：

    式中：V——管道反输运行时，输油站需要的原油储罐总容量(m3)；

          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：

    式中：P——输油泵轴功率(kW)； 

          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：

    式中：N——输油泵配电机额定功率(kW)；

          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：

    式中：Q——加热设备热负荷(W)；

          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。