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。