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3—。d～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S？H／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10—2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 910【9．1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P【。b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)； ！ ，   《 ，       P】e液体在工作温度】。下的饱和蒸汽压(k！Pa) —     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 【