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G—B， 5018》3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》2，h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100m—Pa·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1》02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《0．2？MPa？。。 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 91—0，9．1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 910】9．1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 910！。9．1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 9—109．1》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 9！。109．1》、液态烃体》积测量  容积式流！量计计量《。系统G？B／T 17—288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(】kP：a)； —    —  ：     △P流量！计最大工作》流量：下，的压：降(k？Pa)；《 ，   【        P！e液体在工作温度下！的饱和蒸汽压(kP！a)  ！  ： ，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 —