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》 ，5，0183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～5《d  】   ？  ：  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0．2M！Pa — 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 91】09．1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 9【109．1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 91—09．1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G—B 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(：k，Pa)； 》。     ！      △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 ！ ，