一(yi)、輸油(you)站(zhan)設計一(yi)般要求
輸油站間距應通過水力(li)和熱力(li)計(ji)(ji)算(suan)確定。有(you)的設計(ji)(ji)單位(wei)由(you)工(gong)藝專(zhuan)業(ye)負責，有(you)的設計(ji)(ji)單位(wei)由(you)管道專(zhuan)業(ye)負責計(ji)(ji)算(suan)。
輸油站的(de)站址(zhi)選擇和總(zong)平面布置應符合(he)現行(xing)國家標(biao)準GB 50183、GB 50253的(de)有關規定。
輸油首站、末站的(de)(de)防洪(hong)標準(zhun)，其(qi)重現(xian)期不應低于(yu)50年(nian)一(yi)遇(yu)的(de)(de)洪(hong)水(shui)；中(zhong)間站的(de)(de)防洪(hong)標準(zhun)，其(qi)重現(xian)期不應低于(yu)25年(nian)一(yi)遇(yu)的(de)(de)洪(hong)水(shui)。
二、輸油站工藝簡(jian)介
1. 輸油首站的工藝流程應(ying)具有收油、儲存(cun)、正輸、清管、站內循環(huan)的功(gong)能(neng)，必要時還應(ying)具有反輸和交接計(ji)量的功(gong)能(neng)。
中間（熱）泵站(zhan)工藝流程應具(ju)有(you)正輸(shu)、壓力（熱力）越(yue)站(zhan)、全越(yue)站(zhan)、收發(fa)清管器(qi)或清管器(qi)越(yue)站(zhan)的功能。必要時還(huan)應具(ju)有(you)反(fan)輸(shu)的功能。
中間加(jia)熱站的工(gong)藝流程應具(ju)有(you)正輸、全(quan)越(yue)站的功能，必要(yao)時(shi)還應具(ju)有(you)反輸的功能。
分輸站(zhan)工藝流程(cheng)除應(ying)具(ju)有中間站(zhan)的(de)(de)功(gong)能(neng)外，尚應(ying)具(ju)有油(you)品調壓、計(ji)量的(de)(de)功(gong)能(neng)。必要時(shi)還應(ying)具(ju)有收油(you)、儲存、發油(you)的(de)(de)功(gong)能(neng)。
輸(shu)入站工藝流程應具有與首站同等的功能(neng)。
末站(zhan)的工藝流(liu)程(cheng)應具有(you)接受上站(zhan)來油、儲(chu)存或不(bu)進罐(guan)經(jing)計量后去(qu)用(yong)戶、接收(shou)清(qing)管器、站(zhan)內(nei)循環的功能，必(bi)要時還應具有(you)反輸的功能。
2. 站場油罐形式、容量(liang)、數(shu)量(liang)應符合下(xia)列規定：
①. 首站(zhan)、末站(zhan)、分輸站(zhan)、輸入站(zhan)應選用浮頂金屬油罐；
②. 輸(shu)油(you)(you)首(shou)站(zhan)、輸(shu)入(ru)站(zhan)、分輸(shu)站(zhan)、末站(zhan)儲油(you)(you)罐總容量應按式（9.3.3）計算：
③. 首站(zhan)、輸入(ru)站(zhan)、分輸站(zhan)、末站(zhan)原油罐，每站(zhan)不(bu)宜少(shao)于(yu)3座。
3. 輸油站油品儲備(bei)天數應符合下列規定：
①. 輸油(you)首站、輸入(ru)站：
油源(yuan)來自(zi)油田(tian)、管道時，其儲(chu)備天數宜為3～5d；
油源來自鐵路卸(xie)油站場時(shi)，其(qi)儲備天數宜為(wei)4～5d；
油(you)源來自內河(he)運(yun)輸(shu)時(shi)，其儲備天數宜為3～4d；
油源來自近海運輸時，其儲備天數宜為5～7d；
油源來自遠洋運輸時，其儲備天數按委托設計合(he)同確定；油罐總容量(liang)應大于油輪一次(ci)裝油量(liang)。
②. 分輸站、末站：
通過鐵路發(fa)送油品(pin)給用戶時，油品(pin)儲備天數宜為(wei)4～5d；
通過(guo)內河發送給用(yong)戶時，油(you)品(pin)儲(chu)備(bei)天數(shu)宜為3～4d；
通過近海發送給(gei)用(yong)戶時，油品儲備天數宜為5～7d；
通過遠洋油(you)(you)輪運送給用戶時，油(you)(you)品儲備(bei)天數(shu)按(an)委(wei)托設計(ji)合同(tong)確定；油(you)(you)罐總容量應大于(yu)油(you)(you)輪一(yi)次裝油(you)(you)量；
末站為(wei)向(xiang)用戶(hu)供油(you)的管道轉輸站時，油(you)品儲備天數宜為(wei)3d。
③. 中間（熱）泵(beng)站：
當采(cai)用旁接油灌輸油工藝時，其(qi)旁接油罐容(rong)量宜按2h的(de)最大管輸量計(ji)算；
當采(cai)用密閉輸送工藝時，應設水擊泄(xie)放罐(guan)，其泄(xie)放罐(guan)容量由瞬(shun)態水力分析確(que)定。
4. 應(ying)根據油罐(guan)所儲原油的物理化學性(xing)質和(he)環(huan)境條件，通過技術(shu)經濟比較后，確定油罐(guan)加熱(re)和(he)保溫方式。
5. 鐵路(lu)裝卸設施應(ying)符合下列要求：
①. 日裝卸(xie)(xie)油罐車(che)在(zai)8列(lie)(lie)及8列(lie)(lie)以上(shang)時，裝卸(xie)(xie)線(xian)棧(zhan)橋宜整列(lie)(lie)雙側布(bu)置裝卸(xie)(xie)油鶴(he)管。
②. 鶴(he)(he)管(guan)(guan)的結(jie)構應滿足(zu)各類型油罐(guan)車對位要求，鶴(he)(he)管(guan)(guan)數(shu)量應滿足(zu)在(zai)一列(lie)車不(bu)(bu)脫鉤的條件下一次到站最多(duo)的油罐(guan)車數(shu)；根據合同要求，裝卸油罐(guan)車為同一標準型號時，設計鶴(he)(he)管(guan)(guan)間(jian)距(ju)(ju)宜為12m，棧(zhan)橋兩端部距(ju)(ju)最近(jin)一鶴(he)(he)管(guan)(guan)的距(ju)(ju)離不(bu)(bu)宜小于3m，或根據合同規(gui)定的油罐(guan)車型確(que)定鶴(he)(he)管(guan)(guan)間(jian)距(ju)(ju)。
③. 鐵(tie)路日裝車列數(shu)應按式（9.3.4）計算(suan)：
6. 碼頭(tou)裝卸設施應符合下列要求：
①. 油品碼頭應盡量布置(zhi)在非油類碼頭常年(nian)風向和強(qiang)流向的(de)下風側，安全距離(li)應符合(he)表9.3.6的(de)規定。
注：①. 安全(quan)距離(li)系指油品碼頭(tou)相鄰其他貨(huo)種(zhong)碼頭(tou)所停靠設計(ji)船泊首尾間(jian)的凈(jing)距。
②. 當受條(tiao)件限(xian)制布置(zhi)有(you)困難時，可減(jian)小(xiao)安全距離，但應采取必要的(de)安全措施。
②. 油品(pin)碼頭相(xiang)鄰兩泊位(wei)的船舶間距不應小于表(biao)9.3.7的規定。
注：①. 間距(ju)系指油品碼(ma)頭相鄰兩泊位所停靠設計船舶首尾間的凈距(ju)。
②. 當(dang)突堤(di)或棧橋碼頭兩(liang)側靠船(chuan)時，可不受上述(shu)船(chuan)舶間距的(de)限制。
③. 兩(liang)泊位以(yi)上的(de)碼頭(tou)，應分泊位設(she)置流量計(ji)量設(she)施。
④. 油(you)品(pin)碼頭泊(bo)位年通過能力可(ke)按式(shi)（9.3.5）計算：
⑤. 碼頭輸(shu)油管道(dao)的柔性(xing)設計(ji)可采用n型自然(ran)補償器(qi)，波紋補償器(qi)、套筒伸縮節等。
⑥. 碼頭上(shang)輸(shu)油(you)臂(bei)宜布置(zhi)(zhi)在操作平臺的(de)中部(bu)。輸(shu)油(you)臂(bei)的(de)口徑、臺數和布置(zhi)(zhi)等可按表9.3.11的(de)規(gui)定選(xuan)取。
輸油(you)臂與閥室或其他(ta)建筑物之間(jian)應(ying)有足夠距離；兩側靠(kao)船(chuan)的碼(ma)頭(tou)，輸油(you)管道布置(zhi)在碼(ma)頭(tou)中(zhong)部；碼(ma)頭(tou)應(ying)設掃線(xian)、消(xiao)防和(he)通信等(deng)設旋。大噸(dun)位碼(ma)頭(tou)應(ying)設登(deng)船(chuan)梯(ti)。
輸油管(guan)道和(he)輸油臂(bei)等應(ying)按有關規定設(she)置(zhi)(zhi)防雷和(he)接地(di)裝置(zhi)(zhi)。輸油臂(bei)應(ying)設(she)絕緣法蘭，碼頭上應(ying)設(she)供油船使用的接地(di)裝置(zhi)(zhi)。
7. 輸油主泵(beng)(beng)宜選(xuan)用離心泵(beng)(beng)。輸油泵(beng)(beng)的(de)(de)臺數、泵(beng)(beng)軸(zhou)功率、電(dian)動(dong)機(ji)動(dong)率的(de)(de)選(xuan)擇(ze)應符(fu)合(he)現行國家標準GB 50253的(de)(de)有關規定。
8. 油品加(jia)熱(re)輸送時(shi)，宜采用管式加(jia)熱(re)爐(lu)提高輸送油品的溫(wen)度，加(jia)熱(re)爐(lu)的設(she)(she)置不宜少于2臺，不設(she)(she)備用爐(lu)。加(jia)熱(re)設(she)(she)備熱(re)負荷(he)應(ying)按(an)式（9.3.6）計算：
9. 減(jian)壓(ya)站(zhan)的設置應符合(he)GB50253的有(you)關規定(ding)。
減壓系(xi)統應(ying)能(neng)保證油品(pin)通過上游(you)高點時不出現(xian)(xian)汽化現(xian)(xian)象(xiang)，并應(ying)控制下游(you)管道壓力(li)不超壓。
減壓(ya)系統應設置(zhi)備(bei)用減壓(ya)閥，減壓(ya)閥應選擇故(gu)障關(guan)閉型。減壓(ya)站不(bu)應設置(zhi)越戰管道。
減壓(ya)閥(fa)上(shang)、下游應(ying)設(she)置遠控截斷閥(fa)，閥(fa)門的壓(ya)力等(deng)級應(ying)和減壓(ya)閥(fa)壓(ya)力等(deng)級保持一致，應(ying)能保證在管(guan)道停輸(shu)時(shi)完(wan)全隔斷靜壓(ya)力。
減壓(ya)閥組上游應設置過濾(lv)器，過濾(lv)網孔(kong)徑尺寸(cun)應根據減壓(ya)閥結構形式確定。
設(she)置(zhi)伴(ban)熱(re)保溫的減(jian)(jian)壓(ya)閥(fa)組(zu)(zu)，每(mei)路減(jian)(jian)壓(ya)閥(fa)組(zu)(zu)應設(she)置(zhi)單獨的伴(ban)熱(re)回路。
減壓站內(nei)的進、出站管道上應設超壓保護(hu)泄(xie)放閥。
10. 輸(shu)油站清管設施的(de)設置。
輸油管道(dao)應設(she)置清管設(she)施；
清(qing)管(guan)器出(chu)站端(duan)及進站端(duan)管(guan)道上(shang)(shang)應設(she)(she)置(zhi)清(qing)管(guan)器通過指示器；設(she)(she)置(zhi)清(qing)管(guan)器轉(zhuan)發設(she)(she)施的戰場，應在(zai)清(qing)管(guan)器轉(zhuan)發設(she)(she)施的上(shang)(shang)游(you)和下游(you)管(guan)線上(shang)(shang)設(she)(she)置(zhi)清(qing)管(guan)器通過指示器；
清(qing)管(guan)器接收(shou)、發送筒的結(jie)構、筒徑及(ji)長度應能滿足通過清(qing)管(guan)器或檢測(ce)器的要(yao)求；
當輸油管道(dao)直徑大于DN500，且清(qing)(qing)(qing)管器(qi)(qi)總重(zhong)超(chao)過(guo)45kg時(shi)，宜配備清(qing)(qing)(qing)管器(qi)(qi)提升(sheng)設施；清(qing)(qing)(qing)管器(qi)(qi)接收(shou)、發送(song)操作(zuo)場(chang)地應根據(ju)一(yi)次清(qing)(qing)(qing)管作(zuo)業(ye)中使用的清(qing)(qing)(qing)管器(qi)(qi)（包括檢(jian)測器(qi)(qi)）數量及長度確定；清(qing)(qing)(qing)管作(zuo)業(ye)清(qing)(qing)(qing)出的污(wu)物應進行集中收(shou)集處理。
11. 輸油管道(dao)用閥門的選擇。
安裝于通(tong)(tong)過清管(guan)器(qi)管(guan)道(dao)上的閥門(men)應選擇全通(tong)(tong)徑型（閥門(men)通(tong)(tong)道(dao)直徑與相連接(jie)管(guan)道(dao)的內徑相同）；不通(tong)(tong)清管(guan)器(qi)的閥門(men)可選用(yong)普通(tong)(tong)型或(huo)縮徑型；
埋地安裝的閥(fa)(fa)門宜采(cai)用全焊(han)接(jie)(jie)閥(fa)(fa)體結構(gou)，并采(cai)用焊(han)接(jie)(jie)連接(jie)(jie)；當閥(fa)(fa)門與(yu)(yu)管(guan)道焊(han)接(jie)(jie)連接(jie)(jie)時；閥(fa)(fa)體材料的焊(han)接(jie)(jie)性(xing)能應與(yu)(yu)所連接(jie)(jie)的鋼管(guan)的焊(han)接(jie)(jie)性(xing)能相適應；輸油管(guan)道不(bu)得(de)使用鑄(zhu)鐵(tie)閥(fa)(fa)門。
12. 液化石油氣管道站場(chang)的(de)壓縮機組及附件的(de)設置。
站(zhan)場(chang)內宜(yi)設置(zhi)壓(ya)縮機，對儲罐及裝卸設備中的氣相液化(hua)石油氣增壓(ya)；壓(ya)縮機進出口(kou)管道上應設置(zhi)閥(fa)門；壓(ya)縮機進出口(kou)管之間應設置(zhi)旁通(tong)管及旁通(tong)閥(fa)；
壓縮機進出口管(guan)道(dao)(dao)上(shang)應設置過濾(lv)器；壓縮機出口管(guan)道(dao)(dao)上(shang)應設置止回閥和安全閥；
可站(zhan)內無壓縮(suo)機系統時(shi)，罐(guan)區內各儲(chu)(chu)罐(guan)的氣(qi)相空(kong)間(jian)之(zhi)間(jian)、槽車與儲(chu)(chu)罐(guan)氣(qi)體空(kong)間(jian)應用平衡管車通。
13. 輸油站內管道及(ji)設備的(de)防腐(fu)和保溫。
站內(nei)地面鋼質管(guan)道和金屬設施應采(cai)用(yong)防腐層進行(xing)腐蝕防護。
站內地下(xia)鋼(gang)質管道的防(fang)腐(fu)層應為加強級(ji)或特加強級(ji)，也可采取外防(fang)腐(fu)層和(he)陰極保護聯合防(fang)護方式。
地面儲罐的防腐設計應符(fu)合現行國家標(biao)準(zhun)GB/T 50393《鋼質石(shi)油儲罐防腐蝕工(gong)程技(ji)術(shu)規(gui)范》的有關(guan)規(gui)定。
保(bao)溫(wen)管(guan)道(dao)的(de)鋼管(guan)外壁及鋼制(zhi)設(she)備(bei)外壁均應(ying)進行(xing)防腐，保(bao)溫(wen)層外應(ying)設(she)防護層。埋地管(guan)道(dao)及鋼制(zhi)設(she)備(bei)的(de)保(bao)溫(wen)設(she)計應(ying)符合現(xian)(xian)行(xing)國家標準(zhun)GB/T 50538《埋地鋼質(zhi)管(guan)道(dao)防腐保(bao)溫(wen)層技術標準(zhun)》的(de)有(you)關規定。地面鋼質(zhi)管(guan)道(dao)和設(she)備(bei)的(de)保(bao)溫(wen)設(she)計應(ying)符合現(xian)(xian)行(xing)國家標準(zhun)GB 50264《工(gong)業設(she)備(bei)及管(guan)道(dao)絕(jue)熱工(gong)程設(she)計規范》的(de)有(you)關規定。
