一(yi)、輸油(you)站(zhan)設(she)計(ji)一(yi)般要(yao)求(qiu)
輸油站間距應通過水力(li)和熱力(li)計(ji)(ji)算(suan)確定。有(you)(you)的(de)(de)設計(ji)(ji)單(dan)位由(you)工藝專業負責(ze)，有(you)(you)的(de)(de)設計(ji)(ji)單(dan)位由(you)管道專業負責(ze)計(ji)(ji)算(suan)。
輸油站的站址選擇和總平面(mian)布置應符合現(xian)行國家標準(zhun)GB 50183、GB 50253的有關規定。
輸油(you)首站(zhan)、末站(zhan)的防洪(hong)標(biao)準(zhun)，其(qi)重(zhong)現期(qi)(qi)不應低于50年(nian)一(yi)遇的洪(hong)水；中間站(zhan)的防洪(hong)標(biao)準(zhun)，其(qi)重(zhong)現期(qi)(qi)不應低于25年(nian)一(yi)遇的洪(hong)水。
二、輸(shu)油站工藝(yi)簡介
1. 輸(shu)油首(shou)站的工藝流程應(ying)具(ju)有收油、儲存(cun)、正輸(shu)、清管(guan)、站內循(xun)環的功能，必要時還應(ying)具(ju)有反輸(shu)和(he)交接計量的功能。
中間（熱(re)）泵(beng)站(zhan)工藝流程應(ying)(ying)具(ju)有正輸(shu)、壓力（熱(re)力）越(yue)站(zhan)、全越(yue)站(zhan)、收發清(qing)管(guan)器(qi)或清(qing)管(guan)器(qi)越(yue)站(zhan)的(de)功能。必要時(shi)還(huan)應(ying)(ying)具(ju)有反輸(shu)的(de)功能。
中(zhong)間加熱站的(de)工藝流程應具有(you)正輸(shu)、全越(yue)站的(de)功(gong)能，必(bi)要時還應具有(you)反輸(shu)的(de)功(gong)能。
分輸站工(gong)藝流程(cheng)除應具有(you)中間站的功(gong)(gong)能(neng)外，尚應具有(you)油(you)品調壓(ya)、計量(liang)的功(gong)(gong)能(neng)。必要時(shi)還應具有(you)收油(you)、儲(chu)存、發油(you)的功(gong)(gong)能(neng)。
輸入站工藝流程(cheng)應具有與首站同等(deng)的(de)功能(neng)。
末(mo)站(zhan)的工藝流程(cheng)應(ying)具(ju)有接受上站(zhan)來油(you)、儲(chu)存或不進罐經計量后去(qu)用戶、接收清管器、站(zhan)內(nei)循環(huan)的功(gong)能，必要時還應(ying)具(ju)有反輸的功(gong)能。
2. 站場油罐形(xing)式、容(rong)量(liang)、數(shu)量(liang)應符合下列規定：
①. 首站、末(mo)站、分輸站、輸入站應選用浮(fu)頂金屬(shu)油(you)罐；
②. 輸(shu)油首站(zhan)、輸(shu)入站(zhan)、分(fen)輸(shu)站(zhan)、末站(zhan)儲(chu)油罐總容量應(ying)按式（9.3.3）計算(suan)：
③. 首站(zhan)、輸(shu)入站(zhan)、分輸(shu)站(zhan)、末(mo)站(zhan)原油罐，每(mei)站(zhan)不宜少于(yu)3座。
3. 輸油(you)站油(you)品(pin)儲備天數應(ying)符合下列規定：
①. 輸油首站(zhan)、輸入站(zhan)：
油源來自油田、管道時(shi)，其儲備天數宜為3～5d；
油源來自鐵(tie)路卸(xie)油站(zhan)場時，其儲備天數宜(yi)為(wei)4～5d；
油源來(lai)自內河運輸時，其儲備(bei)天數宜(yi)為3～4d；
油源來自近海運輸時，其儲備天數宜為5～7d；
油(you)源來(lai)自遠洋運(yun)輸時，其儲備(bei)天(tian)數按委(wei)托設計合同確定；油(you)罐總容(rong)量應大于油(you)輪一次裝(zhuang)油(you)量。
②. 分輸站、末站：
通(tong)過鐵路發送(song)油品(pin)(pin)給用(yong)戶(hu)時，油品(pin)(pin)儲備(bei)天數宜(yi)為4～5d；
通(tong)過內河發(fa)送(song)給用戶時，油品(pin)儲備天數宜為3～4d；
通過近海發送給用戶時，油品儲備天數(shu)宜為5～7d；
通(tong)過遠洋油輪(lun)(lun)運送(song)給用戶時，油品儲備天數按(an)委托設計合同確定；油罐總容量應大(da)于油輪(lun)(lun)一次(ci)裝油量；
末站(zhan)為(wei)向用戶(hu)供油的(de)管道(dao)轉輸站(zhan)時，油品(pin)儲備(bei)天(tian)數宜為(wei)3d。
③. 中間（熱）泵站(zhan)：
當采(cai)用(yong)旁接油灌輸(shu)油工藝(yi)時，其旁接油罐容量宜按(an)2h的最大管輸(shu)量計算(suan)；
當采(cai)用密閉輸(shu)送工藝時，應設水擊(ji)泄(xie)放(fang)罐，其(qi)泄(xie)放(fang)罐容量(liang)由瞬態水力分析確(que)定。
4. 應(ying)根據油罐(guan)(guan)所儲(chu)原油的(de)物理化學性質和環境(jing)條件，通過技術經(jing)濟(ji)比較后，確定(ding)油罐(guan)(guan)加熱和保(bao)溫方式。
5. 鐵路裝(zhuang)卸設施應(ying)符(fu)合下列要(yao)求：
①. 日裝卸油罐車在8列及(ji)8列以上時(shi)，裝卸線棧橋宜整列雙側布置裝卸油鶴管。
②. 鶴管的結(jie)構(gou)應滿足各類型油(you)(you)罐車(che)(che)對位要求(qiu)，鶴管數(shu)量應滿足在一列(lie)車(che)(che)不(bu)脫(tuo)鉤的條件下(xia)一次(ci)到站最(zui)多的油(you)(you)罐車(che)(che)數(shu)；根據合同要求(qiu)，裝卸(xie)油(you)(you)罐車(che)(che)為同一標準型號時，設計鶴管間距(ju)宜為12m，棧橋兩端部距(ju)最(zui)近(jin)一鶴管的距(ju)離不(bu)宜小于(yu)3m，或根據合同規定(ding)的油(you)(you)罐車(che)(che)型確(que)定(ding)鶴管間距(ju)。
③. 鐵(tie)路(lu)日裝車列數應按(an)式（9.3.4）計算(suan)：
6. 碼頭(tou)裝卸設施應符合下(xia)列要(yao)求：
①. 油品碼(ma)頭應盡量(liang)布置在(zai)非油類碼(ma)頭常年風向(xiang)和強(qiang)流向(xiang)的下風側，安(an)全距離(li)應符(fu)合表9.3.6的規定。
注：①. 安全(quan)距離系指油品(pin)碼(ma)頭相鄰(lin)其他貨種碼(ma)頭所停(ting)靠設計船(chuan)泊首(shou)尾間的凈距。
②. 當(dang)受條件限制布(bu)置有困難時，可減小安全(quan)距離，但應采取必要的(de)安全(quan)措施。
②. 油(you)品碼頭相鄰(lin)兩泊位的船(chuan)舶間(jian)距不應小于表9.3.7的規定。
注：①. 間(jian)距系指油(you)品碼(ma)頭相(xiang)鄰兩泊位所停靠設計船舶(bo)首尾間(jian)的(de)凈距。
②. 當突堤或棧橋(qiao)碼頭(tou)兩側靠船時，可不(bu)受上(shang)述船舶間距的限制。
③. 兩泊位(wei)以(yi)上的碼頭，應分泊位(wei)設置流量計量設施(shi)。
④. 油(you)品碼頭(tou)泊位年通過能力(li)可按式（9.3.5）計算：
⑤. 碼頭(tou)輸油管道的(de)柔性設(she)計可(ke)采用n型自然補償器，波(bo)紋(wen)補償器、套(tao)筒伸縮節等(deng)。
⑥. 碼頭上輸(shu)油(you)臂宜布(bu)置(zhi)在操作平臺(tai)的中部。輸(shu)油(you)臂的口徑、臺(tai)數和布(bu)置(zhi)等可按表9.3.11的規定選取(qu)。
輸油臂(bei)與(yu)閥(fa)室(shi)或其他建筑物(wu)之間應(ying)有足夠距離；兩(liang)側靠(kao)船的碼頭(tou)，輸油管道布置在碼頭(tou)中(zhong)部(bu)；碼頭(tou)應(ying)設(she)掃(sao)線、消防和通信等(deng)設(she)旋。大噸位碼頭(tou)應(ying)設(she)登船梯。
輸油管道和輸油臂等應按有關規定設置防雷(lei)和接地裝置。輸油臂應設絕緣法蘭，碼頭上應設供油船使用的接地裝置。
7. 輸油(you)主(zhu)泵宜選用離心泵。輸油(you)泵的臺數、泵軸功率、電動機動率的選擇應符(fu)合(he)現(xian)行國家標準GB 50253的有關規(gui)定。
8. 油品(pin)加(jia)熱(re)輸送時，宜采用(yong)管式(shi)加(jia)熱(re)爐提(ti)高輸送油品(pin)的溫度，加(jia)熱(re)爐的設置不宜少于2臺(tai)，不設備(bei)用(yong)爐。加(jia)熱(re)設備(bei)熱(re)負(fu)荷應按(an)式(shi)（9.3.6）計算：
9. 減壓站的設置應符合GB50253的有關規定。
減壓(ya)系統應(ying)能保(bao)證油品通過(guo)上游高點時不出現汽(qi)化現象，并(bing)應(ying)控制下(xia)游管(guan)道壓(ya)力(li)不超壓(ya)。
減(jian)(jian)壓(ya)系統應(ying)設(she)置(zhi)備用減(jian)(jian)壓(ya)閥，減(jian)(jian)壓(ya)閥應(ying)選擇故障關(guan)閉型。減(jian)(jian)壓(ya)站不應(ying)設(she)置(zhi)越戰(zhan)管道。
減壓閥上(shang)、下(xia)游應設(she)置遠控截斷閥，閥門的壓力等級應和減壓閥壓力等級保持一致，應能保證在管道停(ting)輸時(shi)完全隔斷靜壓力。
減(jian)壓(ya)閥組上游應設置過(guo)濾器，過(guo)濾網(wang)孔(kong)徑尺寸應根據減(jian)壓(ya)閥結構形式確定。
設置(zhi)(zhi)伴熱(re)保溫的減(jian)壓閥組(zu)，每路減(jian)壓閥組(zu)應設置(zhi)(zhi)單獨的伴熱(re)回路。
減(jian)壓(ya)站內(nei)的進(jin)、出(chu)站管(guan)道上應設超壓(ya)保護泄放閥。
10. 輸油站(zhan)清管設(she)施(shi)的設(she)置(zhi)。
輸油管道(dao)應設置清管設施(shi)；
清管(guan)器(qi)出站端(duan)及進站端(duan)管(guan)道上(shang)應設(she)(she)置清管(guan)器(qi)通(tong)過指(zhi)示(shi)器(qi)；設(she)(she)置清管(guan)器(qi)轉發(fa)(fa)設(she)(she)施的戰場(chang)，應在清管(guan)器(qi)轉發(fa)(fa)設(she)(she)施的上(shang)游和下(xia)游管(guan)線(xian)上(shang)設(she)(she)置清管(guan)器(qi)通(tong)過指(zhi)示(shi)器(qi)；
清(qing)管器(qi)(qi)接收(shou)、發送筒(tong)的結構、筒(tong)徑(jing)及(ji)長度應(ying)能滿足通過清(qing)管器(qi)(qi)或檢測器(qi)(qi)的要(yao)求(qiu)；
當輸油管(guan)(guan)(guan)(guan)道直徑(jing)大(da)于DN500，且清(qing)(qing)管(guan)(guan)(guan)(guan)器(qi)總重超過45kg時，宜配備清(qing)(qing)管(guan)(guan)(guan)(guan)器(qi)提升設(she)施；清(qing)(qing)管(guan)(guan)(guan)(guan)器(qi)接收、發送操(cao)作(zuo)(zuo)(zuo)場地應根據(ju)一次(ci)清(qing)(qing)管(guan)(guan)(guan)(guan)作(zuo)(zuo)(zuo)業中(zhong)使用的(de)(de)清(qing)(qing)管(guan)(guan)(guan)(guan)器(qi)（包括檢測器(qi)）數量及長度確定；清(qing)(qing)管(guan)(guan)(guan)(guan)作(zuo)(zuo)(zuo)業清(qing)(qing)出的(de)(de)污物應進行(xing)集中(zhong)收集處(chu)理。
11. 輸油管(guan)道用閥門的選擇。
安裝于通(tong)過(guo)清(qing)管(guan)(guan)(guan)器管(guan)(guan)(guan)道上的閥門(men)應選擇全通(tong)徑型（閥門(men)通(tong)道直徑與相(xiang)連(lian)接管(guan)(guan)(guan)道的內徑相(xiang)同）；不通(tong)清(qing)管(guan)(guan)(guan)器的閥門(men)可(ke)選用(yong)普通(tong)型或縮徑型；
埋地(di)安(an)裝的(de)閥門(men)宜采用全焊接閥體結構，并(bing)采用焊接連接；當閥門(men)與管(guan)道焊接連接時；閥體材料的(de)焊接性能應與所連接的(de)鋼管(guan)的(de)焊接性能相適應；輸油(you)管(guan)道不得使(shi)用鑄鐵閥門(men)。
12. 液化石油氣管道站(zhan)場的(de)壓縮機組及附件的(de)設置。
站場內(nei)宜設(she)置壓縮機，對儲罐(guan)及(ji)裝卸設(she)備中的氣相液化石油氣增(zeng)壓；壓縮機進(jin)(jin)出口管(guan)道上應(ying)設(she)置閥門；壓縮機進(jin)(jin)出口管(guan)之(zhi)間(jian)應(ying)設(she)置旁通管(guan)及(ji)旁通閥；
壓縮(suo)機(ji)進出口管道上應(ying)設置過濾器；壓縮(suo)機(ji)出口管道上應(ying)設置止回閥和安全(quan)閥；
可(ke)站(zhan)內無壓縮機系統時，罐區內各儲罐的氣(qi)相空(kong)間之間、槽車(che)(che)與儲罐氣(qi)體(ti)空(kong)間應用(yong)平衡管(guan)車(che)(che)通。
13. 輸油站內(nei)管道及設備的防腐和保(bao)溫。
站內地面鋼質管道(dao)和金屬設施應采用防腐層進行腐蝕防護。
站內地下鋼質(zhi)管道(dao)的防腐層應為加(jia)強級或特加(jia)強級，也(ye)可(ke)采(cai)取(qu)外防腐層和陰極保護聯合防護方式。
地(di)面儲罐(guan)的防腐設計(ji)應符合現行(xing)國(guo)家標準GB/T 50393《鋼(gang)質石(shi)油儲罐(guan)防腐蝕工程技術規范(fan)》的有關規定。
保(bao)溫(wen)管(guan)道的(de)(de)鋼(gang)管(guan)外(wai)壁及(ji)鋼(gang)制設(she)備外(wai)壁均(jun)應進行防(fang)(fang)腐(fu)，保(bao)溫(wen)層(ceng)(ceng)外(wai)應設(she)防(fang)(fang)護層(ceng)(ceng)。埋地(di)管(guan)道及(ji)鋼(gang)制設(she)備的(de)(de)保(bao)溫(wen)設(she)計(ji)(ji)應符合(he)現行國家標準GB/T 50538《埋地(di)鋼(gang)質(zhi)管(guan)道防(fang)(fang)腐(fu)保(bao)溫(wen)層(ceng)(ceng)技(ji)術標準》的(de)(de)有關規定。地(di)面鋼(gang)質(zhi)管(guan)道和設(she)備的(de)(de)保(bao)溫(wen)設(she)計(ji)(ji)應符合(he)現行國家標準GB 50264《工業設(she)備及(ji)管(guan)道絕熱工程設(she)計(ji)(ji)規范》的(de)(de)有關規定。
