一、輸油站(zhan)設(she)計一般(ban)要求
輸油(you)站間距應通過水力和熱力計算確定。有的設(she)計單位由(you)工(gong)藝(yi)專業負(fu)責，有的設(she)計單位由(you)管道專業負(fu)責計算。
輸(shu)油站(zhan)的站(zhan)址選擇和總平面(mian)布置應符合現(xian)行國家標準GB 50183、GB 50253的有(you)關(guan)規(gui)定。
輸油首站、末站的(de)防洪(hong)標準，其重(zhong)現期不應低(di)于50年一遇(yu)(yu)的(de)洪(hong)水；中(zhong)間站的(de)防洪(hong)標準，其重(zhong)現期不應低(di)于25年一遇(yu)(yu)的(de)洪(hong)水。
二、輸油(you)站工藝(yi)簡(jian)介
1. 輸油首站(zhan)的(de)工藝流程應具(ju)有收油、儲存、正(zheng)輸、清管、站(zhan)內循環的(de)功能，必要時還應具(ju)有反輸和交接計量(liang)的(de)功能。
中間（熱）泵(beng)站(zhan)工藝流程應(ying)具(ju)有(you)正(zheng)輸、壓力（熱力）越站(zhan)、全越站(zhan)、收發清管器或清管器越站(zhan)的功能(neng)。必要時還(huan)應(ying)具(ju)有(you)反輸的功能(neng)。
中間加熱站的(de)工藝流程(cheng)應具(ju)有正輸(shu)(shu)、全越站的(de)功能，必要(yao)時還應具(ju)有反輸(shu)(shu)的(de)功能。
分輸站工藝流程除應(ying)具有中間站的功能(neng)(neng)外(wai)，尚應(ying)具有油(you)品調壓、計量的功能(neng)(neng)。必要(yao)時(shi)還應(ying)具有收(shou)油(you)、儲(chu)存、發油(you)的功能(neng)(neng)。
輸(shu)入站工藝(yi)流程(cheng)應(ying)具有與首站同等的功能。
末(mo)站(zhan)的工藝(yi)流程應具有(you)接(jie)(jie)受上(shang)站(zhan)來(lai)油、儲存(cun)或不進罐(guan)經計量后去用戶、接(jie)(jie)收清管器、站(zhan)內循環的功能，必要(yao)時還(huan)應具有(you)反輸的功能。
2. 站場油(you)罐形式、容量(liang)、數(shu)量(liang)應符合下列規定：
①. 首站(zhan)(zhan)、末站(zhan)(zhan)、分(fen)輸站(zhan)(zhan)、輸入站(zhan)(zhan)應選用浮頂金屬油罐；
②. 輸油首站(zhan)(zhan)、輸入站(zhan)(zhan)、分(fen)輸站(zhan)(zhan)、末站(zhan)(zhan)儲油罐總容量(liang)應按式（9.3.3）計(ji)算：
③. 首站(zhan)、輸入站(zhan)、分輸站(zhan)、末(mo)站(zhan)原(yuan)油罐(guan)，每站(zhan)不宜少于3座。
3. 輸油(you)(you)站油(you)(you)品儲備(bei)天數應符合下列規定：
①. 輸油(you)首站、輸入站：
油(you)源來自油(you)田、管道(dao)時，其儲備天數宜為3～5d；
油(you)源來自(zi)鐵路(lu)卸油(you)站場時，其(qi)儲備天數宜為4～5d；
油源來自內河運(yun)輸時(shi)，其儲備天數宜為3～4d；
油源來自近海(hai)運(yun)輸時，其儲備天數宜(yi)為5～7d；
油源來(lai)自遠洋運(yun)輸時，其儲備天數(shu)按委托設計合同(tong)確(que)定；油罐總容(rong)量應(ying)大于油輪一次裝油量。
②. 分輸站、末(mo)站：
通過(guo)鐵路發送(song)油品(pin)給用戶時，油品(pin)儲備(bei)天(tian)數宜為(wei)4～5d；
通(tong)過內(nei)河發(fa)送(song)給(gei)用戶(hu)時，油品儲(chu)備天(tian)數宜為(wei)3～4d；
通過近海發送給(gei)用戶時，油(you)品儲備(bei)天數宜為5～7d；
通(tong)過遠洋油(you)輪運送給用戶時，油(you)品(pin)儲備(bei)天數按委托設計合同確定；油(you)罐總容量(liang)(liang)應(ying)大(da)于油(you)輪一次裝油(you)量(liang)(liang)；
末站為向用戶供油的管道(dao)轉(zhuan)輸站時(shi)，油品儲備(bei)天(tian)數宜為3d。
③. 中間（熱）泵站(zhan)：
當采用旁(pang)接(jie)油(you)灌輸油(you)工藝時，其(qi)旁(pang)接(jie)油(you)罐容量宜按2h的最(zui)大(da)管輸量計算(suan)；
當采用密閉輸送工藝(yi)時，應設水(shui)(shui)擊泄(xie)放(fang)罐，其泄(xie)放(fang)罐容量由瞬態水(shui)(shui)力分析確定。
4. 應(ying)根據油罐所儲原油的物理(li)化學(xue)性質和環(huan)境條(tiao)件，通過(guo)技(ji)術經濟比(bi)較后，確(que)定油罐加熱(re)和保溫(wen)方式。
5. 鐵路裝卸設施應符(fu)合下(xia)列(lie)要求：
①. 日裝(zhuang)卸油罐車在(zai)8列及8列以上時，裝(zhuang)卸線棧橋宜(yi)整列雙(shuang)側布置裝(zhuang)卸油鶴(he)管。
②. 鶴(he)管(guan)的(de)(de)結構應(ying)(ying)滿足(zu)各類型油(you)罐(guan)車(che)對位(wei)要(yao)求，鶴(he)管(guan)數(shu)(shu)量應(ying)(ying)滿足(zu)在(zai)一(yi)列(lie)車(che)不脫鉤(gou)的(de)(de)條件(jian)下一(yi)次到站最(zui)(zui)多的(de)(de)油(you)罐(guan)車(che)數(shu)(shu)；根據合(he)同要(yao)求，裝卸油(you)罐(guan)車(che)為同一(yi)標(biao)準(zhun)型號(hao)時，設計鶴(he)管(guan)間距(ju)宜為12m，棧橋兩端部距(ju)最(zui)(zui)近一(yi)鶴(he)管(guan)的(de)(de)距(ju)離不宜小于3m，或根據合(he)同規定(ding)的(de)(de)油(you)罐(guan)車(che)型確定(ding)鶴(he)管(guan)間距(ju)。
③. 鐵(tie)路日裝(zhuang)車列數應按式(shi)（9.3.4）計算：
6. 碼(ma)頭(tou)裝卸設施應符合下列(lie)要求：
①. 油(you)品碼(ma)(ma)頭應(ying)盡(jin)量布置在非(fei)油(you)類碼(ma)(ma)頭常年風(feng)向(xiang)和強(qiang)流向(xiang)的下風(feng)側，安(an)全距離應(ying)符合(he)表9.3.6的規定。
注：①. 安全距離系指油品碼(ma)頭相鄰(lin)其他貨種碼(ma)頭所停靠設計船泊首(shou)尾間的凈距。
②. 當受條(tiao)件限制布置有困難時，可減(jian)小安(an)全距離，但(dan)應采取必要(yao)的安(an)全措施(shi)。
②. 油品碼頭相鄰(lin)兩泊(bo)位(wei)的(de)船舶間距不(bu)應小于表(biao)9.3.7的(de)規定(ding)。
注：①. 間距(ju)系指油(you)品碼(ma)頭(tou)相鄰兩泊位所停靠設計船舶首尾間的(de)凈距(ju)。
②. 當突(tu)堤或棧(zhan)橋(qiao)碼頭(tou)兩側靠船(chuan)(chuan)時，可不受上述船(chuan)(chuan)舶間距的限制。
③. 兩泊位以(yi)上(shang)的碼頭，應分泊位設(she)置流量計量設(she)施(shi)。
④. 油品碼頭泊位年(nian)通(tong)過能(neng)力可按式（9.3.5）計算：
⑤. 碼頭輸油管道的柔性設計可采用n型自然補償器(qi)，波(bo)紋補償器(qi)、套筒伸縮節等。
⑥. 碼頭上輸油(you)臂(bei)宜(yi)布(bu)(bu)置在操作平(ping)臺(tai)的中部。輸油(you)臂(bei)的口徑、臺(tai)數和(he)布(bu)(bu)置等可按表9.3.11的規(gui)定選(xuan)取。
輸油(you)臂(bei)與閥室或其他建筑物之(zhi)間應有足夠距離(li)；兩(liang)側靠(kao)船的碼(ma)頭(tou)，輸油(you)管道(dao)布(bu)置(zhi)在(zai)碼(ma)頭(tou)中(zhong)部；碼(ma)頭(tou)應設掃線、消防(fang)和(he)通信(xin)等(deng)設旋。大(da)噸位碼(ma)頭(tou)應設登船梯。
輸(shu)(shu)油(you)(you)管道和(he)輸(shu)(shu)油(you)(you)臂(bei)等應按有關規定設(she)置(zhi)防雷和(he)接地裝置(zhi)。輸(shu)(shu)油(you)(you)臂(bei)應設(she)絕緣法蘭，碼頭上應設(she)供油(you)(you)船使用的接地裝置(zhi)。
7. 輸油(you)主(zhu)泵(beng)(beng)宜選用離(li)心泵(beng)(beng)。輸油(you)泵(beng)(beng)的(de)臺數(shu)、泵(beng)(beng)軸功(gong)率、電動機動率的(de)選擇應符合現行國(guo)家標準GB 50253的(de)有關規定(ding)。
8. 油品加(jia)熱輸送時(shi)，宜采用(yong)管(guan)式加(jia)熱爐(lu)提(ti)高輸送油品的溫度，加(jia)熱爐(lu)的設(she)置不宜少于2臺，不設(she)備用(yong)爐(lu)。加(jia)熱設(she)備熱負荷(he)應按式（9.3.6）計算：
9. 減壓站的設(she)置(zhi)應符(fu)合GB50253的有關(guan)規定。
減壓系統應(ying)能保證油品通(tong)過上游高點時不出現(xian)汽化現(xian)象，并應(ying)控制下游管道壓力不超壓。
減(jian)壓(ya)(ya)系統應設置備用(yong)減(jian)壓(ya)(ya)閥(fa)，減(jian)壓(ya)(ya)閥(fa)應選(xuan)擇故障關閉型。減(jian)壓(ya)(ya)站不應設置越(yue)戰管(guan)道。
減壓(ya)(ya)閥(fa)上(shang)、下游應(ying)(ying)設置遠控(kong)截(jie)斷閥(fa)，閥(fa)門的壓(ya)(ya)力等(deng)級應(ying)(ying)和減壓(ya)(ya)閥(fa)壓(ya)(ya)力等(deng)級保持一致，應(ying)(ying)能保證(zheng)在管道停輸(shu)時完全隔斷靜(jing)壓(ya)(ya)力。
減壓閥組上游應設置過濾器，過濾網孔徑尺寸(cun)應根據減壓閥結(jie)構形式確定。
設置伴熱保溫的減壓(ya)閥(fa)組，每路(lu)減壓(ya)閥(fa)組應設置單獨的伴熱回路(lu)。
減壓站(zhan)內的進、出(chu)站(zhan)管道(dao)上應設(she)超壓保護(hu)泄放閥。
10. 輸油站清管設施(shi)的設置。
輸(shu)油(you)管道應設(she)置清管設(she)施(shi)；
清管器(qi)(qi)出站(zhan)端(duan)及(ji)進站(zhan)端(duan)管道上(shang)應(ying)設置清管器(qi)(qi)通(tong)過指示器(qi)(qi)；設置清管器(qi)(qi)轉(zhuan)發設施(shi)的(de)戰(zhan)場(chang)，應(ying)在(zai)清管器(qi)(qi)轉(zhuan)發設施(shi)的(de)上(shang)游和(he)下游管線(xian)上(shang)設置清管器(qi)(qi)通(tong)過指示器(qi)(qi)；
清(qing)管(guan)器接(jie)收(shou)、發送筒的(de)結構(gou)、筒徑(jing)及(ji)長度應能(neng)滿足通過清(qing)管(guan)器或檢測器的(de)要求；
當輸油管(guan)(guan)道直徑大于DN500，且(qie)清(qing)管(guan)(guan)器(qi)總重超過(guo)45kg時，宜配備清(qing)管(guan)(guan)器(qi)提升(sheng)設施；清(qing)管(guan)(guan)器(qi)接(jie)收、發送操作(zuo)場地應根據(ju)一次清(qing)管(guan)(guan)作(zuo)業(ye)中使用的清(qing)管(guan)(guan)器(qi)（包括(kuo)檢(jian)測器(qi)）數量及長度確定；清(qing)管(guan)(guan)作(zuo)業(ye)清(qing)出的污物應進行集中收集處理。
11. 輸油(you)管道用(yong)閥門的(de)選擇。
安裝于通(tong)(tong)過清管(guan)器(qi)管(guan)道上的閥(fa)門(men)應選擇全通(tong)(tong)徑型(xing)(xing)（閥(fa)門(men)通(tong)(tong)道直徑與相連接管(guan)道的內徑相同(tong)）；不通(tong)(tong)清管(guan)器(qi)的閥(fa)門(men)可選用普通(tong)(tong)型(xing)(xing)或(huo)縮(suo)徑型(xing)(xing)；
埋(mai)地安裝的閥門宜(yi)采(cai)用(yong)全(quan)焊(han)(han)(han)接(jie)(jie)(jie)閥體結(jie)構(gou)，并采(cai)用(yong)焊(han)(han)(han)接(jie)(jie)(jie)連(lian)接(jie)(jie)(jie)；當閥門與管道焊(han)(han)(han)接(jie)(jie)(jie)連(lian)接(jie)(jie)(jie)時；閥體材(cai)料的焊(han)(han)(han)接(jie)(jie)(jie)性能應(ying)與所連(lian)接(jie)(jie)(jie)的鋼管的焊(han)(han)(han)接(jie)(jie)(jie)性能相適應(ying)；輸油管道不得使用(yong)鑄(zhu)鐵閥門。
12. 液化石油(you)氣管道站(zhan)場的(de)壓縮機組(zu)及(ji)附件(jian)的(de)設置。
站場內宜設置(zhi)壓(ya)縮(suo)機(ji)，對儲罐及裝卸設備中的氣相液化石油氣增壓(ya)；壓(ya)縮(suo)機(ji)進出口(kou)管道上(shang)應(ying)設置(zhi)閥門；壓(ya)縮(suo)機(ji)進出口(kou)管之間(jian)應(ying)設置(zhi)旁通(tong)管及旁通(tong)閥；
壓縮機(ji)進出(chu)口管道上(shang)(shang)應設(she)置(zhi)過濾器；壓縮機(ji)出(chu)口管道上(shang)(shang)應設(she)置(zhi)止回閥和安全閥；
可(ke)站內無壓縮機系統時，罐(guan)區(qu)內各儲(chu)(chu)罐(guan)的氣相(xiang)空間(jian)之間(jian)、槽車與儲(chu)(chu)罐(guan)氣體空間(jian)應用平衡(heng)管車通。
13. 輸油(you)站內管道及設備的防腐和保溫(wen)。
站內地面鋼質管道和(he)金屬設施應采用防腐層(ceng)進行腐蝕防護。
站內地下鋼質管道的防腐(fu)層應為(wei)加(jia)強(qiang)級或特加(jia)強(qiang)級，也可(ke)采取外防腐(fu)層和陰極保護聯合(he)防護方(fang)式。
地面儲罐的防腐設(she)計應符(fu)合現行(xing)國(guo)家(jia)標準GB/T 50393《鋼質石油儲罐防腐蝕工程技(ji)術規范》的有關規定。
保(bao)溫(wen)管(guan)道(dao)的(de)鋼(gang)(gang)管(guan)外壁及(ji)鋼(gang)(gang)制設備(bei)外壁均應(ying)(ying)(ying)進行(xing)防(fang)腐，保(bao)溫(wen)層外應(ying)(ying)(ying)設防(fang)護(hu)層。埋地(di)管(guan)道(dao)及(ji)鋼(gang)(gang)制設備(bei)的(de)保(bao)溫(wen)設計(ji)應(ying)(ying)(ying)符合現行(xing)國(guo)家標(biao)準(zhun)GB/T 50538《埋地(di)鋼(gang)(gang)質(zhi)管(guan)道(dao)防(fang)腐保(bao)溫(wen)層技術標(biao)準(zhun)》的(de)有關(guan)規定(ding)。地(di)面鋼(gang)(gang)質(zhi)管(guan)道(dao)和(he)設備(bei)的(de)保(bao)溫(wen)設計(ji)應(ying)(ying)(ying)符合現行(xing)國(guo)家標(biao)準(zhun)GB 50264《工業設備(bei)及(ji)管(guan)道(dao)絕熱工程設計(ji)規范》的(de)有關(guan)規定(ding)。
