输油管道工程输油站设计规范.docx
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输油管道工程输油站设计规范
输油管道工程输油站设计规范
6.1输油站站场选址和总平面布置
6.1.1站场选址应符合下列规定:
1必须根据有效的设计委托书或合同,按照国家对工程建设的有关规定,并结合当地城乡建设规划进行选址。
2应满足管道工程线路走向和路由的需要,满足工艺设计的要求;应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定;应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。
3应贯彻节约用地的基本国策.合理利用土地.不占或少占良田、耕地,努力扩大土地利用率;贯彻保护环境和水土保持等相关法律法规。
4站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地展断裂带,具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。
5选定站场址时,应保证站场有足够的生产、安全及施工操作的场地面积,并适当留有发展余地。
6应会同建设方和地方政府有关职能部门的代表,共同现场踏勘,多方案比较,合理确定具体位置和范围,形成文件,纳入设计依据。
6.1.2站场布局应符合下列规定:
1输油管道工程首站站址的选定,宜与油田的集巾处理站、矿场的原油库、港口、铁路转运油库、炼厂的成品油库联合进行,其位置应满足油品外运的要求。
2输油管道工程末站站场址的选定,宜与石化企业的原油库、铁路转运油库、港口油库、成品油的商业油库或其他油品用户的储油设施联合进行,或认真协调,满足来油方位和路由及计量方面的要求。
3中间站场址的位置在满足线路走向、站场工艺要求并符合防火间距规定的前提下,宜靠近村镇、居民点。
4各类站场站址位置、站场与四周相邻的居民点、工矿企业等的防火间距.应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》(GB50153)的规定。
5管道工程的控制中心、管理公司、维修抢修单位及职工的生活基地应与站址同时选址,并应设在城镇交通方便且与线路走向协调、社会依托条件好的地方。
6线路截断阀室、与输油站分开独立设置的阴极保护站、通信中继站等的位置选定,应满足其设计功能要求。
6.1.3液态液化石油气管道站场的站址选定应符合下列规定:
1符合城市总体规划的要求,且应远离城市居住区、村镇、学校、工业区和影剧院、体育馆等人员集中的地区;
2应选择在所在地区全年最小频率风向的上风侧,且应是地势平坦、开阔、不易积存液化石油气的地段,同时避开雷区;
3液态液化石油气管道站场内严禁设置地下和半地下建、构筑物(地下储罐和消防水泵除外)。
地下管沟必须填充干砂;储罐与站外周围建、构筑物的防火间距,应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》(GB50028)的规定。
6.1.4站场址选定应避开下列场所:
1避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段。
2在山区,应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段,应避开窝风地段。
3在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时,应避开山洪流经过的沟谷.防止回填土石方塌方、流失,确保站场地基的稳定。
4应避开洪水、潮水或涌浪威胁的地带。
6.1.5输油站场不允许选址的区域应符合国家现行标准《石油天然气工程总图设计规范》(SY/T0048)的规定。
6.1.6各类站场及基地的总平面布置应符合下列规定:
1总平面布置设计的防火间距及防火措施,应符合现行国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》tGI350183)的规定。
2总平面布置设计中的防爆要求,应符合国家现行标准《石油设施电气装置场所分类》(SY/T0025)的规定。
3站场及基地内总平面布置要求和竖向设计,应符合国家现行标准《石油天然气工程总图设计规范》(SY/T0048)的规定。
6.2站场工艺流程
6.2.1输油首站的工艺流程应具有收油、储存、正输、清管、站内循环的功能,必要时还应具有反输和交接计量的功能。
6.2.2中间(热)泵站工艺流程应具有正输、压力(热力)越站、全越站、收发清管器或清管器越站的功能。
必要时还应具有反输的功能。
6.2.3中间加热站的工艺流程应具有正输、全越站的功能,必要时还应具有反输的功能。
6.2.4分输站工艺流程除应具有中间站的功能外,尚应具有油品调压、计量的功能。
必要时还应具有收油、储存、发油的功能。
6.2.5输入站工艺流程应具有与首站同等的功能。
6.2.6末站的工艺流程应具有接收上站来油、储存或不进罐经计量后去用户、接收清管器、站内循环的功能,必要时还应具有反输的功能。
6.3原油管道站场工艺设备
6.3.1油罐形式、容量、数量应符合下列规定:
1首站、末站、分输站、输人站应选用浮顶金属油罐。
2输油首站、输人站、分输站、末站储油罐总容量应按下式计算:
(6.3.1)
式中V—输油首站、输入站、分输站、末站原油储罐总容量(m3);
G—输油首站、输人站、分输站、末站原油年总运转量(t);
—储存温度下原油密度(t/m3);
—油罐装量系数,宜取0.9;
k—原油储备天数(d)。
3首站、输人站、分输站、末站原油罐,每站不至少于3座。
6.3.2输油站油品储备天数应符合下列规定:
1输油首站、输人站:
1)油源来自油田、管道时,其储备天数宜为3~5d;
2)油源来自铁路卸油站场时,其储备天数宜为4~5d;
3)油源来自内河运输时,其储备天数宜为3~4d;
4)油源来自近海运输时,其储备天数宜为5~7d;
5)油源来自远洋运输时,其储备天数按委托设计合同确定;
油罐总容量应大于油轮一次卸油量。
2分输站、末站:
1)通过铁路发送油品给用户时,油品储备天数宜为4~5d;
2)通过内河发送给用户时,油品储备天数宜为3~4d;
3)通过近海发送给用户时,油品储备天数宜为5~7d;
4)通过远洋油轮运送给用户时,油品储备天数按委托设计合同确定;油罐总容量应大于油轮一次装油量;
5)末站为向用户供油的管道转输站时,油品储备天数宜为3d。
3中间(热)泵站:
1)当采用旁接油罐输油工艺时,其旁接油罐容量宜按2h的最大管输量计算;
2)当采用密闭输送工艺时,应设水击泄放罐,其泄放罐容量由瞬态水力分析后确定。
6.3.3应根据油罐所储原油的物理化学性质和环境条件,通过技术经济比较后,确定油罐加热和保温方式。
6.3.4铁路装卸设施应符合下列规定:
1日装卸油罐车在8列及8列以上时,装卸栈桥宜整列双侧布置装卸油鹤管。
2鹤管的结构应满足各类型油罐车对位要求,鹤管数量应满足在一列车不脱钩的条件下一次到站最多的油罐车数;根据合同要求,装卸油罐车为同一标准型号时,设计鹤管间距宜为12m,栈桥两端部距最近一鹤管的距离不宜小于3m,或根据合同规定的油罐车型确定鹤管间距。
3铁路日装卸车列数应按下式计算:
n=
(6.3.4)
式中n—日装卸车列数;
m—年装卸油量(t);
k—铁路来车不均匀系数,按统计资料采用,当无统计资料时宜取1.2;
—油罐车装量系数,宜取0.9;
V—一列油罐车的公称容量(m3);
—装卸温度下油品的密度(t/m3)。
6.3.5码头装卸设施应符合下列规定:
1油品码头应尽量布置在非油类码头常年风向或强流向的下侧,安全距离应符合表6.3.5-1的规定。
表6.3.5-1油品码头与其他货种码头的安全距离
油品类型
安全距离(m)
甲(闪点<28℃)
150
乙(28℃≤闪点<60℃)
丙(60℃≤闪点≤120℃)
150
注:
1安全距离系指油品码头相邻其他货种码头所停靠设计船泊首尾间的净距。
2当受条件限制布置有困难时,可减小安全距离,但应采取必要的安全措施。
2油品码头相邻两泊位的船舶间距,不应小于表6.3.5-2的规定。
表6.3.5-2油品码头相邻两泊位的般舶间距
设计船长(m)
<110
110~150
151~182
183~235
>235
间距(m)
25
35
40
50
55
注:
1间距系指油品码头相邻两泊位所停靠设计船舶首尾间的净距。
2当突堤和栈桥码头两侧靠船时,可不受上述船舶间距的限制。
3两泊位以上的码头,应分泊位设置流量计量设施。
4油品码头泊位年通过能力可按下式计算:
(6.3.5)
式中
—一个泊位的年通过能力(t);
—昼夜小时数,取24h;
T—年日历天数,取365d;
G—设计船型的实际载货量(t);
—泊位利用率。
一般根据同类油轮泊位营运资料确定,如无资料,可取0.5~0.6;
—装卸一艘设计船型所需的时间(h),可根据同类泊位的营运资料和油船装卸设备容量综合考虑。
如无资料可采用表6.3.5-3和表6.3.5-4中的数值;
—船舶的装卸辅助作业、技术作业时间以及船舶靠离泊时间之和(h)。
船舶的装卸辅助作业、技术作业时间指在泊位上不能同装卸作业同时进行的各项作业时间。
当无统计资料时,部分单项作业时间可采用表6.3.5-5中的数值船舶靠离泊时间与航道、锚地、泊位前水域及港作方式等条件有关,可取1~2h;
tP—油船排压舱水时间(h),可根据同类油船泊位的营运资料分析。
表6.3.5-3卸油港泊位卸油船时效率和净卸油时间
油船泊位
吨级DWT(t)
10000
20000
30000
50000
80000
100000
150000
200000
≥250000
卸油船时
效率(t/h)
600~800
1190~1360
1400~1600
2100~2400
2800~3200
3500~4000
5500
6300
≥7300
净卸船
时间(h)
24~18
27~27
30~26
36~32
36~31
36~31
32
37
≥40
表6.3.5-4装油港泊位净装油时间
油船泊位
吨级DWT(t)
10000
20000
30000
50000
80000
100000
150000
200000
≥250000
净装油时间(h)
10
10
10
10
13~15
13~15
15
20
≥20
表6.3.5-4部分单项作业时间
项目
靠泊时间
离泊时间
开工准备
结束
公估
联检
时间(h)
0.5~1.00
0.50~0.75
0.75~1.00
0.75~1.00
1.50~2.00
1.00~2.00
5港区输油管线的热伸长,当利用自然补偿不能满足要求时,应设置补偿器,补偿器应按有关规定设置固定支座,陆域管线应采用方形补偿器;引堤、栈桥上的管线宜采用波纹管补偿器、套筒伸缩节或其他形式的补偿器。
6输油工艺设施在码头上的布置应符合下列规定:
1)输油臂宜布置在操作平台的中部。
输油臂的口径、台数和布置等可按表6.3.5-6的规定;
表6.3.5-6油船泊位输油衡及布置参数
油船泊位
吨级DWT
(t)
输油臂口径
(mm)
输油臂台数
(台)
输油臂中心与操作平台边缘距离(m)
输油臂间距(m)
输油臂驱动方式
10000
DN200
2~3
1.5
2.0~2.5
手动
20000
DN200~250
3
2.0
2.0~2.5
手动或液压驱动
30000
DN250
3
2.0
2.5~3.0
手动或液压驱动
50000
DN300
3~4
2.0~2.5
3.0~3.5
液压驱动
80000
DN300
4
2.0~2.5
3.0~3.5
液压驱动
100000
DN300或DN400
4
2.0~2.5
3.5
液压驱动
150000
DN400
4
2.5
3.5
液压驱动
200000
DN400
4
2.5
3.5
液压驱动
≥250000
DN400
4~5
2.5
3.5
液压驱动
注:
对卸油港,输油臂台数可按表列数字减少1台。
2)输油臂与阀室或其他建筑物之间应有足够距离;
3)两侧靠船的码头,输油管线布置在码头中部;
4)码头应设扫线、消防和通信等设施。
大吨位码头应设登船梯;
5)输油管道和输油臂等应按有关规定设置防雷和接地装置。
输油臂应设绝缘法兰,码头上应设供油船使用的接地装置。
6.3.6输油站泵送设备的选择应符合下列规定:
1应根据所输油品性质,合理选择泵型。
当在输送温度下油品的粘度在100mPa·s以下,输油主泵宜选用离心泵。
输油泵站的泵机组工作特性曲线与管路特性曲线交汇点处的排量,应与管道的设计输量一致。
输油主泵根据使用条件可采用并联或串联运
行。
一般情况下,泵机组至少设置2台,但不宜多于4台,其中1台备用。
2输油泵轴功率应按下式计算:
(6.3.6)
式中
—输油泵轴功率(kW);
—输送温度下泵的排量(m3/s);
—输送温度下介质的密度(kg/m3)
—输油泵排量为qv时的扬程(m);
—输送温度下泵排量为qv时的输油效率。
泵样本上给出的η、qv、H是以输水为基础的数据。
泵用于输油时,应根据输油温度下的油品粘度,对泵的η、qv、H值进行修正。
6.3.7输油主泵驱动装置的选择应符合下列规定:
1电力充足地区应采用电动机;无电或缺电地区宜采用内燃
2经技术经济比较后,需要调速时,可选择调速装置或可调速的驱动装置。
3驱动泵的电动机功率应按下式计算:
(6.3.7)
式中N—输油泵配电机额定功率(kW);
P—输油泵轴功率(kW)
ηe—传动系数,取值如下:
直接传动ηe=1.0;
齿轮传动ηe=0.9~0.97;
液力藕合器ηe=0.97~0.98;
k—电动机额定功率安全系数,取值如下:
3
55
P>75k=1.1
6.3.8加热设备的选择应符合下列规定:
1宜采用管式加热炉提高输送油品的温度。
加热炉的设置不宜少于2台,不设备用炉。
2加热设备热负荷应按下式计算:
(6.3.8)
式中
—加热设备热负荷(W);
—进人加热设备的油品流量(kg/s)
—加热设备进出口平均温度下油品的比热容[J/(kg·℃)];
—加热设备出口油品温度(℃);
—加热设备进口油品温度(℃)。
6.3.9用于原油降凝、降粘、减阻的国产添加剂储存量宜为1~2个月的用量,进口添加剂储存量宜为3~6个月的用量。
6.3.10减压站的设置应符合下列规定:
1由于位差形成的管道内压力大于管道设计压力时或动压过大、超过下一站的允许进口压力时,在管道下坡段可设置减压站。
2减压站上游最高点处压力设定值应能保证管输油品通过最高点时不出现液柱分离现象。
3减压阀下游应配置截断阀,其性能应是严密、无泄漏的,应能保证在管道停输时完全隔断静压。
4所选用的正常运行常开的减压阀应能在事故状态下自动关闭;热备用的常闭减压阀应能在需工作时自动开启,并在事故状态下自动关闭。
5减压阀组进口端应设置过滤器,过滤网孔径尺寸应根据减压阀结构来确定。
6对于输送易凝、高粘原油,应对每路减压阀组的阀体及管路进行伴热与保温,每路减压阀组应设置单独的电伴热回路。
7进减压站内的管线上,应设两组(一用一备)超压保护泄放阀。
6.3.11清管设施的设置应符合下列规定:
1输油管道应设置清管设施。
2清管器出站端的线路上、清管器进站前及进清管器接收筒前各点均设置清管器通过指示器。
3当输油管道直径大于DN500mm以上,且清管器总重超过45kg时,宜配备提升设施。
4根据所选用一次清管作业中使用多个清管器(包括检测器)的长度,应留有足够的清管器收发操作场地。
5.3.1Z输油管道用阀门的选择应符合下列规定:
1安装于通清管器管道上的阀门应选择直通型(阀门通道直径与管道内径同径);不通清管器的阀门可用缩径型。
2阀门应密封可靠、启闭灵活、使用寿命长。
在防火区内关键部位使用的阀门,应具有耐火性能。
3当采用焊接阀门时,阀体材料的焊接性能应与所连接的钢管的焊接性能相适应。
4输油管道不得使用铸铁阀门。
6.3.13油品交接计量应符合下列规定:
1应按合同要求设置计量设施的原则进行油品交接计量系统的设计。
2油品交接计量系统的工艺流程应包括油量计量、计量仪表检验系统及污油系统。
油品交接计量系统中,应设置商用油量交接,按规定定期检定和供需双方认可的加铅封的计量专用计算机。
3油品流量计的选择应符合下列规定:
1)用于油品交接计量的流量计的准确度不应低于0.2级;
2)流量计的台数按下式计算:
+
(6.3.13-1)
—需要计量的最大油量(m3/h);
—单台流量计最大额定流量(m3/h);
0.75—系数,与qvm相乘得最佳使用流量;
—连续计量时的备用流量计台数(台);正常运转台数大于4台时S取2;正常运转台数等于或小于4台时S取1;
3)流量计的设计台数,应经技术经济比较后确定;
4)用于商业交接的流量计,应设备用流量计,不得设置旁通管及阀;
5)当油品交接计量以质量作为核算单位时,宜选用质量流量计。
4流量计辅助设备的选择应符合下列规定:
1)消气器的容积应按下式计算:
(6.3.13-2)
式中
一消气器的容积(m3);
—通过消气器的最大流量(m3/s);
—油品在消气器中停留的时间(s),宜取9~20s。
2)根据流量计产品说明书的要求,配置相应的过滤器。
过滤器应安装在流量计人口前。
过滤器进出口处应设置压力表。
5流量计标定系统应符合下列规定:
1)流量计应按《中华人民共和国计量法》及相应的流量计的检定规程要求定期进行强制性检定;
2)用于商业交接的流量计系统,应设置在线校验装置;
3)流量计校验可采用质量法、容积法加密度计、体积管法加密度计,也可采用标准流量计校验;
4)采用质量流量计时,只要有条件应首先采用质量法检定质量流量计。
6流量计及辅助系统的排污和管路安装应符合下列规定:
1)流量计及辅助系统的污油应排至零位罐或油池,并经过滤、脱水、计量后重新用泵输回至流量计的出口管线内,未经计量的输回到流量计的进口管线内;
2)在液体进人流量计前的管线上或流经的设备均不允许有任何开口、支线、取样点等泄流处;
3)污油排放系统的设计应符合有关安全、环保规定;
4)流量计出口侧管路上,应安装具有截止和检漏的双功能阀门或严密性好的无泄漏阀门。
6.4成品油管道站场工艺设备
6.4.1油罐形式、容量、数量应符合下列规定:
1储存汽油、溶剂油等油品应选用浮顶罐或内浮顶罐;储存航空汽油、喷气燃料油应选用内浮顶罐;储存灯用煤油可选用内浮顶罐或固定顶罐;其他油品(如柴油、重油等)可选用固定顶油罐。
2顺序输送油品的管道首站、输人站、分输站、末站储罐容积应按下式计算:
(6.4.1)
式中V—每批次、每种油品或每种牌号油品所需的储罐容积(m3);
m—每种油品或每种牌号油品的年输送量(t);
—储存温度下每种油品或每种牌号油品的密度(t/m3);
ε—油罐的装量系数。
容积小于1000m3的固定顶罐(含内浮顶)宜取0.85;容积等于或大于1000m3,的固定顶罐(含内浮顶)、浮顶罐宜取0.9;
N—循环次数(次)。
注:
末站为水运卸船码头,还需要考虑一次卸船量,取较大值。
末站为水运装船码头,还摇要考虑一次装般量,取较大值。
3首站、输人站、分输站、末站每种油品或每种牌号油品应设置2座以上储罐。
中间泵站水击泄放罐容量由瞬态水力分析后确定。
6.4.2根据油罐所储油品性质和环境条件,经过技术经济比较后确定油罐加热或冷却、保温或绝热方式。
6.4.3成品油管道铁路装卸设施应符合下列规定:
1成品油铁路日装卸车辆数应按下式计算:
(6.4.3)
式中n—日装卸车辆数(辆/d)
G—年装卸车油量(t/a);
k—铁路运输不均衡系数,宜取1.2;
τ—年操作天数(d/a),宜取350d;
—装卸车温度下油品密度(t/m3);
V—油罐车平均容积(m3/辆),宜取55m3/辆;
ε—油罐车装量系数,宜取0.9。
2成品油铁路卸车鹤管应采用小鹤管上卸;装车应根据装油
量,经计算分析比较确定采用大鹤管还是小鹤管。
3装卸油栈桥日作业批数,不宜大于4批次。
4装卸油栈桥采用双侧布置还是单侧布置,应根据鹤位数来确定。
5铁路油品装卸线与油品装卸栈桥边缘的距离,自轨面算起3m及以下范围内不应小于2m,3m以上不应小于1.85m。
6.4.4应按本规范第6.3.5条的规定设置成品油水运码头装卸设施。
6.4.5应按本规范第6.3.6条的规定选择泵送设备。
6.4.6应按本规范第6.3.7条的规定选择输油主泵驱动装置。
6.4.7应按本规范第6.3.10条的规定设置减压站。
6.4.8应按本规范第6.3.11条的规定设置清管设施。
6.4.9成品油管道阀门的选择应符合下列规定:
1成品油管道阀门的选择应符合本规范第6.3.12条的规定。
2安装在用于切换油品品种的阀门应为快速开启、关闭的阀门,其开启、关闭的时间不宜超过10s。
6.4.10油品交接计量应符合本规范第6.3.13条的规定。
6.5液态液化石油气管道站场工艺设备
6.5.1液化石油气储罐设计应符合下列规定:
1在常温下,应选用卧式或球形金属储罐。
2管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量应按下式计算:
(6.5.1-1)
式中V—管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量(m3);
m—管道首站、输入站、分输站、末站液化石油气年总运转量(t);
P—储罐内最高工作温度时液化石油气的密度(t/m3);
ε—最高操作温度下储罐装量系数,宜取0.9;
k—液化石油气的储备天数(d)。
3储罐座数应按下式确定:
(6.5.1-2)
式中n—储罐座数,首站、输人站、分输站、末站储罐,每站不宜小于3座;
V—液化石油气总储存量(m3);
V1—球罐或卧罐单座的容积(m3)。
4液化石油气储罐的设计压力应符合国家现行《压力容器安全技术监察规程》的规定。
5中间泵站水击泄放罐容量应由水击分析确定。
6液化石油气储罐上的附件应按工艺要求设置。
储罐上的附件选用、安装、使用要求,应符合国家现行《压力容器安全技术监察规程》的规定。
7液化石油气储罐下部应设置排污双阀,在寒冷地区应设防冻设施。
8液化石油气储罐上必须设置安全阀。
安全阀入口前不宜装设切断阀,如需要设置时,应使阀门保持常开状态并加铅封。
与储罐相接的管线上严禁安装铸铁阀。
9容积为100m3或100m3以上储罐应设置2个或2个以上安全阀。
6.5.2首站、输人站、分输站、末站液化石油气的储备天数应符合本规范第6.3.2条的规定。
6.5.3应根据储罐所储液化石油气组分和环境条件,经技术经济比较后确定冷却与绝热方式。
6.
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