全國大學(xué)生油氣儲運工程設(shè)計大賽特等獎作品-word版

全國大學(xué)生油氣儲運工程設(shè)計大賽R油田輸油管道及沿線站場設(shè)計日期2016年7月20日全國大學(xué)生油氣儲運工程設(shè)計大賽組委會制方案簡介本作品根據(jù)《第一屆全國大學(xué)生油氣儲運工程設(shè)計大賽賽題及基礎(chǔ)數(shù)據(jù)》和相關(guān)標準，秉承經(jīng)濟、高效、節(jié)能、環(huán)保的設(shè)計理念，對R油田輸油管道工程進行了設(shè)計。主要設(shè)計內(nèi)容包括：A-B、B-C段管道工藝及運行管理，河流穿越方案，沿線站場及閥室工藝，火車裝車方案，輔助生產(chǎn)及配套工程技術(shù)方案以及投資估算等內(nèi)容。輸油管道設(shè)計方面：采用加熱輸送工藝，從技術(shù)經(jīng)濟角度優(yōu)選管徑，通過逆向推算得到設(shè)計壓力及布站情況，通過考慮油水乳化狀態(tài)提高了水力計算的準確性。使用商業(yè)軟件對其進行了模擬及優(yōu)化，并編制相應(yīng)程序輔助計算。河流穿越方案方面：分析了穿越區(qū)巖土層可鉆性，確定并設(shè)計了水平定向鉆（HDD）管道穿越河流施工方案，并進行了管道強度校核和施工風(fēng)險評價。沿線站場及閥室方面：設(shè)計了原油脫水及污水深度處理工藝，確定了沿線各站場及閥室的分布，并對其進行了設(shè)計。火車裝車方案方面：對裝車站進行了詳細設(shè)計，從可靠性的角度采用了“雙管、雙泵、雙用單鶴管”的裝車工藝；針對來油量衰減較快特點，從經(jīng)濟的角度對裝車操作的運行與管理進行了優(yōu)化，制定了高效益、低成本的火車裝車方案。此外，本文還對整體輸油管道工程的防腐、自控、消防、HSE管理、輔助生產(chǎn)及公用工程等進行了設(shè)計。設(shè)計中使用了OLGA，PIPESIM等商業(yè)軟件對各種工況下的管道進行了模擬，并且基于VB平臺編制了相應(yīng)軟件輔助計算，校核了整體方案的可行性和可靠性，完成了管道及站場工藝的優(yōu)化，提高了方案的經(jīng)濟性。本設(shè)計充分借鑒了國內(nèi)外原油輸送及裝車的成熟技術(shù)，優(yōu)化了管道及站場的工藝流程及運行方案，選用了高效設(shè)備，降低了投資及運行維護費用，具有一定的工程應(yīng)用價值。第6章沿線站場6.1站場設(shè)置管道沿線共設(shè)有工藝站場6座，除去A聯(lián)合站、B外輸首站和C裝車站之外，還有中間熱站3座。具體情況見表6.1：表6.1各站位置、高程、里程和站間距表序號管道情況站名類型里程（km）高程（m）主要功能備注1A-B段，油水混輸管道A聯(lián)合站—0562.0原油處理、清管、計量、增壓、加熱—2B外輸首站—86584.0脫水、水處理、儲油、清管、增壓、加熱事故應(yīng)急儲油、壓力越站、熱力越站、全越站、站內(nèi)循環(huán)B-C段，商品原油輸送3熱-1中間熱站107569.0加熱清管器越站、熱力越站、全越站4熱-2中間熱站128537.0加熱清管器越站、熱力越站、全越站5熱-3中間熱站149533.0加熱清管器越站、熱力越站、全越站6C裝車站—170578.0清管、儲油、裝車—6.2站場工藝(1)本文全線采用密閉輸送工藝；(2)在滿足任務(wù)輸量下，工藝流程要技術(shù)先進、運行可靠、節(jié)約能源，并做到盡量簡捷，方便操作運行；(3)采用工藝設(shè)備滿足遠控、站控和就地控制的要求；(4)輸油泵站采用壓力調(diào)節(jié)、水擊泄放、順序停泵及緊急切斷等措施對管道進行保護，保證管道運行的安全、可靠；(5)考慮管輸原油較稀，結(jié)合輸油運行參數(shù)，各輸油站不設(shè)反輸流程。6.3A聯(lián)合站根據(jù)賽題所給數(shù)據(jù)，聯(lián)合站中原油含水較高，由于B外輸首站中已建有脫水和污水處理系統(tǒng)，在聯(lián)合站中仍然設(shè)置原油脫水和污水處理工藝將增加成本，降低經(jīng)濟性，所以本文選擇直接將油水通過A-B段管道混輸至B外輸首站。因此，本文僅對A聯(lián)合站的外輸系統(tǒng)進行設(shè)計。6.3.1聯(lián)合站工藝含水原油在聯(lián)合站內(nèi)經(jīng)加熱、增壓、計量后通過A-B段管道外輸至C裝車站。為滿足A-B段管道輸送需求，聯(lián)合站設(shè)計出站溫度62℃，出站壓力5.5MPa。圖6.1聯(lián)合站外輸工藝流程6.3.2聯(lián)合站主要工程量表6.2聯(lián)合站外輸主要工程量序號工程內(nèi)容單位數(shù)量（1）SC-FT-Y1000/1.5-Q分體相變加熱爐臺2（2）BBC/CD單級離心泵臺3（3）刮板流量計臺3（4）發(fā)球裝置套16.4B外輸首站B外輸首站進站壓力0.6MPa，溫度35℃，年處理能力：54.6萬噸原油，45.4萬噸污水。本設(shè)計中，B外輸首站承擔了油水計量、分離、原油脫水、原油外輸、污水處理及外排等功能。首站油水計量采用油水分離器加質(zhì)量流量計；原油脫水采用一段熱化學(xué)沉降脫水+一段電脫水流程；污水處理采用浮選式污水處理流程，處理后污水外輸至井場注水。6.4.1進站計量因聯(lián)合站來油飽和蒸汽壓較低，專門的三相分離和穩(wěn)定工藝已失去經(jīng)濟價值，所以外輸首站進站采用油水兩相分離、兩相分別計量工藝。利用刮板流量計測量油量，并配備有在線高含水分析儀；用污水流量計測水量，用計算機控制和數(shù)據(jù)采集處理、實現(xiàn)自動化連續(xù)計量。6.4.2加熱工藝首站進站來油較稀，在進站溫度下，其粘度就已經(jīng)可以滿足SYT0045—2008《原油電脫水設(shè)計規(guī)范》中的脫水要求。但考慮到在較高溫度下，可以提升脫水效果，降低破乳劑用量，且無論對于后續(xù)的原油外輸還是含油污水處理，較高的溫度都更為有利。所以本方案除了在外輸工藝中設(shè)置加熱環(huán)節(jié)外，仍然選擇在原油脫水流程中進行加熱。加熱設(shè)備選擇分體式相變加熱爐。6.4.3脫水工藝聯(lián)合站來油含水較高，原油脫水工藝的選擇關(guān)系到出礦原油的質(zhì)量好壞，是原油輸送過程中十分重要的環(huán)節(jié)。本設(shè)計針對來油情況，設(shè)計了兩個脫水方案，詳情見表6.3：表6.3脫水工藝方案比較方案一方案二方案實施兩段熱化學(xué)沉降脫水一段熱化學(xué)，一段電脫水具體操作進入二段沉降罐前用蒸汽加熱，二段熱化學(xué)脫水溫度45-50℃；從一段沉降罐到凈化油罐完全利用罐的位差自流進入電脫水器前先用水套加熱爐升溫，二段電脫水溫度55-60℃；進入電脫水器前需要增壓泵提供能量破乳劑[14]SP169FPW320優(yōu)點安全可靠，運行成本低，能耗低，投資少密閉帶壓流程，電脫水能夠深度破乳缺點準密閉流程，占地面積大電脫水器易壞，能耗投資高根據(jù)表6.3，雖然方案一不使用電脫水，省去了緩沖罐、加熱爐、增壓泵、以及相應(yīng)的變配電設(shè)施，投資少，運行成本低，從經(jīng)濟角度具有較大的優(yōu)勢，但聯(lián)合站來油含水較高，且含水率上升迅速，在投產(chǎn)5年后含水就超過了60%，進站油水分離器分水能力有限，熱化學(xué)脫水已經(jīng)無法達到原油含水率的技術(shù)要求。所以，需要通過電脫水的辦法實現(xiàn)脫水需求。綜上，本文選用方案二，即一段化學(xué)脫水，一段電脫水作為首站的原油脫水方案。含水原油在加入破乳劑后，先進行化學(xué)沉降脫水，使含水率降到20%以下，再進入加熱爐，升溫后進入電脫水器，脫水凈化后的原油進入凈化油罐等待外輸，電脫水器排出的高溫污水回摻至含水原油中，并一起流入一段沉降罐，既減少了熱能的浪費，又利于原油含鹽量的降低。圖6.2兩段脫水流程圖1—分離緩沖罐；2、5、9—泵；3、6—加熱爐；4—沉降脫水罐；7—電脫水器；8—凈化油緩沖罐考慮到后期來油含水率進一步升高（達到60%以上），現(xiàn)有的兩段式脫水可能已經(jīng)無法滿足脫水技術(shù)要求，考慮在化學(xué)沉降之前增加兩套游離水切除裝置撬，形成三段脫水，高含水來油首先經(jīng)過游離水脫除器，將部分游離水切除，使含水率降至50%以下，然后進入后續(xù)脫水流程。破乳劑方面選擇FPW320高效破乳劑，對于高含水原油有較好的破乳效果，且在大慶油田有成功的應(yīng)用經(jīng)驗。脫水器方面選擇豎掛電極電脫水器，其與平掛電極的區(qū)別是脫水電場呈水平方向分布（圖6.3和圖6.4），處于極間電場內(nèi)的乳化原油所受的電場力方向與重力方向垂直，加大了原油中乳化水滴的聚并機會。此外，豎掛板狀電極的平均電場強度是平掛網(wǎng)狀電極的6.5倍以上，增加了原油中乳化水在電場內(nèi)的破乳能力，更適合本文中高含水原油的處理。圖6.3平掛電極脫水電場示意圖圖6.4豎掛電極脫水電場示意圖6.4.4污水處理污水處理設(shè)計方案初選：(1)處理達標后，輸送至合適地點外排；(2)處理合格后，外輸至井場，進行有效回注；(3)處理達到生活用水標準，為日常的生產(chǎn)生活提供合格水源。對三種方案作出簡要分析：(1)方案一由于賽題中未給出明確的外排地點，無法選擇合適的污水外輸方式（管輸或罐車運輸），因而無法得到其適應(yīng)性及外排成本；(2)根據(jù)賽題產(chǎn)油含水率高，含水率上升迅速且產(chǎn)量衰減較快的特點，推測上游生產(chǎn)方式采用的是注水采油甚至注聚驅(qū)油的三次采油技術(shù)。而采出水處理后回注是這樣的生產(chǎn)方式最常用的污水利用方案；(3)方案三處理程度最高，污水處理后能夠達到生活用水標準，可以做為消防儲備、設(shè)備冷卻水、生產(chǎn)區(qū)清潔用水、生活區(qū)綠化灌溉用水或采暖鍋爐給水等，環(huán)保程度高，水資源利用方式更為合理。但其技術(shù)要求高，且需要等離子氧化反應(yīng)、超濾膜分離、滲透膜深度脫鹽、臭氧/紫外線消毒殺菌等一系列高成本處理流程，設(shè)備成本高，易損壞，處理量有限。綜上，選擇方案二，即污水處理后外輸至井場回注，配合水驅(qū)采油工藝，使上下游建設(shè)思路連貫。注水水質(zhì)執(zhí)行標準SY/T5329-94。圖6.5首站污水處理工藝流圖1—除油沉降罐；2—噴射誘導(dǎo)氣浮選機；3—循環(huán)泵；4—緩沖水罐；5—升壓泵；6—雙濾料過濾罐；7—濾芯過濾器；8—反沖洗泵；9—凈化水罐；10—外輸泵；11—回收水池；12—回收水泵；13—污油罐；14—回收油泵表6.4推薦水質(zhì)主要控制指標注入層平均空氣滲透率＜0.100.1-0.6＞0.6標準分級A1A2A3B1B2B3C1C2C3控制指標懸浮固體質(zhì)量，mg/L＜1.0＜2.0＜3.0＜3.0＜4.0＜5.0＜5.0＜7.0＜10.0懸浮物顆粒直徑中值，μm＜1.0＜1.5＜2.0＜2.0＜2.5＜3.0＜3.0＜3.5＜4.0含油量，mg/L＜5.0＜6.0＜8.0＜8.0＜10.0＜15.0＜15.0＜2.＜30平均腐蝕率，mm/a＜0.076點腐蝕A1，B1，C1級：試片各面都無點腐蝕；A2，B2，C2級：試片各面輕微點蝕；A3，B3，C3級：試片有明顯點蝕SRB菌，個/mL0＜10＜250＜10＜250＜10＜25鐵細菌，個/mLn×102n×103n×104腐生菌，個/mLn×102n×103n×104注：①1≤n＜10；②清水水質(zhì)指標中去掉含油量。污水外輸壓力為0.2MPa，輸送至井場后，再由注水泵注水。含油污水經(jīng)沉降除油和氣浮選之后，懸浮固體＜20mg/L、含油≤10mg/L（處理指標參考自大慶油田水處理，下同），再經(jīng)過雙濾料罐過濾，含油降至1-2mg/L、懸浮固體1-2mg/L，顆粒粒徑＜2μm（大于2μm顆粒去除率95%），然后經(jīng)過濾芯過濾，達到顆粒粒徑＜1μm，大于1μm顆粒去除率98%。原水達到回注水標準，進入凈化水罐，隨后外輸至井場進行回注（由于現(xiàn)場情況不明，外輸方式無法確定）。為提高過濾裝置的產(chǎn)品質(zhì)量和克服單層濾料過濾器在反沖洗時出現(xiàn)的表面過濾現(xiàn)象，本文參考大慶油田水處理工藝，采用雙層濾料過濾技術(shù)。其下層為石英砂，粒徑0.5-0.8mm；上層為無煙煤，粒徑為1.2mm。6.4.4儲油工藝根據(jù)聯(lián)合站來油量，結(jié)合GB50253-2014中相關(guān)規(guī)定，首站設(shè)計儲油量5000m3。分別由三個1000m3浮頂罐和一個2000m3浮頂罐組成，其中一個1000m3兼具事故油罐功能。油罐使用蛇管式蒸汽間接加熱，儲油溫度為35℃。根據(jù)GB50074-2014相關(guān)要求，對儲罐進行了設(shè)計，設(shè)計結(jié)果如下：表6.5首站儲罐參數(shù)公稱容積/m310002000計算容積/m310772095罐直徑/m12.0014.50罐壁高/m9.5212.69罐壁厚度/m底圈57第二圈56第三圈55第四圈55第五圈55第六圈55第七圈—5底板厚度中幅板55邊板56浮頂結(jié)構(gòu)雙盤式油罐總重/kg36947549406.4.5外輸工藝脫水之后的原油經(jīng)過加熱、增壓、計量后輸往C裝車站。為滿足B-C段管道輸送要求，出站溫度50℃，出站壓力8.5MPa，出站油品含水率0.3%，已達到商品原油標準。6.4.6B外輸首站工藝流程(1)正常生產(chǎn)流程圖6.6外輸首站正常工藝流程框圖(2)事故流程圖6.7外輸首站事故流程框圖

(3)總流程圖圖6.8首站流程示意圖

6.4.7主要工藝設(shè)計參數(shù)表6.6首站主要工藝設(shè)計參數(shù)表參數(shù)名稱控制壓力（表壓），MPa控制溫度，℃進站0.635油水分離器0.635一段化學(xué)沉降罐0.350二段電脫水器0.2560凈化油罐0.135污水處理系統(tǒng)0.3-0.4506.4.8平面布置說明首站各區(qū)的各種設(shè)備、建筑物油氣散發(fā)量的多少、火災(zāi)危險程度、生產(chǎn)操作方式有很大的區(qū)別，有必要按生產(chǎn)操作、火災(zāi)危險程度、經(jīng)營管理的特點進行分區(qū)布置，把特殊的區(qū)域進行隔離，限制閑雜人員的出入，有利于安全管理。各區(qū)間應(yīng)有道路連通，便于安裝和消防工作。(1)工藝區(qū)工藝區(qū)是首站的內(nèi)臟，原油脫水就是在這里完成的。該區(qū)主要設(shè)備如下：油水兩相分離器、流量計、熱化學(xué)沉降罐、藥劑罐，加藥泵、電脫水器等。該區(qū)有火源，又有危險區(qū)，所以做平面布置時應(yīng)特別注意安全。(2)原油罐區(qū)本站共設(shè)四座浮頂油罐，其中一座作為事故油罐備用。罐區(qū)周圍設(shè)有密閉的防火堤，防火堤的有效容積不應(yīng)小于罐組內(nèi)最大油罐容量的一半。雨水排出口應(yīng)設(shè)在堤的內(nèi)側(cè)，雨水排出管線上應(yīng)裝有長閉蝶閥或閘閥。該區(qū)采用半固定式消防，鍋爐和水套加熱爐供水由站外供水管線完成，也可由消防水罐供水。(3)污水處理區(qū)經(jīng)過原油脫水后的污水里含有大量的原油和其它的物質(zhì)，必須依照相關(guān)國家法律法規(guī)進行污水處理。(4)供排水、消防系統(tǒng)油田生產(chǎn)用水及生活、消防用水由供水系統(tǒng)提供，站內(nèi)的消防設(shè)施由消防泵和消防水罐組成。消防水泵房和消防泡沫泵房合建。消防車庫不應(yīng)與汽車庫合建。罐區(qū)采用半固定式給水消防設(shè)施。圖6.9外輸首站總平面布置圖6.4.9首站主要工程量表6.7首站主要工程量序號工程內(nèi)容單位數(shù)量（1）2000m3凈化油儲罐座1（2）1000m3凈化油儲罐座2（3）1000m3事故油罐座1（4）收發(fā)球裝置套2（5）WS3.0×12.8-0.4/1三相分離器（進站兩相分離）臺2（6）污水流量計臺2（7）刮板流量計臺4（8）熱化學(xué)沉降罐座1（9）電脫水器臺2（10）脫水緩沖罐座2（11）二段電脫水回摻水泵臺1（12）加藥泵臺4（13）φ600mm×1500mm藥劑罐座4（14）污油罐座1（15）緩沖水罐座1（16）凈化水罐座1（17）噴射誘導(dǎo)氣浮選裝置套3（18）雙濾料過濾器座2（19）濾芯過濾器座2（20）混凝沉降罐座1（21）回收水池座1（22）水泵臺5（23）卸油泵臺2（24）SC-FT-Y500/1.5-Q分體相變加熱爐臺2（25）OHHL外輸離心泵臺46.5中間輸油站沿線輸油站共3座，均為同等功能、同等負荷的中間熱站。其中A-B段（油水混輸）不設(shè)中間站，3座中間熱站均設(shè)置在B-C段（商品原油），各站編號、位置及功能均已在表6.1中說明。B-C段管道沿線的3座熱站，分別為H1、H2、H3，它們的流程、功能、主要設(shè)備數(shù)量及型號均一致，其具體流程及主要工程量如下：圖6.10熱站流程表6.8主要工程量序號工程內(nèi)容單位數(shù)量（1）過濾器臺3（2）SC-FT-Y500/1.5-Q分體相變加熱爐臺26.6線路閥室全線共設(shè)兩類線路閥室，即線路單向閥室和線路監(jiān)控閥室。單向閥室一般設(shè)在管道流向的爬坡段，在管道停輸時以防止原油倒流并截斷靜壓。單向閥室的單向閥是全通徑軸流式止回閥，半地下安裝。遠控閥室是通過SCADA系統(tǒng)對截斷閥實行遠程自動控制的，設(shè)置在河流穿越的岸邊，遇到突發(fā)事故時，閥門能夠及時關(guān)閉，從而可將事故災(zāi)害減輕到最低。遠控閥室的閥門是全通徑帶加長桿直埋球閥。因為沿線閥室的布置已經(jīng)滿足GB50253-2014對于閥室最大間距（32km）的要求，所以不再設(shè)置手動閥室。根據(jù)管道縱斷面起伏情況，結(jié)合標準中的建議及要求，沿線共設(shè)置7處閥室，其中遠控閥室3座，單向閥室4座。具體布置位置及流程如下所示：表6.9閥室分布情況序號站名里程（km）閥室類型1單向—129單向閥室2遠控—140遠控閥室3遠控—241遠控閥室4遠控—346單向閥室5單向—260單向閥室6單向—379單向閥室7單向—4163單向閥室圖6.11單向閥室流程圖6.12遠控閥室流程6.7C裝車站C裝車站作為輸油管道末站，其主要功能為接收來油以及火車裝車。具體設(shè)計見下文。6.8沿線站場及閥室分布總結(jié)圖6.13管道縱斷面沿線站場及閥室分布情況第7章裝車站設(shè)計第7章裝車站設(shè)計7.1裝車站總體設(shè)計7.1.1裝車站功能根據(jù)賽題要求，裝車站的主要功能有以下幾點：(1)接收并計量上游長輸管道輸送的原油；(2)儲存原油，保證在任何不利情況下均有足夠的空間接收管道來油；(3)按照裝車方案，及時通過鐵路油罐車將原油發(fā)出；7.1.2裝車站工藝流程設(shè)計由于C車站工藝流程主要是負責(zé)接收儲存長輸管道來油，并將原油通過鐵路外輸，不接收其他形式來油。工藝流程能滿足大宗油品進庫、鐵路裝油同時作業(yè)的需要，儲油罐容量、類型及工藝管道系統(tǒng)根據(jù)來油量確定。輸油泵滿足裝車要求，通過輸油管連接儲罐與鐵路裝車設(shè)施，進行火車裝車作業(yè)。借用輸油泵和工藝管道，對罐內(nèi)原油進行倒罐作業(yè)。因此裝車站工藝流程如圖7.1所示。下游煉廠長輸管道來油裝車站下游煉廠長輸管道來油裝車站接收來油接收來油原油儲存儲罐加熱鐵路發(fā)油圖7.1裝車站工藝流程示意圖7.1.3裝車站分區(qū)為了滿足裝車站工藝要求，便于管理，保證安全、方便作業(yè)，將站內(nèi)的所有設(shè)施、設(shè)備按功能進行分區(qū)布置。本裝車站分為儲油區(qū)、裝油區(qū)和行政管理區(qū)、輔助生產(chǎn)區(qū)等4個區(qū)域。其中裝油區(qū)為鐵路裝油。生活區(qū)設(shè)在遠離儲油區(qū)的位置，以便于安全管理。各區(qū)內(nèi)設(shè)施的配置，是根據(jù)每個區(qū)的主要功能圍繞原油的收發(fā)、儲存、安全、環(huán)保、管理等確定，如表7.1所示。表7.1裝車站分區(qū)區(qū)域名稱區(qū)內(nèi)主要設(shè)施儲油區(qū)儲油罐、防火堤、泵站、變配電間、消防間等裝油區(qū)裝卸站臺、棧橋、鶴管、泵房、變配電間、消防間等輔助生產(chǎn)區(qū)消防泵房、消防車庫、變配電間、機修間、器材庫、鍋爐房、化驗室、污水處理設(shè)施、計量室、車庫等行政管理區(qū)辦公室、傳達室、汽車庫、浴室、警衛(wèi)及消防人員宿舍、集體宿舍、食堂等7.1.4裝車站總平面布置總平面布置原則(1)滿足油品儲存、周轉(zhuǎn)和運輸要求，工藝流程合理；(2)結(jié)合場地條件、周圍環(huán)境，因地制宜進行站場布置；(3)滿足消防、檢修和交通運輸?shù)囊?，方便對外?lián)系；(4)充分考慮環(huán)保及工業(yè)衛(wèi)生的要求，減少環(huán)境污染；(5)重視節(jié)約用地，布置緊湊合理；(6)嚴格執(zhí)行國家現(xiàn)行的標準、規(guī)范。總平面布置根據(jù)總平面布置原則及本工程設(shè)計內(nèi)容，庫區(qū)總平面按功能分區(qū)布置。本項目主要由管道來油接收區(qū)、儲油區(qū)、鐵路裝油區(qū)、泵房區(qū)、輔助設(shè)施及行政管理區(qū)組成。方案布置中，凡涉及到設(shè)施有關(guān)的防火間距，均執(zhí)行《石油化工企業(yè)設(shè)計防火規(guī)范》GB50160-2008；庫區(qū)內(nèi)部除滿足《石油化工企業(yè)設(shè)計防火規(guī)范》GB50160-2008的有關(guān)規(guī)定要求外，主要執(zhí)行《石油庫設(shè)計規(guī)范》GB50074-2002現(xiàn)將各方案簡述如下：管道來油接收區(qū)：由于裝車站位于外輸首站正北方向，將管道來油接收區(qū)設(shè)置在裝車站南側(cè)，以滿足工藝流程的要求。接收區(qū)包括絕緣法蘭、清管接收裝置、計量裝置等。鐵路裝油區(qū)：由于裝車站位于鐵路編組站東側(cè)8km處，為盡量保持鐵路平直，將鐵路裝油區(qū)設(shè)置在裝車站北側(cè)，鐵路沿東西方向鋪設(shè)。鐵路裝油區(qū)包括棧橋、裝油鶴管、鐵路專用線等。儲油區(qū)：為減少工藝管道長度，儲油區(qū)設(shè)于管道來油接收區(qū)與鐵路裝油區(qū)之間，區(qū)內(nèi)儲罐沿東西方向布置。泵房區(qū)：主要包括向鐵路發(fā)油的輸油泵，將泵房區(qū)布置在鐵路裝油區(qū)與儲油區(qū)之間，有利于操作、管理輔助設(shè)施及行政管理區(qū)：主要包括綜合辦公樓、污水預(yù)處理設(shè)施、泡沫水加壓泵站等。將以上設(shè)施分別采用分散與集中相結(jié)合的方式布置。綜合辦公樓位于該區(qū)域的東南側(cè)，靠近裝車站主要出入口，對外聯(lián)系方便。污水預(yù)處理設(shè)施位于地勢較低處，便于庫區(qū)內(nèi)各種污水通過自流收集。考慮到外輸泵的功率較大，將變配電所布置在鐵路裝油區(qū)與泵房區(qū)之間，滿足將其布置在負荷中心的要求。根據(jù)裝車站功能分區(qū)，以便于管理，安全、方便作業(yè)為目標，對裝車站進行平面布置，如圖7.2所示。管道來油接收區(qū)管道來油接收區(qū)儲油區(qū)變配電所鐵路裝油區(qū)行政管理區(qū)消防、維修室?guī)旆课鬯幚硌b車泵房圖7.2裝車站平面布置圖站內(nèi)道路站內(nèi)道路主要滿足消防及檢修的需要。儲罐區(qū)周圍道路路面型式采用公路型，路面寬度為9m，轉(zhuǎn)彎半徑為12m。為了滿足GB50160-2008《石油化工企業(yè)設(shè)計防火規(guī)范》第6.2.12條的規(guī)定，儲罐的罐區(qū)周圍消防道路面寬度采用9m。路面結(jié)構(gòu)采用水泥混凝土路面結(jié)構(gòu)，其結(jié)構(gòu)為:現(xiàn)澆C30水泥混凝土面層厚20cm+5%水泥碎石基層厚30cm。輔助設(shè)施及行政管理區(qū)內(nèi)的道路采用城市型，路面寬度4m-6m，轉(zhuǎn)彎半徑為9m，路面結(jié)構(gòu)采用水泥混凝土路面結(jié)構(gòu)。圍墻站場圍墻采用非燃燒實體圍墻，墻高不低于2.5m。站內(nèi)內(nèi)除鐵路裝油區(qū)和行政辦公區(qū)設(shè)鐵柵欄圍墻獨立成區(qū)外，其余設(shè)施與分區(qū)之間不另設(shè)圍墻，保持布置風(fēng)格的一致性、協(xié)調(diào)性。鐵路裝油區(qū)鐵柵欄圍墻高度不低于2.0m。綠化儲罐區(qū)防火堤內(nèi)不考慮綠化。防火堤與消防道路之間種植低矮的花草。道路外側(cè)種植綠籬、稀植含水分多的四季常綠灌木和花卉。鐵路裝油區(qū)邊緣地帶種植草皮、花卉、綠籬等。輔助設(shè)施及管理區(qū)非鋪砌場地以種植常綠植物、觀賞性的花卉及草皮為主，適當配以觀賞景點、庭院盆景等。以平面綠化和立體綠化相結(jié)合的方式設(shè)置重點區(qū)域。綜合辦公樓周圍種植高大的喬木，作為管理區(qū)與庫區(qū)之間的屏障，以改善空間景觀效果。庫區(qū)綠化率不小于15%。7.2儲油區(qū)設(shè)計儲油區(qū)設(shè)計主要遵從以下四點原則：(1)嚴格遵守國家及行業(yè)有關(guān)標準、規(guī)范；(2)嚴格按照工藝參數(shù)進行設(shè)計，滿足工藝要求；(3)儲罐設(shè)計優(yōu)先采用經(jīng)過實踐驗證的新結(jié)構(gòu)和新技術(shù)，做到技術(shù)先進、操作簡便、安全可靠；(4)材料選擇合理、安全經(jīng)濟，并確保施工質(zhì)量和工期的需要。7.2.1儲油區(qū)容量確定本裝車站儲油區(qū)的業(yè)務(wù)特點是儲存品種單一，收發(fā)量大，周轉(zhuǎn)頻繁。它的儲油容量必須保證油田正常生產(chǎn)和正常輸油，不能因容量不足而影響油田正常生產(chǎn)。裝車站來油量預(yù)測如表7.2所示。表7.22016-2025年裝車站來油量預(yù)測時間（年）2016201720182019202020212022202320242025來油量（104t）49.645.726.523.6由上表可知，原油來油量隨年份波動較大，其庫容設(shè)計相比于全年來油均勻時更大。我國目前是采用周轉(zhuǎn)系數(shù)法、儲存天數(shù)法、統(tǒng)計預(yù)測法確定庫容，由于缺少銷售情況數(shù)據(jù)，無法進行統(tǒng)計分析，因此采用計算方法更為簡單的周轉(zhuǎn)系數(shù)法和儲存天數(shù)法。周轉(zhuǎn)系數(shù)法周轉(zhuǎn)系數(shù)是某種油品的儲油設(shè)備在一年內(nèi)可被周轉(zhuǎn)使用的次數(shù)，周轉(zhuǎn)系數(shù)越大，設(shè)備利用率越高，儲油成本越低。利用周轉(zhuǎn)系數(shù)法，該原油庫設(shè)計容量可由下式求得：VS=GKρη式中VS——原油的設(shè)計容量，m3G——原油的年周轉(zhuǎn)額，t；ρ——原油儲存溫度下的密度，t/m3；K——原油的周轉(zhuǎn)系數(shù)；η——油罐儲存系數(shù)。我國新設(shè)計的商業(yè)油庫中，一、二級油庫K值取1-3，三級及其以下油庫K值取4-8，根據(jù)2016-2025年來油量預(yù)測，本設(shè)計中的原油庫屬于三級油庫，將K值取為8。SH/T3007—2014《石油化工企業(yè)儲運系統(tǒng)罐區(qū)設(shè)計規(guī)范》中對油罐的儲存系數(shù)做出相應(yīng)規(guī)定，如表7.3所示。表7.3不同類型儲罐儲存系數(shù)儲罐類型儲存系數(shù)固定頂罐罐容<1000m30.85罐容>1000m30.90浮頂罐和內(nèi)浮頂罐0.90球罐和臥罐0.90將第一年來油量作為年周轉(zhuǎn)額，經(jīng)計算，原油儲存設(shè)計容量為82010.58m3。儲存天數(shù)法該裝車站的主要任務(wù)是接收管道來油，并通過鐵路罐車進行外輸。每年的來油量較為穩(wěn)定，隨著年份的增加，來油量逐漸降低，外輸則受交通運輸影響。油庫容量要保證在交通運輸暫時中斷的情況下，能有足夠的容量接收油田來油。儲存天數(shù)法是將原油的年周轉(zhuǎn)量按其每年的操作天數(shù)均分，作為原油的一天儲存量，再確定該油品需要多少天的儲存量才能滿足油庫正常的業(yè)務(wù)要求，并由此計算出原油的設(shè)計容量，計算如下式所示。VS=GNρητ式中VS——原油的設(shè)計容量，m3G——原油的年周轉(zhuǎn)額，t；N——原油的儲存天數(shù)，d；ρ——原油儲存溫度下的密度，t/m3；η——油罐儲存系數(shù)；τ——原油的年操作天數(shù)，350d。油罐的儲存天數(shù)一般取決于原油的供應(yīng)來源、交通運輸條件、生產(chǎn)裝置開停工情況及油品出廠方式等因素。GB50253—2014《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》中原油管道站場工藝及設(shè)備部分對原油的儲存天數(shù)做出了相應(yīng)規(guī)定，如表7.4所示。表7.4原油儲存天數(shù)出廠方式儲存天數(shù)管道輸送3鐵路運輸4-5內(nèi)河運輸3-4近海運輸5-7由于自2016年起，之后每年管道的來油量都逐漸降低，為提高儲油設(shè)備的利用率，降低儲油成本，將出廠方式為鐵路運輸?shù)膬Υ嫣鞌?shù)定為4天。經(jīng)計算，原油儲存的設(shè)計容量為7448.6m3。庫容確定方法對比優(yōu)選在利用周轉(zhuǎn)系數(shù)法確定庫容時，原油周轉(zhuǎn)系數(shù)K是關(guān)鍵參數(shù)，而計算公式中的K值僅僅是通過庫容量給出的參考范圍，設(shè)計庫容偏大，準確程度較差。因此選擇針對鐵路發(fā)油的儲存天數(shù)法計算庫容，計算得到原油儲存的設(shè)計容量Vs為7448.6m3。7.2.2儲油罐數(shù)量確定油罐的個數(shù)除了決定于油品品種之外，主要是操作要求。如果不考慮操作條件，從理論上一種油品選一個罐比選兩個罐更為經(jīng)濟，單位耗鋼量小、占地面積雨消防設(shè)施也相應(yīng)減少。不過在實際工作中，考慮到油品的操作管理，通常至少選2個罐。GB50253—2014《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》中要求末站設(shè)置的儲油罐數(shù)量不宜少于3個，根據(jù)儲備天數(shù)法確定的油庫容量為7448.6m3，因此選用3個3000m3的油罐，因此儲油區(qū)總?cè)萘繛?000m3。7.2.3儲油容量等級根據(jù)GB50074—2002《石油庫設(shè)計規(guī)范》，石油庫等級劃分如表7.5所示。表7.5石油庫等級分類等級總?cè)萘縏V（m3）一級TV≥100000二級30000≤TV<100000三級10000≤TV<30000四級1000≤TV<10000五級TV<1000本裝車站設(shè)置3個3000m3的油罐，儲油區(qū)總?cè)萘繛?000m3，按照等級劃分標準，屬于四級油庫。7.2.4油罐類型選擇根據(jù)油罐形狀，金屬油罐分為立式圓柱形油罐、臥式圓柱形油罐和特殊形狀油罐三大類。立式圓柱形罐占絕大多數(shù)，臥式圓柱形油罐容積一般較小，但承壓能力較高，易于運輸，多用來儲存需要量不大的油品，主要用于工廠、農(nóng)村的小型油庫。特殊油罐包括球形罐、滴狀油罐等，此類油罐的特點是受力狀況好、承壓能力高、降低油品蒸發(fā)損耗效果顯著，但特殊形狀油罐施工困難。綜合考慮儲油能力與施工難易程度，該原油庫選用立式圓柱形油罐。立式圓柱形油罐根據(jù)頂部結(jié)構(gòu)的不同可以分為以下五種：(1)浮頂油罐這種油罐的罐頂是一覆蓋在油面上，并隨油面升降的盤狀結(jié)構(gòu)物。由于罐頂?shù)淖灾厥軆σ褐С?，其受力狀況良好，故大型油罐大多采用浮頂油罐。浮頂油罐的另一個顯著優(yōu)點是浮頂與油面間幾乎不存在氣體空間，因而可以極大地減少油品的蒸發(fā)損耗，同時還可以減少油氣對大氣的污染，減少發(fā)生火災(zāi)的危險性。所以，浮頂罐被廣泛用來儲存原油、汽油等揮發(fā)油品。特別是對于收發(fā)頻繁的礦場、中轉(zhuǎn)油庫以及長輸管道的首、末站，推廣使用浮頂罐能收到很好的經(jīng)濟效益。(2)拱頂油罐拱頂油罐的罐頂為球缺形，球缺半徑一般取為油罐直徑的0.8-1.2倍。拱頂本身是承重構(gòu)件，有較大的剛性，能承受較高的內(nèi)壓，有利于降低油品蒸發(fā)損耗。一般的拱頂油罐可承受2kPa壓力，最大可至10kPa。拱頂結(jié)構(gòu)簡單，便于備料和施工，頂板厚度為4-6mm。當油罐直徑大于15m時，為了增強拱頂?shù)姆€(wěn)定性，拱頂要加設(shè)肋板。拱頂油罐的最大經(jīng)濟容積為10000m3，容積過大，則拱頂矢高較大，單位容積的用鋼量反而比其他類型的油罐多，而且不能儲油的拱頂部分過大會增加油晶的蒸發(fā)損耗，因此不推薦建造超過10000m3的拱頂油罐。(3)內(nèi)浮頂油罐內(nèi)浮頂油罐為拱頂與浮頂?shù)慕Y(jié)合，外部為拱頂，內(nèi)部為浮頂。內(nèi)部的浮頂可減少油晶的蒸發(fā)損耗，外部的拱頂可防止雨水、塵土等進入罐內(nèi)。這種罐主要用來儲存航空汽油、航空煤油，有時也用它來儲存車用汽油等。(4)錐頂油罐錐頂油罐的罐頂為圓錐形，坡度為1:40-1:20。根據(jù)油罐直徑的大小，頂部可設(shè)計成自支承式、梁柱式或桁架式。這種類型的油罐在20世紀50年代曾得到廣泛的應(yīng)用，但近許多年來已很少建造了。錐頂罐與拱頂罐相比，有采用型鋼種類多，結(jié)構(gòu)比較復(fù)雜，施工比較困難等缺點。(5)無力矩頂罐無力矩頂是根據(jù)懸鏈線理論用薄鋼板和中心柱組成的。組成罐頂?shù)拿繅K薄鋼板都做成扇形，兩端分別支于中心柱和罐壁的上周邊處，形成一懸鏈形曲線。在這種情況下，薄板中只有拉應(yīng)力而無彎曲應(yīng)力，故稱無力矩油罐。由于這種油罐在懸鏈的最低點易積存雨水而遭銹蝕，目前已逐漸為拱頂罐所代替，已很少再建。表7.6不同種類立式圓柱形油罐優(yōu)缺點對比項目適用范圍優(yōu)點缺點浮頂油罐礦場油庫、煉廠油庫、中轉(zhuǎn)油庫、及長輸管道首末站受力情況良好、油品蒸發(fā)損耗小頂板與罐壁連接處容易疲勞損壞拱頂油罐不超過10000m3剛性大、承受內(nèi)壓高、結(jié)構(gòu)簡單便于施工容積越大，單位容積的用鋼量更多內(nèi)浮頂油罐儲存飽和蒸汽壓高的油品蒸發(fā)損耗小，可以防止雨水、塵土進入罐內(nèi)造價高錐頂油罐——頂部設(shè)計形式多變采用型鋼種類多，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，施工困難由上表可以看出，浮頂罐作為國內(nèi)外大中型油罐中最常用的一種結(jié)構(gòu)型式，不僅可以節(jié)省單位儲油容積的鋼耗量和建設(shè)投資，降低蒸發(fā)損耗，而且可以減少罐區(qū)的占地面積，節(jié)省油罐附件和罐區(qū)管網(wǎng)。由于雙盤式浮頂隔熱效果更好，因此本裝車站油罐區(qū)選用3個3000m3的雙盤式浮頂罐，其結(jié)構(gòu)尺寸參數(shù)參照GB50074-2002《石油庫設(shè)計規(guī)范》，如表7.7所示。表7.73000m3單盤式浮頂罐尺寸參數(shù)公稱容積（m3）3000計算容積（m3）3051罐直徑（m）16.50罐壁高（m）14.27設(shè)備總重（kg）743907.2.5儲罐強度設(shè)計罐壁厚度計算儲罐壁厚設(shè)計首先要確定壁厚。在罐壁上，環(huán)向應(yīng)力占主導(dǎo)作用，因此，壁厚是根據(jù)環(huán)向應(yīng)力確定的，也就是說，每一圈罐壁板上的最大的環(huán)向應(yīng)力σxmax應(yīng)該不超過材料的許用應(yīng)力[σ]。如果只考慮液柱壓力產(chǎn)生的環(huán)向應(yīng)力，則最大環(huán)向應(yīng)力位于每圈的最下端，但由于上下圈板連接處因變截面而產(chǎn)生的彎矩和剪力將使各圈罐壁下端的環(huán)向力減小，因而使各圈環(huán)向應(yīng)力的最大值不在最下端，而在距圈板下端以上某一個位置上。各國儲罐規(guī)范罐壁厚度計算公式均采用罐壁板下端向上300mm(即1ft)處作為折減高度。對于浮頂罐，罐壁最小計算厚度的公式為：δ=ρgh-0.3D2[σ]φ+C式中ρ—儲液密度，kg/m3；h—計算罐壁板底邊至設(shè)計儲液高度的距離，m；D—儲罐內(nèi)直徑，m；[σ]—罐壁鋼板的許用應(yīng)力，Pa；φ—焊縫系數(shù)，取0.9；C—鋼板厚度附加量，包括鋼板厚度負偏差和腐蝕裕量，m；g—重力加速度，取9.8m/s2。儲罐常用鋼板材料有Q235-AF、Q235-A、16MnR等，經(jīng)計算，得到儲罐壁厚結(jié)果如表7.8所示。表7.8罐壁厚度計算結(jié)果鋼板材料常溫下許用應(yīng)力（MPa）計算壁厚（mm）設(shè)計壁厚（mm）材料許用最大板厚（mm）Q235-AF1578.269.08Q235-A1578.269.01616MnR2306.117.034由上表可以看出，若選用Q235-AF作為儲罐材料，其厚度大于材料許用最大板厚，因此不予選用。同時從經(jīng)濟性出發(fā)，選擇滿足要求的Q235-A鋼作為儲罐材料，儲罐壁厚為9mm。浮頂計算浮頂?shù)慕Y(jié)構(gòu)型式有雙盤式和單盤式兩種，由于雙盤式浮頂耗費金屬較多，加工費較高，因此本裝車站內(nèi)的儲油罐均為單盤式。由于浮頂是浮在液面上，為了其使用上的安全可靠性，浮頂?shù)脑O(shè)計應(yīng)滿足以下四個條件：(1)對于單盤式浮頂，設(shè)計時應(yīng)做到單盤板和任意兩個相鄰艙室同時破裂時浮頂不沉沒；對于雙盤式浮頂，設(shè)計應(yīng)做到任意兩個艙室同時破裂時浮頂不沉沒。(2)在整個罐頂面積上有250mm降雨量的水積存在單盤上時浮頂不沉沒。(3)在正常操作條件下，單盤與儲液之間不存在油氣空間。(4)在以上各種條件下，浮頂能保持結(jié)構(gòu)的完整性，不產(chǎn)生強度或失穩(wěn)性破壞。單盤式浮頂?shù)闹苓厼榄h(huán)形浮船。環(huán)形浮船由隔板將其分隔成若干個互不滲漏的艙室。環(huán)形浮船中間為單盤，單盤由鋼板搭接而成，與浮船之間由角鋼連接。單盤鋼板的厚度根據(jù)強度計算的要求而定，但不得小于最小厚度。我國規(guī)定頂板厚度不小于4.5mm。板與板之間的搭接寬度不應(yīng)小于5倍板厚，且不小于25mm，單盤的上表面采用連續(xù)滿角焊，下表面在遇到浮頂支柱或其他剛性較大的構(gòu)件時，周圍300mm范圍內(nèi)采用連續(xù)滿角焊，其余部分可采用間斷焊。在搭接縫與環(huán)形板相交處，應(yīng)將搭接改為加墊板的對接。浮船從頂部看為圓環(huán)形，而其斷面則為梯形。內(nèi)、外兩側(cè)由鋼板圍成的圈板稱為內(nèi)邊緣板和外邊緣板，上面稱為船艙頂板，下面稱為船艙底板。船艙頂板厚度一般不小于4mm，船艙底板厚度一般不小于4.5mm。內(nèi)外邊緣板的厚度根據(jù)強度需要而定，外邊緣板一般不小于6mm，內(nèi)邊緣板一般不小于8mm。環(huán)形的浮船被等分成若干互不連通的艙室，艙室的數(shù)目根據(jù)設(shè)計需要而定。艙室分得多比較安全，但增加了造價。艙室之間的板稱為船艙隔板，船艙隔板與船艙頂板之間可采用間斷焊，其余三邊接縫應(yīng)在一側(cè)采用連續(xù)焊，另一側(cè)可采用間斷焊。如不這樣就會造成竄艙，即一旦有一個艙室泄漏，液體就會竄到其他艙室，最后造成整個浮頂?shù)某翛]。船艙頂板及底板均應(yīng)有一定的坡度，頂板的坡度是為了便于排除雨水，底板的坡度是為了使儲存油品揮發(fā)的氣泡匯聚于單盤的邊緣，待壓力達到一定數(shù)值后，由盤邊的透氣閥排出。(1)第一準則計算校核第一準則要求下沉深度不大于外邊緣板的高度，且有一定裕量，以免油品由浮頂外側(cè)經(jīng)過外邊緣板流入浮頂并灌進艙室內(nèi)，如下式表達：b3≥T+Tα+Δ式中b3—外邊緣板的高度，m；T—當α=0時的下沉深度，m；Tα—由于α≠0而引起的浸沒深度的增加量，m；Δ—安全裕量，m。同時第一準則要求下沉深度不大于內(nèi)邊緣板的高度，且有一定的裕量，以免油品由浮船內(nèi)側(cè)漫過內(nèi)邊緣板進入艙室，并導(dǎo)致浮頂沉沒，如下式表達：b1≥T+Tα+Δ-G式中b1—內(nèi)邊緣板的高度，m；G—浮船尺寸，m；(2)第二準則計算校核第二準則是在整個罐頂面積上有250mm降雨量的水積存在單盤上時浮頂不沉沒。在下暴雨時，由于雨量過大或中央排水管不暢，甚至堵塞，則單盤上將出現(xiàn)積水。在積水的作用下，浮頂?shù)南鲁亮?吃水量)增加。但設(shè)計要求，即使在這種情況下罐內(nèi)的油品也不得越過浮船的外邊緣板，且應(yīng)留有一定裕量。否則，油品就會經(jīng)外邊緣板流人浮頂，灌進艙室，最終導(dǎo)致浮頂沉沒。以上的校核條件用下式表達：b3≥T0+ΔT式中T0—浮船本身的沉沒深度，m；ΔT1—加上單盤以后浮船下沉增加量，m；T2—由積水量引起的浮船下沉增加量，m；Δ—安全裕量，一般取100-200mm，最小不低于50mm。(3)第三準則計算校核第三準則為在操作時單盤與儲液之間不存在油氣空間。這一條件是從減少單盤的腐蝕考慮的。上限為Cmax，即C值達到Cmax時，單盤的底面尚與儲液全部接觸，此時若再將單盤向上移，則單盤底面(靠近浮船內(nèi)邊緣板附近)與儲液脫開。單盤安裝位置的下限為Cmin。，此時浮力恰好與單盤的重量相平衡，單盤成水平的。此時若將單盤繼續(xù)下降，單盤將在浮力的作用下向上凸起而不利于排水。因此，單盤的安裝高度C應(yīng)滿足Cmin<C<Cmax。根據(jù)第一、第二、第三準則計算，得到單盤式浮頂罐浮頂參數(shù)如表7.9所示。表7.93000m3單盤式浮頂儲罐浮頂參數(shù)油罐容積（m3）3000油罐內(nèi)徑（mm）16500浮船外徑（mm）16100浮船內(nèi)徑（mm）13100內(nèi)邊緣板高度（mm）750厚度（mm）8外邊緣板高度（mm）800厚度（mm）6船艙頂板高度（mm）1500厚度（mm）45船艙底板高度（mm）1500厚度（mm）5單盤板厚度（mm）57.2.6油罐加熱與保溫原油儲存溫度由于來油含蠟量高達20.2%，其凝點為30℃，傾點為26℃，而該地區(qū)屬于中溫帶半濕潤半干旱大陸性季風(fēng)氣候，冬季嚴寒漫長，月最低氣溫低至-37.8℃。如果油罐不設(shè)置加熱，原油在低溫將具有很大的粘度，同時由于蠟結(jié)晶的析出將發(fā)生凝固。為了防止油品凝固，降低油品的粘度，降低在管道中輸送的水力摩阻，提高其流動性，需要在油罐內(nèi)對原油進行加熱處理。根據(jù)GB50253—2014《輸油管道工程設(shè)計規(guī)范》，原油儲存溫度宜高于原油凝點3-5℃，因此將原油儲存溫度設(shè)為35℃。油罐加熱方式目前油庫中對油罐中油品進行加熱所采用的加熱方法有以下五種：(1)蒸汽直接加熱法蒸汽直接加熱法是將飽和水蒸氣直接通入被加熱的油品中。這種方法雖然操作方便，熱效率高，但由于冷凝水留存在油品中而影響油品質(zhì)量，因此一般不允許采用，只有燃料油和農(nóng)用柴油等對含水量要求不嚴格的油品，在缺乏其他加熱方法時采用。(2)蒸汽間接加熱法蒸汽間接加熱法是將水蒸氣通入油罐中的管式加熱器，使加熱器升溫并加熱油品，蒸汽或熱水與油品不直接接觸，目前該加熱方法是油品加熱的主流形式。(3)熱水墊層加熱法熱水墊層加熱法是依靠油品下面的熱水墊層向油品傳熱。熱水墊層的熱量可依靠通入蒸汽來補充。如有工業(yè)廢水或其他熱水來源時，也可對熱水墊層不斷補充熱水并排走降溫后的“冷水”來保持熱水墊層的溫度。這種方法使用較少，常在有方便的熱水來源時才采用，而且不能應(yīng)用于不允許存在水跡的油品加熱。(4)熱油循環(huán)加熱法熱油循環(huán)加熱法是從儲油容器中不斷抽出一部分油品，在容器外加熱到地獄閃電溫度15-20℃，再用泵打回到容器中去與冷油混合，由于熱油循環(huán)過程中存在著機械攪拌作用，因此返回容器的熱油很快地把熱量傳遞給冷油，在容器中油溫逐步升高。這種方法雖然要增設(shè)循環(huán)泵、換熱器等設(shè)備，但罐內(nèi)不在需要裝設(shè)加熱器，因而就避免了加熱器銹蝕和隨之而來的檢修工作，而且完全杜絕了因加熱器漏水而影響油品質(zhì)量的問題。(5)電加熱法電加熱法有電阻加熱、感應(yīng)加熱、和紅外線加熱3種方式，其中紅外線加熱法設(shè)備簡單，熱效率高，使用方便，適用于容器加熱。根據(jù)我國現(xiàn)行的石油天然氣行業(yè)標準SY7513-88《出礦原油技術(shù)條件》，對合格原油含水量的要求為含水率低于0.5%，蒸汽直接加熱法與熱水墊層加熱法不適用與此情景，因此選用蒸汽間接加熱法。油罐加熱器選用儲罐中常用的管式加熱器按布置形式可分為全面加熱器和局部加熱器。局部加熱器僅布置在罐內(nèi)的收發(fā)油管附近，對于粘度不高，且不會冷至凝固點溫度以下的油品，或一次發(fā)油量不多的油品，宜采用局部加熱器。全面加熱器則均勻布置在罐內(nèi)距罐底不高的整個水平位置上，由于來油凝點低，含蠟量高，一次發(fā)油量較大，因此選用全面加熱器。(1)排管式加熱器排管式加熱器如圖7.3所示，它布置在油罐內(nèi)，多用D50的無縫鋼管焊接而成。為便于安裝、拆卸和修理，分段式加熱器由若干個分段構(gòu)件組成，每一分段構(gòu)件由2～4根平行的管子與兩根匯管連接而成。分段構(gòu)件的橫向匯管長度應(yīng)小于500mm，使整個分段構(gòu)件可從油罐入孔進出，便于安裝和檢修。幾個分段構(gòu)件以并聯(lián)—串聯(lián)的形式聯(lián)成一組，組的總數(shù)取偶數(shù)，對稱布置在收發(fā)油管(或收發(fā)油起落管)的兩側(cè)，并且每組都有獨立的蒸汽進口和冷凝水出口。當某一組發(fā)生故障時，可單獨關(guān)閉該組的閥門，應(yīng)用其它完好的各組繼續(xù)進行加熱作業(yè)。此外，分組還可以調(diào)節(jié)加熱過程，根據(jù)加熱作業(yè)的實際需要來開閉組數(shù)。圖7.3排管式加熱器結(jié)構(gòu)示意圖(2)蛇管式加熱器蛇管式加熱器如圖7.4所示，它是一種用很長的管子彎曲成的管式加熱器。常用DN50的無縫鋼管焊接而成，只是為了安裝和維修的方便才設(shè)置少量的法蘭聯(lián)接。在油罐下部均勻分布。為了使管子在溫度變化時能自由伸縮，用導(dǎo)向卡箍將蛇管安裝在金屬支架上。支架具有不同高度，使蛇管沿著蒸汽流動的方向保持一定的坡度，坡度要求比分段式加熱器略小。圖7.4蛇管式加熱器結(jié)構(gòu)示意圖由于分段式加熱器的加熱管在罐內(nèi)平面上的分布不如蛇管式加熱器均勻，加熱效果也不如蛇管式好，同時管子的連接接頭多，伸縮不便，容易造成管子接頭處焊口的損壞，發(fā)生蒸汽滲漏。因此油罐的加熱器均采用蛇管式加熱器。油罐保溫為減少油罐熱損失，設(shè)置保溫層是必要的。雖然設(shè)置保溫層增加了投資，但卻能起到節(jié)省熱能、減少加熱器面積和降低加熱設(shè)備容量的作用。因此要綜合考慮加熱和保溫的方案。保溫材料的好壞直接關(guān)系到保溫效果，具體要求如下：(1)保溫性能好，在使用溫度下熱導(dǎo)率不應(yīng)大于0.502kJ/（m·h·℃）；(2)保溫材料的使用溫度不得低于正常操作溫時介質(zhì)最高溫度，否則保溫材料會被破壞而喪失保溫效能，導(dǎo)致熱量損失大，影響工藝操作；(3)保溫材料應(yīng)具有較低的吸水率、不燃性和阻燃性?？紤]到以上三點要求，本原油庫浮頂罐采用阻燃性聚氨酯泡沫作絕熱層（噴涂、板塊鑲嵌，鐵鎧），用玻璃鋼或薄鐵皮做保護層。7.2.7油罐防腐防腐部位(1)罐體內(nèi)表面包括：罐底上表面、罐壁下部2m和罐壁上部2m及所有與油品接觸的碳鋼制內(nèi)構(gòu)件外表面；(2)罐體外表面包括：罐壁、罐頂、加強圈、平臺及盤梯等所有暴露在大氣中的碳鋼制鋼構(gòu)件外表面；(3)儲罐的罐底板下表面，采用涂層保護；(4)罐底邊緣板與基礎(chǔ)之間采用彈性密封膠泥和防水玻璃布進行防水處理。防腐涂層結(jié)構(gòu)及材料油罐防腐涂層相關(guān)參數(shù)如表7.10所示。表7.10油罐防腐涂層相關(guān)參數(shù)位置涂層結(jié)構(gòu)涂料名稱涂裝道數(shù)每道干膜厚度（μm）涂層總厚度（μm）罐底板下表面板四周100mm水性無機富鋅漆23060板面中間環(huán)氧煤瀝青漆490360罐體內(nèi)表面底層改性環(huán)氧類非碳系淺灰色導(dǎo)靜電漆240280中間層240面層340罐體外表面底層環(huán)氧富鋅漆240280中間層環(huán)氧云鐵漆340面層丙烯酸聚氨酯漆240罐頂內(nèi)表面及網(wǎng)殼底層環(huán)氧富鋅漆340280中間層環(huán)氧云鐵漆240面層丙烯酸聚氨酯漆340陰極保護(1)陰極保護方案大型儲罐底板外側(cè)陰極保護常用的方法包括犧牲陽極、柔性陽極和網(wǎng)狀陽極法。犧牲陽極法存在著保護電位難以控制、保護效果不能保證、陽極材料使用壽命短等缺點；柔性陽極法存在著投資高的缺點；網(wǎng)狀陽極法具有保護電流分布均勻、安裝方便、投資較低等優(yōu)點。因此，本項目采用網(wǎng)狀陽極法，對油罐底板進行陰極保護。(2)陰極保護供電設(shè)備對儲油區(qū)儲罐，每具儲罐采用1套獨立的陰極保護系統(tǒng)，供電設(shè)備為恒電位儀，恒電位儀是為儲罐提供陰極保護電流的供電設(shè)備。恒電位儀安裝在陰極保護間里。每2臺恒電位儀設(shè)一臺備用機，三臺恒電位儀(二用一備)共用一臺控制柜，控制柜具有保護電位、輸出電流、輸出電壓信號遠傳功能。陽極采用在罐底基礎(chǔ)沙墊層中安裝網(wǎng)狀金屬氧化物陽極。7.3鐵路裝車設(shè)計7.3.1鐵路裝車工藝目前我國所有油品鐵路裝車都采用上部裝車工藝，罐區(qū)發(fā)油主要有泵送與自流發(fā)油兩種形式，由于該地區(qū)地勢平坦，油庫的罐區(qū)與鐵路裝油作業(yè)區(qū)無相對高差，需要油泵提供動力輸轉(zhuǎn)，故采用泵送上部裝車方式。C裝車站通過鐵路外輸原油，根據(jù)油品性質(zhì)，鐵路裝車系統(tǒng)屬于黏油裝車系統(tǒng)，由于不涉及鐵路卸油，因此黏油裝車系統(tǒng)僅由輸油系統(tǒng)、放空系統(tǒng)兩部分組成，無需真空系統(tǒng)。如圖7.5所示。1135748623574862圖7.5鐵路裝油系統(tǒng)1—裝油鶴管；2—集油管；3—輸油泵；4—輸油管；5—放空罐；6—放空管線；7—儲油罐；8—鐵路油罐車輸油系統(tǒng)的作用在于將儲油罐內(nèi)的原油輸送至油罐車。它包括裝車鶴管、集油管和裝車泵，由于輸送介質(zhì)為高凝點、高含蠟原油，因此裝車泵選用吸入能力較強的往復(fù)泵或齒輪泵。放空系統(tǒng)的作用是在裝有完畢后，將管線內(nèi)的油品放空，以免易凝原油凍結(jié)于管線中。它包括放空罐和放空管線，放空罐安置在油泵房附近，并采用地下臥式油罐，以實現(xiàn)自流放空。7.3.2鐵路油罐車設(shè)計鐵路油罐車是散裝油品鐵路運輸?shù)膶Ｓ密囕v，由罐體、油罐附件、底架和走形部分組成，如圖7.6所示。罐體兩端為準球形頭蓋的臥式圓筒形油罐，罐頂上的空氣包用來容納因油品溫度升高而膨脹的油品，空氣包的容積為油罐容積的2%-3%，空氣包上有一帶蓋人孔，孔蓋為圓形并成半球狀，關(guān)閉時利用杠桿和鉸鏈螺栓壓緊，在罐車改與人孔間夾以墊片保證密封。罐的底部略有坡度，并坡向集油窩以便底油匯集。在空氣包附近設(shè)有平臺，罐車內(nèi)外設(shè)有扶梯，供操作人員登車和進入罐內(nèi)。鐵路油罐車類型按功能分類主要有：輕油罐車、重油罐車、瀝青罐車、液化石油氣罐車四類。C裝車站通過鐵路外輸原油，因此選重油罐車。圖7.6鐵路油罐車示意圖重油罐車具有上部裝油、下卸裝置和加溫裝置。下卸裝置由中心排油閥、側(cè)排油閥和排油管組成。排油管口有螺紋，以便與卸油鶴管的活接頭連接，實現(xiàn)卸油操作。加熱裝置由設(shè)在罐體下半部的加溫套及蒸汽管道組成，蒸汽管道與卸油臺的蒸汽甩頭通過帶有管螺紋的活接頭連接后，打開閥門即可實現(xiàn)對罐體及排油閥的加熱；當罐內(nèi)油品達到所需溫度后就可打開排油閥進行自流式卸油。運送原油的重油罐車外表通常涂成黑色。目前我國重油罐車有G12、G17、G17A三種車型，其中G12有效容積為50m3，G17與G17A有效容積為60m3，由于G17A車型自重系數(shù)小，有效容積大，因此選用G17A重油罐車，其相關(guān)技術(shù)經(jīng)濟指標如表7.11所示。表7.11G17A重油罐車技術(shù)經(jīng)濟指標重量參數(shù)自重（t）20.2標記載重（t）52實際載重（t）52自重系數(shù)0.39容積參數(shù)總?cè)莘e（m3）62.09有效容積（m3）60最大尺寸鉤舌內(nèi)側(cè)距（mm）11992兩端梁間長（mm）11050高（mm）4442寬（mm）2930罐體內(nèi)徑（mm）2800總長（mm）10410罐體中心線距軌面高（mm）2530載荷軸載荷（t/軸）18.05每延米載荷（t/m）6.03轉(zhuǎn)向架中心距（mm）73007.3.3鐵路專用線設(shè)計鐵路專用線是指從鐵路車站至油庫的支線的總稱，實施裝卸作業(yè)的線段稱為油品裝卸線。由于C裝車站地勢平坦，位于鐵路編組東側(cè)8km，根據(jù)《工業(yè)標準軌距鐵路設(shè)計規(guī)范》相關(guān)規(guī)定，鐵路專用線曲率半徑在一般地段為300m，困難地段為20m，因此整根鐵路專用線宜呈東西走向，同時包括8km的庫外線與滿足一次到庫罐車長度的油品裝卸線。鐵路裝卸線布置形式油品裝卸線是鐵路油罐車停放并進行發(fā)油作業(yè)的線段。油品裝卸線應(yīng)為水平直線，采用盡端式布置。為防止調(diào)車時溜車，并保證計量準確，進油品裝卸線前100m也應(yīng)無坡度，為了使作業(yè)區(qū)的設(shè)備施工安裝和操作使用方便，油品裝卸線應(yīng)盡量為直線，在地形受限地區(qū)，油品裝卸線的曲率半徑應(yīng)大于600m，并且軌面不作超高，以免油罐車計量不準。為了及時導(dǎo)走裝卸作業(yè)過程中產(chǎn)生的靜電，油品裝卸線必須有接地裝置。兩股裝卸線之間應(yīng)有適當?shù)钠露?，以便排出雨水和偶然灑出的油品。油品裝卸線一般有單股、雙股和三股3種布置形式。單股油品裝卸線雖然占地少，造價低，但集油管路較長，增加了水力摩阻，因此只適用于小型油庫。三股油品裝卸線通常用于大、中型油庫多種油品的裝車，而C裝車站經(jīng)營油品單一，只負責(zé)原油的發(fā)出，同時發(fā)油量較大，因此選用占地面積較小，操作方便、投資較小的雙股油品裝卸線布置形式，如圖7.7所示。圖7.7雙股作業(yè)線布置形式由于采用雙股作業(yè)線，因此棧橋設(shè)置在兩股作業(yè)線之間。根據(jù)SH/T3107—2000《石油化工液體物料鐵路裝卸車設(shè)施設(shè)計規(guī)范》要求，道路邊緣至鐵路線路中心線的距離，不得小于3.75m。裝卸線的有效長度每條油品裝卸線的有效長度是指股道上可以停放機車車輛而不妨礙鄰線列車及調(diào)車車列安全運行的最大長度。股道有效長度的起止點按警沖標、道岔的尖軌尖端、出站信號機、軌道絕緣節(jié)和車擋等分別確定，按下式計算。L=L1+L2+L3+L4（7.7）式中L—裝卸線有效長度，m；L1—機車至警沖標的距離，取9m；L2—機車長度，去常用大型調(diào)車機車長度值22m；L3—油罐車列的總長度，m；L4—裝卸線終端安全距離，取20m。7.3.4鐵路裝油設(shè)施設(shè)計鐵路裝油鶴管選用鐵路裝油設(shè)備主要采用鶴管，鶴管是連接鐵路罐車與集油管的設(shè)備。裝油作業(yè)時一般都是通過人工操作或液壓傳動，使鶴管伸入罐車內(nèi)。因此為了減輕勞動強度和啟動時間，且要滿足工藝需要，要求鶴管具有操作靈活、密封性好、可靠耐用、有效工作半徑大等特點。目前國內(nèi)外常用的鶴管有固定式萬向鶴管、自重力平衡式鶴管、氣動鶴管、升降式大鶴管、液壓鶴管、套筒式鶴管、電動鶴管等多種形式。(1)固定式萬向鶴管這種鶴管由DN100的鋼制立管、橫管、鋁制短管、旋轉(zhuǎn)接頭、平衡重錘等組成。鶴管在其立管上裝有旋轉(zhuǎn)接頭，能使鶴管在水平方向旋轉(zhuǎn)。橫管固定在可以選擇的活動杠桿上，并利用橡膠軟管與立管相連，當橫管上下起落時，短管即可插入或從車內(nèi)取出。為了減輕勞動強度，在活動杠桿的另一端有平衡重錘。橫管和短管是靠特制的法蘭連接的，當松動法蘭的螺栓后，短管則可保持自然鉛垂。短管用鋁管制成，不僅質(zhì)量輕，同時也可避免當它與油罐車碰撞時產(chǎn)生火花。這種鶴管的優(yōu)點是結(jié)構(gòu)簡單，重量較輕，操作方便，轉(zhuǎn)動靈活，減少了勞動強度和裝油的輔助時間。(2)自重力平衡式鶴管這種鶴管是人工操作的裝油設(shè)備。它采用壓縮彈簧平衡器與鶴管自重力矩平衡。經(jīng)精密計算，平衡器力矩與鶴管自重力矩在各個角度及部位均能達到平衡。這種鶴管配有回轉(zhuǎn)器，能旋轉(zhuǎn)360°，故能給棧橋兩旁鐵路專用線上的油罐車裝油。為了使鶴管通過油罐車口上下運動，還配有使鶴管上下運動的升降器，其俯仰角范圍為0-80°。為了解決鶴管對準油罐車貨位，還配有水平活節(jié)和垂直活節(jié)及調(diào)節(jié)對位距離的小臂，小臂完全收攏時，工作距離為3.25m，小臂完全張開時，工作距離為5.15m。鶴管具有操作上下自如，輕便靈活的優(yōu)點。(3)氣動鶴管氣動鶴管的起落是以壓縮空氣為動力的。當需要鶴管提起時，首先向氣缸內(nèi)通入壓縮空氣，氣缸里的活塞在壓縮空氣的推動下移動，并使與活塞桿鉸接的活動臂圍繞著旋轉(zhuǎn)軸轉(zhuǎn)動，從而帶動鶴管使其升起。裝卸油品時，放走氣缸里的空氣，鶴管在自身重力的作用下垂入油罐車。鶴管的前后位置靠延伸滾輪在活動臂上滾動來調(diào)節(jié)，活臂還可以和氣缸一起圍繞著支點作水平方向的旋轉(zhuǎn)。由于采用雙股作業(yè)線，因此本裝車站采用操作靈活、能夠旋轉(zhuǎn)360°、上下自如的自重力矩平衡鶴管。鶴管數(shù)量確定鐵路裝油鶴管的數(shù)目等于原油一次裝車時對準的貨位數(shù)，即一次到庫的最多油罐車數(shù)。根據(jù)SH/T3107—2000《石油化工液體物料鐵路裝卸車設(shè)施設(shè)計規(guī)范》，一次到庫最多的油罐車數(shù)按下式計算：N=KGτVρA式中G—原油散裝鐵路的計劃年裝車量，t/a；K—鐵路運輸不均勻系數(shù)；V一輛油罐車容積，m3；τ—油品的年操作天數(shù)，d；ρ—裝車溫度下油品密度，t/m3；A—油罐車裝滿系數(shù)。根據(jù)SH/T3107—2000《石油化工液體物料鐵路裝卸車設(shè)施設(shè)計規(guī)范》，原油罐車裝滿系數(shù)取A=0.9，年操作天數(shù)取τ=350d，不均勻系數(shù)K=1.2。鶴管與集油管的連接(1)專用單鶴管式專用單鶴管式如圖7.8所示，這種布置方式用于向油罐車裝入質(zhì)量要求較高的油品，集油管布置在鐵路油品裝載線的一側(cè)，在集油管上每隔12m或12.5m設(shè)施一個鶴管。12.5m12.5m12.5m集油管鶴管12.5m12.5m12.5m集油管鶴管圖7.8專用單鶴管式連接工藝(2)兩用（或多用）單鶴管式兩用（或多用）單鶴管式如圖7.9所示，每一個鶴管分別和兩條（或多條）集油管相連，鶴管間的距離根據(jù)鐵路作業(yè)線的股數(shù)確定。只建一股作業(yè)線時，鶴管間距一般為12m或12.5m。若有兩股作業(yè)線，集油管設(shè)置在兩股作業(yè)線之間，鶴管間距一般為6m或6.25m。這種連接方式可以同時裝卸兩種（或多種）油品。常用于汽油、柴油的裝卸系統(tǒng)中。鶴管鶴管集油管6m6m6m集油管6m6m6m圖7.9兩用（多用）單鶴管式連接工藝(3)雙鶴管式雙鶴管式如圖7.10所示，每組為兩個鶴管，分別與各自的集油管線相連，每組鶴管的間距為4～6m，可以根據(jù)油品種類的多少而定。這種連接方式適用于品種多而收發(fā)量小但產(chǎn)品質(zhì)量要求較高的油品，例如潤滑油。鶴管鶴管4-6m4-6m4-6m集油管4-6m4-6m4-6m集油管7.10雙鶴管式連接工藝由于鐵路油品裝卸線采用雙股作業(yè)線布置形式，為增強裝車工藝可靠性，選用雙用單鶴管連接工藝，若一根集油管出現(xiàn)故障，可以通過另外一根集油管發(fā)油。集油管與鶴管的連接6m集油管是鶴管的匯集總管，當鶴管數(shù)目，可以采用兩種不同管徑的鋼焊接而成。在集油管的中部引出一條輸油管與輸油泵相連。集油管的平面布置應(yīng)與鐵路油品裝車線相平行，由于本裝車站采用雙股油品裝車線，因此集油管布置如圖7.11所示。6m5.6m2.8m自泵房5.6m2.8m自泵房圖7.11集油管布置棧橋設(shè)計棧橋與鶴管建在一起，是鐵路油罐車裝油作業(yè)操作平臺，用以改善發(fā)油作業(yè)時的工作條件。棧橋有單側(cè)操作和雙側(cè)操作兩種，由于采用雙股作業(yè)線，因此C裝車站采用雙側(cè)作業(yè)棧橋。由棧橋到罐車之間設(shè)有吊梯，吊梯傾角不大于60°，操作人員通過吊梯上到油罐車進行操作，完成操作后應(yīng)及時收攏吊梯，平時應(yīng)檢查其牢固性。在設(shè)計棧橋時，必須注意棧橋上的任何部分都不能伸到規(guī)定的鐵路限界中去。有寫必須伸入到限界以內(nèi)的，如鶴管、吊梯等，必須采用旋轉(zhuǎn)式，在非裝卸油時，應(yīng)位于鐵路限界以外。本裝車站的棧橋采用鋼筋混凝土結(jié)構(gòu)。臺面高度在鐵路軌頂以上3.5m。由于采用雙側(cè)裝油，因此臺面寬度設(shè)為2m。棧橋上要設(shè)有安全欄桿，棧橋立柱與鶴管間距一致，為12m。棧橋兩端每隔70m處設(shè)置上、下棧橋的梯子。雙側(cè)棧橋的長度可按下式計算。L=n2l-12式中L—棧橋長度，m；n—一次到庫最大的油罐車數(shù)；l—一輛油罐車的長度，取12m。7.4裝車方案設(shè)計7.4.1方案設(shè)計出發(fā)點鐵路裝車方案取決于兩方面：一是鐵路裝車設(shè)施規(guī)模，包括鐵路油罐車數(shù)量、鶴管數(shù)等，鐵路裝車設(shè)施規(guī)模越大，一次投資越高，相應(yīng)地一次發(fā)油量越多，日平均作業(yè)批次越低；二是上游管道來油情況，在鐵路裝車設(shè)施規(guī)模固定的前提下，來油量越多，日平均作業(yè)批次越高，來油量減少，則需降低日平均作業(yè)批次，以保證在任何情況下，裝車站儲油區(qū)內(nèi)有足夠儲存容量接收來油，同時及時將站內(nèi)原油發(fā)出。根據(jù)上述兩方面可知，在每年管道來油量確定的前提下，鐵路裝車設(shè)施規(guī)模決定了裝車方案。本設(shè)計以第一年日平均作業(yè)批次為出發(fā)點，分別設(shè)計兩套滿足最高來油量生產(chǎn)運行要求的鐵路裝車設(shè)施，并以此確定2016-2025年的裝車方案：(1)裝車方案一：設(shè)計在2016年（即管道來油量最大年）的日平均作業(yè)批次為2，即每天通過鐵路發(fā)油兩次，具有裝車設(shè)施規(guī)模小，裝車頻率高的特點。(2)裝車方案二：設(shè)計日平均作業(yè)批次為0.5，即每兩天通過鐵路發(fā)油一次，具有裝車設(shè)施規(guī)模大，裝車頻率低的特點。(3)裝車方案三：設(shè)計日平均作業(yè)批次為1，即每天通過鐵路發(fā)油一次，裝車設(shè)施規(guī)模、裝車頻率介于方案一與方案二之間。7.4.2不同方案所需裝油設(shè)施根據(jù)公式計算得到所需油罐車數(shù)以及鐵路裝車線有效長度，得到三種方案所需鐵路裝車設(shè)施相關(guān)參數(shù)，如表7.12所示。表7.12三種方案所需鐵路裝車設(shè)施參數(shù)表項目方案一方案二方案三最大年計劃裝車量（t）49.6×104油罐車容積（m3）60所需油罐車數(shù)197638一次裝車量（t）861.843447.361723.68所需鶴管數(shù)197638棧橋長度（m）102444216裝車線布置形式雙股雙股雙股裝車線有效長度（m）1655072797.4.3不同方案每年裝車次數(shù)隨著年份的增長，管道來油量逐漸降低，裝車方案需根據(jù)來油量進行調(diào)整，根據(jù)三種方案設(shè)計分別計算，得到2016-2025年所需裝車次數(shù)與日平均作業(yè)批次，結(jié)果如表7.13所示。表7.13三種不同方案2016-2025年鐵路裝車次數(shù)時間（年）年裝車量（104t）方案一方案二方案三裝車次數(shù)平均作業(yè)批次裝車次數(shù)平均作業(yè)批次裝車次數(shù)平均作業(yè)批次201649.67002.001750.503501.00201745.746361.821590.453180.91201839.25461.561360.392730.78201934.14751.361190.342370.68202029.94161.191040.302080.60202126.53691.05920.261850.53202223.63290.94820.231640.47202321.22950.84740.211480.42202419.22670.76670.191340.38202517.42420.70610.171210.35總計306.44275—1069—2138—7.4.4方案對比優(yōu)選通過表7.12和表7.13可以看出，雖然方案一所需要的油罐車數(shù)、鶴管數(shù)少，一次投資較少，但是10年內(nèi)的裝車次數(shù)為4275次，遠遠大于另外兩種方案，需要較高的運營成本。方案二雖然裝車次數(shù)最少，裝車運營成本最低，但是裝油設(shè)施一次投入成本較高，設(shè)備使用率較低。因此選擇介于兩者之間的方案三作為本裝車站火車裝車方案。具體相關(guān)參數(shù)表7.14所示。表7.14鐵路裝油設(shè)施項目參數(shù)油罐車型號G17A油罐車容積（m3）60機車牽引重量（t）2743.6油罐車數(shù)38一次裝車量（t）1723.68鶴管類型自重力矩平衡鶴管所需鶴管數(shù)38裝車線布置形式雙股裝車線有效長度（m）279雙側(cè)棧橋長度（m）108鶴管與集油管連接形式兩用單鶴管式表7.152016-2025年裝車方案時間（年）年裝車量（104t）裝車次數(shù)日平均作業(yè)批次201649.63501.00201745.73180.91201839.22730.78201934.12370.68202029.92080.60202126.51850.53202223.61640.47202321.21480.42202419.21340.38202517.41210.35總計306.42138—7.5站內(nèi)管道設(shè)計7.5.1管道作用輸油管道系統(tǒng)是本裝車站的工藝網(wǎng)絡(luò)，它將油罐、裝油設(shè)施、裝車泵等連接成一個整體，使油品按業(yè)務(wù)需要傳遞于各工藝設(shè)備之間。裝車站內(nèi)的輸油管道系統(tǒng)應(yīng)能滿足油庫的正常業(yè)務(wù)要求，并使生產(chǎn)操作方便、高度靈活、保證油品質(zhì)量、經(jīng)濟合理、安全可靠。為達到上述目的，應(yīng)做好以下幾項工作：(1)制定合理、靈活的工藝流程；(2)用經(jīng)濟管理計算公式或推薦的經(jīng)濟流速確定管道的管徑；(3)根據(jù)工藝要求選用必要的設(shè)備；(4)根據(jù)介質(zhì)性質(zhì)和操作條件合理選擇管道器材；(5)根據(jù)工藝操作要求確定熱力管網(wǎng)和輔助管道系統(tǒng)；(6)合理進行管道安裝設(shè)計；(7)設(shè)置合理有效的管道保溫、伴熱、清掃及泄壓保護系統(tǒng)。7.5.2管道分類裝車站內(nèi)的工藝管道和熱力管道操作時發(fā)生事故的危險性和事故發(fā)生的危害程度，與管道輸送介質(zhì)參數(shù)有關(guān)。為了保證各種管道既能安全可靠地運行，又能減少人力和投資，有必要根據(jù)管道的性質(zhì)，將管道分為不同的級別。根據(jù)GB50316—2000《工業(yè)金屬管道設(shè)計規(guī)范》，本裝車站由于輸送飽和蒸汽壓為25.2kPa的原油，屬于C類流體。根據(jù)SH3501—2011《石油化工劇毒、可燃介質(zhì)管道工程施工及驗收規(guī)范》，本裝車站內(nèi)管道級別為SHBI（設(shè)計壓力小于10MPa的甲、乙類可燃氣體和甲A類液化烴、甲B類可燃液體介質(zhì)管道）根據(jù)《壓力管道安全管理與監(jiān)察規(guī)定》，本裝車站內(nèi)管道設(shè)計壓力小于10MPa，設(shè)計溫度小于400℃，級別屬工藝管道GC28。按照管道設(shè)計壓力分類，本裝車站表壓在0-1.6MPa之間，屬于低壓管路。7.5.3常用的管道工藝流程油罐區(qū)的管路工藝一般有單管系統(tǒng)、雙管系統(tǒng)及獨立管路系統(tǒng)。(1)單管系統(tǒng)單管系統(tǒng)的特征是同一油罐組的兩個（或兩個以上）油罐共用一根管路。其特點是所需管路少，建設(shè)費用最省，但它只以一根管路作為油罐的進出管道，這種工藝流程罐組油罐之間不能互相輸轉(zhuǎn)，必須輸轉(zhuǎn)時需另設(shè)臨時管線。單管系統(tǒng)常應(yīng)用于品種單一、收發(fā)業(yè)務(wù)量較少、通常不需輸轉(zhuǎn)作業(yè)的油庫。(2)獨立管路系統(tǒng)獨立管路系統(tǒng)的特征是任一罐區(qū)的每個油罐單獨設(shè)置一根管路。其特點是布置清晰，專管專用，檢修時不影響其他油罐的作業(yè)。但材料消耗大，泵房管組也相應(yīng)增多。獨立管路系統(tǒng)在油庫中應(yīng)用較多，一般用于潤滑油管路，他們品種數(shù)量較多，但不能混入其他油品，業(yè)務(wù)量相對輕油要少，不需要經(jīng)常倒罐。(3)雙（多）管系統(tǒng)雙管系統(tǒng)是一個或一個以上油罐共用兩根管路，多管系統(tǒng)則是兩個或兩個以上油罐共用兩根以上管路。雙管系統(tǒng)的特征是對大宗散裝油品的每個油品都設(shè)兩根主干道，分別用于收油作業(yè)和發(fā)油作業(yè)。同時每個油罐也設(shè)兩根進出油管，規(guī)定它們作進油和付油專用，并與相應(yīng)進出油干道相連，實際中常用箭頭或不同顏色，對進出油管路或閥門分別作出記號，便于安全操作。典型的雙管系統(tǒng)最大特點是同組油罐間可以互相輸轉(zhuǎn)，也可同時進行收發(fā)作業(yè)，故油庫罐區(qū)工藝流程一般多以雙管系統(tǒng)為主，輔以單管或獨立管路系統(tǒng)。雙管系統(tǒng)在輸轉(zhuǎn)作業(yè)時，由于同時占用兩根管路，不能再進行收發(fā)作業(yè)，對作業(yè)量較大、同組油罐大于兩個的油庫常采用三管系統(tǒng)。這樣既可以保證庫內(nèi)油品的輸轉(zhuǎn)，又可以同時進行收發(fā)油作業(yè)。7.5.4管道工藝流程對比優(yōu)選以上三種管路系統(tǒng)優(yōu)缺點對比如表7.16所示。表7.16三種管路系統(tǒng)優(yōu)缺點對比項目優(yōu)點缺點單管系統(tǒng)投資最省同組油罐無法輸轉(zhuǎn)；一條管線發(fā)生故障，同組油罐均不能操作獨立管道系統(tǒng)布置清晰、專管專用檢修時不影響其他油罐操作管材消耗量大；泵房管組投資增大雙管系統(tǒng)同組油罐可以互相輸轉(zhuǎn)投資較獨立管道系統(tǒng)更省進行輸轉(zhuǎn)作業(yè)時無法進行收發(fā)作業(yè)根據(jù)上述方案可知，C裝車站設(shè)計3000m3油罐3個，由于雙管系統(tǒng)可以使同組油罐互相輸轉(zhuǎn)，同時投資較于獨立管道系統(tǒng)更省，因此本設(shè)計采用雙管系統(tǒng)。7.5.5管道保溫層設(shè)計由于該工程區(qū)域最低月平均溫度為-37.8℃，原油凝點為30℃，為了減少管路熱損失，防止原油在管路中凝結(jié)，需要對站內(nèi)管道進行保溫。保溫結(jié)構(gòu)由保溫層和保護層兩部分組成。正確的選擇保溫結(jié)構(gòu)將直接關(guān)系到保溫效果、投資費用、能量損失以及使用年限等，因此對保溫結(jié)構(gòu)有如下要求：(1)保證熱損失不超過最大允許散熱量，熱損失取決于保溫材料的導(dǎo)熱系數(shù)，導(dǎo)熱系數(shù)越小，保溫層越薄，一般不大于0.14W/m·℃，最大也不超過0.233W/m·℃。(2)保溫結(jié)構(gòu)應(yīng)有足夠的機械強度。保溫結(jié)構(gòu)要能承受自重及外力的沖擊，要能在受風(fēng)力、雪載荷、空氣溫度波動及雨水的情況不至于脫落，以保證結(jié)構(gòu)的整體性，所以選用有一定機械強度的保溫材料，抗壓強度應(yīng)不小于0.3MPa。(3)要有良好的保護層。要能保證外部的水蒸氣、雨水以及潮濕泥土的水分不能進入保溫材料內(nèi)。因水分進入保溫材料后，不僅使保溫材料的導(dǎo)熱系數(shù)增加，還會使保溫材料變軟、腐爛、發(fā)霉，降低機械強度，破壞保溫結(jié)構(gòu)的完整性，同時也增加了散熱損失。因此次啊用鐵皮做防護層。(4)保溫層結(jié)構(gòu)要簡單、易于施工和維修方便，同時盡量減少材料的消耗量和盡量做到保溫層結(jié)構(gòu)外部整齊美觀。常用的保溫材料有聚氨酯泡沫塑料、玻璃布、泡沫硅藻土、蛭石水泥、礦渣棉、泡沫混凝巖棉管、玻璃棉管、橡塑海棉、聚乙烯保溫材料、復(fù)合硅酸鹽保溫材料、硅酸鋁保溫材料等，幾種常用保溫材料的物性參數(shù)如表7.17所示。表7.17常用保溫材料的密度和導(dǎo)熱系數(shù)材料名稱密度（kg/m3）導(dǎo)熱系數(shù)（W/m·℃）玻璃棉氈100-1600.041-0.058渣礦棉氈130-2500.041-0.070石棉硅藻土280-3800.070-0.081水泥蛭石管殼430-5000.088-0.140瀝青蛭石管殼350-4000.081-0.105水泥泡沫混凝土400-4500.093-0.140粉煤灰泡沫混凝土300-7000.151-0.163聚氨酯硬質(zhì)泡沫塑料<650.026-0.028本方案設(shè)計采用聚氨酯泡沫塑料作為保溫層，因為它具有密度小、導(dǎo)熱系數(shù)低、吸水率低、抗壓強度高、與鋼鐵表面的粘結(jié)性好及施工方便等優(yōu)點。同時采用鐵皮作為防護層。利用蘇霍夫公式計算不同保溫層厚度下，在氣溫為-37.8℃時管道溫降變化，計算結(jié)果如表7.18所示。表7.18不同保溫層厚度下管道溫降變化保溫層厚度（mm）管道起始溫度（℃）集油管與立管處溫度（℃）溫度降（℃）103533.41.6203534.30.7303534.60.4由上表可以看出，當保溫層厚度為20mm時，管內(nèi)溫度降能夠控制在1℃范圍內(nèi)，因此選擇厚度為20mm的聚氨酯泡沫硬塑料作為站內(nèi)管道保溫層。7.5.6管道強度設(shè)計站內(nèi)管道管徑計算站內(nèi)管道管徑計算按輸量和輸送壓力確定，根據(jù)以下公式計算：d=4QπV式中—管線內(nèi)徑，m；Q—液體流量，m3/s；V—液體流速，m/s。液體管道推薦流速如表7.19所示。表7.19液體管道的推薦流速泵吸入管道泵出口管道和一般壓力管道運動粘度（mm2/s）流速（m/s）運動粘度（m