6．3．1 原油储罐宜选用浮顶油罐。
6．3．2 输油站储罐设置应满足管道安全运行的需求，储罐设置应符合下列规定：
1 输油首站、注入站及末站设置的储油罐数量每站不宜少于3座，储油罐总容量不应小于按下式计算的储罐总容量：
式中：V——输油站原油储罐总容量(m3)；
G——输油站原油年总运转量(t)；
ρ——储存温度下原油密度(t／m3)；
ε——油罐装量系数，宜取0．9；
k——原油储备天数，应按本规范第6．3．4条相关规定选取。
2 具有储存、转运功能的分输站宜设置储油罐，罐容应按本规范公式(6．3．2-1)计算。直接向用户供油的分输站可不设置储油罐。
3 设有反输功能的输油站罐容除应满足正常输送需要外，尚应满足反输工艺对储罐容量的需求。反输罐容应按下式计算：
式中：V——管道反输运行时，输油站需要的原油储罐总容量(m3)；
v——管道反输运行的输油量(m3／h)；
ε——油罐装量系数，宜取0．9；
k——原油反输运行天数。
6．3．3 站场泄压罐设置及容量应根据瞬态水力分析确定，泄压罐宜采用固定顶储罐。
6．3．4 输油站油品储备天数宜符合下列规定：
1 首站、注入站：
1)油源来自油田、管道时，其储备天数宜为3天～5天；
2)油源来自铁路卸油时，其储备天数宜为4天～5天；
3)油源来自内河运输时，其储备天数宜为3天～4天；
4)油源来自近海运输时，其储备天数宜为5天～7天；
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 具有储存、转运功能的分输站、末站：
1)通过铁路发送油品给用户时，油品储备天数宜为4天～5天；
2)通过内河发送给用户时，油品储备天数宜为3天～4天；
3)通过近海发送给用户时，油品的储备天数宜为5天～7天；
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3天。
3 中间(热)泵站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。
6．3．5 油罐的加热和保温方式应根据储存原油的物理性质和环境条件，通过技术经济比较后确定。原油储存温度宜高于原油凝点3℃～5℃。
6．3．6 铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的相关规定。
6．3．7 码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规范》JTS 165的相关规定。
6．3．8 输油泵的选择应符合下列规定：
1 输油泵泵型应根据所输油品性质合理选择。当在输送温度下油品的动力黏度在100mPa·s以下时，宜选用离心泵。
2 泵机组不应少于2台，但不宜多于5台，并应至少备用1台。
3 输油泵轴功率应按下式计算：
式中：P——输油泵轴功率(kW)；
qV——设计温度下泵的排量(m3／s)；
ρ——设计温度下介质的密度(kg／m3)；
H——输油泵排量为qV时的扬程(m)；
η——设计温度下泵排量为qV时的输油效率。
注：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黏度，对泵的η、qV、H进行修正。
6．3．9 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机；
2 经技术经济比较后，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：
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；液力耦合器ηe＝0．97～0．98；
K——电动机额定功率安全系数，取值如下：3＜P≤55kW，k＝1．15；55＜P≤75kW，k＝1．14；P＞75kW，k＝1．1。
6．3．10 加热设备的选择应符合下列规定：
1 加热设备不宜少于2台，可不设备用；
2 热负荷应按下式计算：
式中：Q——加热设备热负荷(W)；
qm——进入加热设备油品流量(kg／s)；
C——加热设备进、出口平均温度下油品的比热容[J／(kg·℃)]；
t1——加热设备出口油品温度(℃)；
t2——加热设备进口油品温度(℃)。
6．3．11 减压站内减压系统的设置应符合下列规定：
1 减压系统应能保证油品通过上游高点时不出现汽化现象，并应控制下游管道压力不超压；
2 减压系统应设置备用减压阀，减压阀应选择故障关闭型；
3 减压站不应设置越站管线；
4 减压阀上、下游应设置远控截断阀，阀门的压力等级应和减压阀压力等级保持一致，应能保证在管道停输时完全隔断静压力；
5 减压阀组上游应设置过滤器，过滤网孔径尺寸应根据减压阀结构形式确定；
6 设置伴热保温的减压阀组，每路减压阀组应设置单独的伴热回路；
7 减压站内的进、出站管线上应设超压保护泄放阀。
6．3．12 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 清管器出站端及进站端管线上应设置清管器通过指示器；设置清管器转发设施的站场，应在清管器转发设施的上游和下游管线上设置清管器通过指示器；
3 清管器接收、发送筒的结构、筒径及长度应能满足通过清管器或检测器的要求；
4 当输油管道直径大于DN500，且清管器总重超过45kg时，宜配备清管器提升设施；
5 清管器接收、发送操作场地应根据一次清管作业中使用的清管器(包括检测器)数量及长度确定；
6 清管作业清出的污物应进行集中收集处理。
6．3．13 输油管道用阀门的选择应符合下列规定：
1 安装于通过清管器管道上的阀门应选择全通径型(阀门通道直径与相连接管道的内径相同)；不通清管器的阀门可选用普通型或缩径型；
2 埋地安装的阀门宜采用全焊接阀体结构，并采用焊接连接；
3 当阀门与管道焊接连接时，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。
6．3．14 油品交接计量的设置应符合下列规定：
1 输油管道应在油品交接处设置交接计量系统；
2 流量计宜选用容积式、速度式或质量式流量计，准确度不应低于0．2级；
3 计量系统应设置备用计量管路，不应设置旁通管路；计量管路多于4路时，应设置2路备用；
4 流量计下游应设置具有截止和检漏双功能阀门或严密性好的无泄漏阀门；
5 流量计出口应保持足够的背压；
6 计量系统宜设置在线检定装置及配套设施，检定装置应设置清洗流程；
7 流量计前后的排污设施应分别设置，宜设置密闭流程；
8 流量计、体积管可露天安装，水标系统宜室内安装；
9 计量处宜设置取样系统和油品物性化验设施；
10 计量系统及辅助设备的设置，应满足国家现行标准《原油动态计量 一般原则》GB／T 9109．1、《液态烃动态测量 体积计量流量计检定系统》GB／T 17286、《液态烃动态测量 体积计量系统的统计控制》GB／T 17287、《液态烃体积测量 容积式流量计计量系统》GB／T 17288、《液态烃体积测量 涡轮流量计计量系统》GB／T 17289及《科里奥利质量流量计检定规程》JJG 1038的有关规定。
6．4．1 储存汽油、石脑油、煤油、溶剂油、航空煤油、喷气燃料油应选用内浮顶罐；闪点低于45℃的柴油宜选用内浮顶罐，闪点高于45℃的柴油、重油等可选用固定顶油罐。
6．4．2 顺序输送管道首站、注入站的储罐容量应满足批次输送的罐容要求，储罐设置应符合下列规定：
1 输油首站、注入站满足批次组织要求的储罐容量宜按下列公式计算：
式中：V——每批次、每种油品或每种牌号油品所需的储罐容量(m3)；
m——每种油品或每种牌号油品的年输送量(t)；
ρ——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，容量小于1000m3的固定顶罐(含内浮顶)宜取0．85，容量等于或大于1000m3的固定顶罐(含内浮顶)、浮顶罐宜取0．9；
N——循环次数(次)；
Km——月最大不均匀系数；
Qm——最大月下载或输出量(t)；
Qe——年平均月下载或输出量(t)。
注：设有水运卸船码头的站场，还应满足一次装船或卸船量要求，取较大值。
2 直接向销售油库供油的分输站或末站可不设置储油罐；具有储存、转运功能的分输站或末站的罐容宜按本规范公式(6．4．2-1)计算，且应满足转运方式的要求。
3 每种油品或每种牌号油品储油罐数量不应少于2座。
6．4．3 成品油管道的首站、注入站和末站宜与沿线炼厂或油库合并设置或相邻设置，分输计量设施宜与沿线分输油库合并设置。
6．4．4 顺序输送成品油管道站场泄压罐设置及容量应根据瞬态水力分析确定，泄压罐宜采用固定顶罐。
6．4．5 有混油切割的站场应在进站管道上设置混油界面检测设施。
6．4．6 需下载混油的站场宜设置混油罐，顺序输送成品油管道站场混油罐数量应按照混油切割和处理工艺确定，混油罐总容量不宜小于2个输送批次混油切割量要求。
6．4．7 成品油管道铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的相关规定。
6．4．8 成品油管道码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规范》JTS 165的相关规定。
6．4．9 汽油、石脑油等轻质油品装车总量大于20万吨／年时，宜设置油气回收设施。
6．4．10 输油泵流量选择宜兼顾管道近、远期输量变化要求，扬程选择应满足所输各种油品的需要，并应按本规范第6．3．8条的规定选择泵送设备。
6．4．11 输油泵驱动装置应按本规范第6．3．9条的规定选择。
6．4．12 减压站的设置应符合本规范第6．3．11条的规定。
6．4．13 清管设施设置应符合本规范第6．3．12条的规定。
6．4．14 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6．3．13条的规定；
2 顺序输送成品油管道用于油品切换作业的阀门应为快速开启、关闭、密封性能好的阀门，其开启、关闭的时间不宜超过10s，并应采取防止管道内漏、串油的措施。
6．4．15 油品交接计量应符合本规范第6．3．14条的规定。
6．5．1 液化石油气储罐设计应符合下列规定：
1 在常温下，应选用卧式金属储罐或球形储罐；
2 管道首站、注入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量应按下式计算：
式中：V——管道首站、注入站、分输站、末站液化石油气储罐总容量(m3)；
m——管道首站、注入站、分输站、末站液化石油气年总运转量(t)；
ρ——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0．85；
k——液化石油气的储备天数。
3 储罐座数应按下式确定：
式中：n——储罐座数，首站、注入站、分输站、末站储罐，每站不宜少于3座；
V——液化石油气总储存量(m3)；
V1——球罐或卧罐单座的容量(m3)。
4 液化石油气储罐的设计应符合国家现行标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的相关规定。
5 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，应符合国家现行标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的相关规定。
6 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。
7 液化石油气储罐上应设置安全阀。安全阀入口管道和出口管道上不宜设置切断阀，当工艺有特殊要求必须设置时，应使切断阀在正常工作时保持开启状态并加铅封。与储罐相接的管线上不得安装铸铁阀。
8 容量大于或等于100m3的储罐应设置2个或2个以上安全阀。
6．5．2 首站、注入站、分输站、末站液化石油气的储备天数应符合本规范第6．3．4条的规定。
6．5．3 储罐的冷却与绝热方式应根据所储液化石油气组分和环境条件，经技术经济比较后确定。
6．5．4 液化石油气铁路装卸设施应符合现行行业标准《石油化工液体物料铁路装卸车设施设计规范》SH／T 3107的相关规定。
6．5．5 码头装卸设施应符合现行行业标准《海港总体设计规范》JTS 165的相关规定。
6．5．6 泵送设备除应按本规范第6．3．8条选用外，还应符合下列规定：
1 宜选用液化石油气专用泵。泵的安装高度应保证不使其发生气蚀，并应采取防振动措施。
2 选用泵的外壳应为铸钢，应选用无泄漏型机械密封。
3 入口管段上应设置操作阀、过滤器、放散阀及放散管，放散管应引至安全放空地点。
4 泵出口管段上应设置止回阀、操作阀和液相安全回流阀。
6．5．7 主泵驱动装置的选择除应符合本规范第6．3．9条的规定外，还应满足水联运工况的要求。
6．5．8 压缩机组及附件的设置应符合下列规定：
1 站场内宜设置压缩机，对储罐及装卸设备中的气相液化石油气增压；
2 压缩机进、出口管线上应设置阀门；
3 压缩机进、出口管之间应设置旁通管及旁通阀；
4 压缩机进口管线上应设置过滤器；
5 压缩机出口管线上应设置止回阀和安全阀；
6 当站内无压缩机系统时，罐区内各储罐的气相空间之间，槽车与储罐气体空间应用平衡管连通。
6．5．9 减压站的设置应符合本规范第6．3．11条的规定。
6．5．10 清管设施的设置应符合本规范第6．3．12条的规定。
6．5．11 液化石油气管道用阀门应符合下列规定：
1 阀门及附件的配置应按系统设计压力提高一级；
2 地上管道分段阀之间的管段上应设置安全阀；
3 管道上应设置液化气专用阀门；
4 阀门应按本规范第6．3．13条的规定选择。
6．5．12 液化石油气的交接计量应符合本规范第6．3．14条的规定。
6．6．1 站内地面钢质管道和金属设施应采用防腐层进行腐蚀防护。
6．6．2 站内地下钢质管道的防腐层应为加强级或特加强级，也可采取外防腐层和阴极保护联合防护方式。
6．6．3 地面储罐的防腐设计应符合现行国家标准《钢质石油储罐防腐蚀工程技术规范》GB／T 50393的有关规定。
6．6．4 保温管道的钢管外壁及钢制设备外壁均应进行防腐，保温层外应设防护层。埋地管道及钢制设备的保温设计应符合现行国家标准《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB／T 50538的有关规定。地面钢质管道和设备的保温设计应符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB 50264的有关规定。
6．7．1 输油站的电力负荷分级应根据输油管道工艺系统的运行要求来确定，并应符合下列规定：
1 加热输送原油管道的首站、设有反输功能的末站、压力或热力不可越站的中间站应为一级负荷；
2 常温输送管道的首站、压力不可越站的泵站宜为一级负荷；
3 减压站宜为一级负荷；
4 其他各类输油站场应为二级负荷；
5 线路监控阀室、独立阴极保护站可为三级负荷。
6．7．2 一级负荷输油站场应有双重电源供电；当条件受限制时，可由当地公共电网同一变电站电气联系相对较弱的两个不同母线段分别引出一个回路供电，供电电源变电站应具备至少两路电源进线和至少两台主变压器。输油站场每一个电源(回路)的容量应满足输油站的全部计算负荷，非受限制区域两路架空供电线路不应同杆架设。
6．7．3 二级负荷输油站场宜有两回线路供电，两回线路可同杆架设；在负荷较小或地区供电条件困难时，可由一回线路供电，但应设应急电源。
6．7．4 输油站场中站控制系统、通信系统、紧急截断阀应采用不间断电源(UPS)供电，蓄电池组的后备时间应满足站控制系统、通信系统及紧急截断阀的后备时间要求，且不宜少于2h。
6．7．5 在无电或缺电地区，站内低压负荷可采用燃油发电机组供电，发电机组的选择应符合下列规定：
1 发电机组运行总容量应按全站低压计算负荷的1．25倍～1．3倍选择，并应满足低压电动机的启动条件；备用机组容量可按运行机组容量的50％～100％选择；
2 发电机组的台数应为2台及以上，同一输油站宜选择同型号、同容量的机组；应根据机组的检修周期、是否设值班人员及机组运行台数，合理确定备用机组台数；
3 发电机组应满足并联运行、具有自动-手动并车功能。
6．7．6 在无电或电源不可靠地区，输油管道线路监控阀室、通信站、阴极保护站宜选择太阳能发电、风能发电或小型燃油发电装置供电，应根据负荷容量、气象、地理环境、燃料供应条件合理选择。
6．7．7 变(配)电所的供电电压应符合下列规定：
1 变(配)电所的供电电压应根据用电容量、供电距离、当地公共电网现状合理确定，宜为10(6)kV～110 kV；
2 输油泵、消防泵电动机额定电压应与一级配电电压相匹配。低压配电电压应采用380V／220V。
6．7．8 变(配)电所的主接线和变压器选择应符合下列规定：
1 具有一路电源进线和1台变压器的变电所，可采用线路-变压器组接线；其主变压器的容量宜按全站计算负荷的1．25倍～1．33倍选择，且应满足输油主泵电动机的启动条件。
2 当有两路电源进线时，主变压器应为2台。变电所主接线宜采用单母线分段或桥形接线、二次侧宜采用单母线分段接线。每台主变压器容量应满足全站计算负荷，并应满足输油主泵电动机的启动条件。
3 配电变压器的台数及容量选择宜按主变压器选择原则进行。
6．7．9 变(配)电所的无功补偿应符合下列规定：
1 输油泵配10(6)kV异步电动机台数在5台以下时，宜采用单机无功补偿方式；台数在5台及以上时宜采用集中补偿方式；
2 低压配电侧宜采用集中无功自动补偿方式；
3 当工艺条件适当时，可采用高压同步电动机驱动输油泵。
6．7．10 6kV～110kV变电所应采用变电站综合自动化系统，实现对变配电系统的保护、数据采集与监控，并应同时备有手动操作功能。
6．7．11 变电所的电力调度通信应符合下列规定：
1 应设置输油管道内部通信电话；
2 应设置与地方供电部门电力调度中心的外部电力调度通信，主、备电力调度通信方式应符合当地电网的要求；
3 无人值班变电所，除在变电所装设电力调度电话外，还应在站控制室装设并机电力调度电话。
6．7．12 输油管道输油站场和阀室危险区域的划分应符合现行行业标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY／T 6671的相关规定；危险区域内电气装置的选择应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB 50058的相关规定。
6．7．13 输油站场和阀室的防雷、防雷击电磁脉冲、防静电设计应符合下列规定：
1 输油站场内的建(构)筑物的防雷设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的相关规定；信息系统设备所在建筑物，应按不低于第三类防雷建筑物进行防直击雷设计；
2 阀室应按照第二类防雷建筑物进行防直击雷设计；
3 输油管道的防雷、防静电设计应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的相关规定；
4 供配电系统和电子信息系统的防雷、防雷击电磁脉冲设计应符合国家现行标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》GB／T 50064、《建筑物防雷设计规范》GB 50057和《建筑物电子信息系统防雷技术规范》GB 50343的相关规定。
6．7．14 输油站场的接地设计应符合下列规定：
1 站场内的建(构)筑物的接地系统设计应符合现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB 50057的相关规定；
2 站场中的电气装置或设备，除另有规定外应使用一个总的接地网；
3 同一建筑物或区域内，防雷接地、电气设备接地和信息系统设备接地宜采用共用接地系统，其接地电阻取最小值。
6．7．15 输油站场内用电设备负荷等级的划分应符合表6．7．15的规定。
表6．7．15 输油站场内用电设备的负荷等级
注：1 可压力越站的中间泵站，主泵的用电负荷等级降为二级。
2 可热力越站的中间热站，加热炉区用电设备的负荷等级降为二级。
3 计量间内流量计算机系统的负荷等级为一级。
* 消防泵房内用电设备的负荷等级应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的相关规定。
6．8．1 站场水源的选择应符合下列规定：
1 水源应根据站场规模、用水要求、水源条件和水文地质条件等因素综合分析确定，并宜就近选择。
2 生产、生活及消防用水宜采用同一水源。当油罐区、液化石油气罐区、生产区和生活区分散布置，或有其他特殊情况时，经技术经济比较后可分别设置水源。
3 生活用水的水质应符合现行国家标准《生活饮用水卫生标准》GB 5749的相关规定；生产和消防用水的水质标准，应满足生产和消防工艺要求。
6．8．2 站场及油码头的污水排放应符合下列规定：
1 含油污水应与生活污水和雨水分流排放；
2 生活污水应经处理达标后排放；
3 含油污水应进行处理，宜采用小型装置化处理设备，处理深度应符合现行国家标准《污水综合排放标准》GB 8978的相关规定和当地环保部门的要求；
4 雨水宜采用地面有组织排水的方式排放；油罐区的雨水排水管道穿越防火堤处，在堤内宜设置截油装置，在堤外应设置截流装置。
6．8．3 站场及油码头的消防设计应符合下列规定：
1 原油、成品油储罐区的消防设计，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《泡沫灭火系统设计规范》GB 50151的相关规定；
2 液化石油气储罐区的消防设计，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183和《建筑设计防火规范》GB 50016的相关规定；
3 装卸原油、成品油码头的消防设计，应符合国家现行标准《固定消防炮灭火系统设计规范》GB 50338和《装卸油品码头防火设计规范》JTJ 237的相关规定；
4 站场及油码头的建筑消防设计，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016和《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140的相关规定。
6．9．1 输油站的采暖宜优先利用城镇或临近单位的热源。当无依托热源时，可自建锅炉房。
6．9．2 输油站内各建筑物的采暖通风和空气调节设计应符合国家现行标准《采暖通风与空气调节设计规范》GB 50019和《石油化工采暖通风与空气调节设计规范》SH／T 3004的相关规定。
6．9．3 输油站各类房间的冬季采暖室内计算温度，应符合表6．9．3的规定。
表6．9．3 输油站各类房间冬季采暖室内计算温度
注：加热炉烧火间、高压开关室、电容器室等不采暖。
6．9．4 化验室的通风宜采用局部排风；当采用全面换气时，其通风换气次数不宜小于5次／h。排风设备应采用防爆型。
6．9．5 驱动输油泵的电动机，其通风方式应按电动机安装使用要求决定。
6．9．6 输油泵房、计量间、阀组间等放散可燃气体的工作场所，应设置事故通风装置，其通风换气次数不宜小于12次／h。
6．9．7 积聚容重大于空气、并具有爆炸危险气体的建(构)筑物，应设置机械排风设施。其排风口的位置应能有效排除室内地坪最低处积聚的可燃或有害气体，其排风量应根据各类建筑物要求的换气次数或根据产生气体的性质和数量经计算确定。
6．9．8 采用热风采暖、空气调节和机械通风装置的场所，其进风口应设置在室外空气清洁区，对有防火防爆要求的通风系统，其进风口应设在不可能有火花溅落的安全地点，排风口应设在室外安全处。
6．9．9 采用全面排风消除余热、余湿或其他有害物质时，应分别从建筑物内温度最高、含湿量或有害物质浓度最大的区域排风。
6．9．10 输油站内控制室、机柜间、化验室、变频间可设置空气调节装置。
6．9．11 当设置较大型集中式空调系统时，应考虑选用风冷式冷却系统。当采用水冷式冷却系统时，应采用循环水式水冷却系统。
6．9．12 输油站内的锅炉房及热力管网设计，应符合现行国家标准《锅炉房设计规范》GB 50041的相关规定。
6．9．13 通信机房的采暖通风及空气调节设计，应符合现行行业标准《电信专用房屋设计规范》YD／T 5003的相关规定。
6．9．14 建筑物的采暖通风与空气调节设计的节能措施应符合下列规定：
1 输油站内产生的余热，宜回收利用；
2 晴天日数多、日照时间长的地区，宜优先采用太阳能作热源。
6．10．1 工艺设备、动力设备及其他辅助设备应满足自动控制系统的功能要求。
6．10．2 输油工艺过程平稳运行及确保安全生产的重要参数，应进行连续监测或记录。
6．10．3 仪表选型应符合下列规定：
1 应选用安全、可靠、技术先进的标准系列产品；
2 检测和控制仪表宜采用电动仪表；
3 仪表输入、输出信号应采用标准信号；
4 直接与介质接触的仪表，应满足管道及设备的设计压力、温度及介质的物性要求；
5 现场应安装供运行人员巡回检查和就地操作的就地显示仪表。
6．10．4 爆炸危险区域内安装的电动仪表、设备，其防爆结构应按表6．10．4确定。
表6．10．4 电动仪表、设备防爆结构选择
| 分区 |
0区 |
1区 |
2区 |
| 防爆型式 |
本质安全型ia |
本质安全型ia、ib
隔爆型d |
本质安全型ia、ib
隔爆型d、增安型e |
注：分区应符合现行行业标准《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY／T 6671的相关规定。
6．10．5 输油站内宜设站控制室。
6．10．6 进出站控制回路设计应符合下列规定：
1 控制方式宜采用节流调节或泵转速调节；
2 调节阀流量特性应选择等百分比或近似等百分比。
6．10．7 站控制系统的监控内容应符合下列规定：
1 应监视、调节正常运行工况下的输油温度、压力；
2 宜对管道输油量进行监控；
3 可对站场能耗进行计量；
4 应能完成报警事件和应急工况的处理；
5 应对混油段进行监视；
6 对需要远程控制的工艺设备、动力设备及其他辅助设备进行远程控制。
6．10．8 仪表及站控制系统的供电设计除应符合本规范第6．7节的规定外，还应符合下列规定：
1 仪表及站控制系统的交流电源应与动力、照明用电分开设置；
2 站控制系统应采用不间断电源供电。
6．10．9 仪表系统的接地宜采用共用接地装置，接地连接电阻不应大于1Ω。
6．10．10 电缆选型及敷设应符合下列规定：
1 仪表信号电缆宜选用屏蔽电缆，电缆直埋敷设时应选用铠装电缆；
2 电缆宜采用电缆沟、直埋、电缆桥架方式敷设。
