3 仪表供电设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB／T 报表等操作管理功能要求较高时 1 自动化仪表或控制装置 不应少于30min 不会造成设备损失和经济损失 如外输计量站 3126的有关规定 天然气处理厂 配管配线 SCADA 结合工艺 9.1 应符合现行行业标准《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY／T 调节等仪表组成的控制系统 不需要设置UPS 因为《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH／T “仪表用电负荷属于普通负荷时 原油脱水站 9 这类负荷在供电中断时 防雷及接地 油气集输站场仪表选型 50892的有关规定 加密井等生产方式或布井工艺 宜选用自力式 9.1 在环境温度条件下不能正常工作的测量管道 集中处理站 报警 规模及停电后造成的损失和影响等因素综合考虑 微型计算机技术为核心的PLC 不间断电源装置的后备时间一般为30min 1 油气集输站场仪表供电设计应符合下列规定 原油脱水站 工业控制机等控制系统 仪表及管道保温和伴热应符合下列规定 除井场 0310的有关规定 控制室的设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 主要是优化井场RTU设置 油气集输站场自控设计应满足工艺过程操作稳定 油气集输其他站场要求向上一级管理部门传输生产数据或对操作 9.1.2 一般规定 分析取样管道 3 配管配线 析出等现象对检测过程所造成的影响 调节控制逻辑较复杂 仪表及管道的保温和伴热设计应符合现行行业标准《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH／T 应利用丛式井 1 报警 提高经济效益 原油脱水站 供气 4 而根据《石油化工仪表供电设计规范》SH／T 仪表工作电源可采用普通电源” 矿场油库等 仪表本体的保温和伴热 计量站可配置UPS装置 原油稳定站 井场尽可能简化自动化设施 一般采用计算机控制系统 防雷及接地 50892-2013对仪表选型 后备时间可适当延长 0033-2009中3.1.3条将井场和计量站用电负荷划分为三级负荷 其他站场可根据仪表用电负荷等级确定采用普通电源或不间断电源(UPS)供电 仪表供气 仪表用电负荷等级划分 对生产过程的安全可靠性要求较高 本条规定井场和计量站仪表及RTU不推荐采用UPS供电 一般规定 4 主要保障仪表在限定的工作温度下运行 3082-2003中4.2.2条规定 9.1.5 因此 仪表控制系统指由盘装显示 当采用UPS供电时 如丛式井和距离较近的加密井 简化自动化设施 仪表测量管道保温和伴热 当需要在控制中心远程监控和管理井场 井场和计量站宜采用普通电源供电 从而保证仪表正常工作 《油气田变配电设计规范》SY／T 原油稳定站 放水站 后备时间应按UPS的额定负荷计算 9.1.2 9.1.4 故本条不再对上述内容提出要求 基地式控制仪表或装置 当电网供电可靠性不能得到保证时 2 站场的工艺生产过程时 安装 不必每个井场都设置一套RTU 集中处理站等大型站场工艺过程的检测控制参数较多 机械式 滩海陆采油田油气集输站场仪表控制系统的设计 应保温和伴热 9 可以多井设置一套RTU 所以本条只做原则性要求 集中处理站应采用计算机控制系统 而由普通电源供电” DCS 接转站 9.1.1 减少测量附加误差 对调节精度要求不高的设施 需根据站场的重要程度 一般采用仪表控制系统 设备特点 尽可能减少RTU数量 安装 不需要向上一级管理部门传输生产数据且I／O点少 《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 安全 没有复杂控制的站场 50892的有关规定 装置 为此 9.1.3 “仪表用电负荷属于三级负荷 2 从而保证仪表检测系统的正常工作 9.1.1 9.1.4 结晶 天然气处理厂 仪表控制系统或计算机控制系统设置应满足下列规定 提高生产管理水平 需要实现数据远传的井场 主要解决由于气候寒冷而使测量介质产生冻结 《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 计量站外的工艺过程相对复杂的站场 其他站场可根据输入输出点数量 自动控制及油气计量 选用仪表控制系统或小型计算机控制系统 “其他站场” 宜采用由井场远程终端装置(RTU)和站场控制系统构成的监控与数据采集系统(SCADA) 3126-2013对仪表及测量管道的保温和伴热等有明确规定 如果生产管理有特殊要求时 50823和《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB／T 电源容量应按仪表及计算机控制系统用电总负荷的1.2倍～1.5倍确定 以减少自动化系统投资 自动控制及油气计量 采用计算机控制系统可以满足生产控制要求 50892-2013中第2.1.4条规定 控制室的设计规定很详细 经济运行的需求 冷凝 对生产过程影响较小 油气生产工艺相对简单 9.1.3 1 计算机控制系统指以微处理器 2