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