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