《油气田地面工程数字化建设规定(试行)》 .doc

中国石油天然气股份有限公司油气田地面工程数字化建设规定（试行） 前 言为贯彻党的十七大提出的关于“大力推进信息化与工业化深度融合，走中国特色新型工业化道路，促进经济发展方式转变和工业转型升级”精神，“十一五”期间，各油气田结合生产实际，进行了不同程度的油气田数字化建设与应用的探索实践，取得了一定成效，积累了宝贵经验。“十二五”是中国石油天然气集团公司（简称“中国石油”）建设综合性国际能源公司的重要五年,随着物联网技术的发展和其它技术的逐渐成熟，全面启动油气田数字化建设，实施数字化管理，是中国石油上游业务提高生产效率、加强安全环保、促进节能减排、改善工作条件、优化生产组织方式、控制生产用工的有效途径，是加快发展方式转变，提高油气田开发管理水平和综合效益的必然选择，在实现中国石油战略目标的过程中将发挥重要作用。油气田地面工程数字化建设是油气田数字化建设的重要组成部分。本规定在总结各油气田地面工程标准化设计、数字化建设和管理的基础上，结合中国石油信息化建设总体规划，兼顾各油气田地域、建设模式、工艺技术、管理方式等差异，为规范各油气田地面工程数字化建设的范围、内容和标准，指导各油气田地面工程数字化建设，控制建设投资和运行成本,提高油气田地面建设和管理水平而编制。本规定共分9章，1个附录。第1章 范围；第2章 规范性引用文件；第3章 术语和定义；第4章 总则；第5章 油气田生产运行数据采集；第6章 自控系统；第7章 电力系统；第8章 通信系统；第9章 安防系统；附录A。本规定由中国石油勘探与生产分公司提出和归口。编制单位：西安长庆科技工程有限责任公司、大庆油田工程有限公司、中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。主要起草人： 目 次1 范 围- 3 -2 规范性引用文件- 5 -3 术语和定义- 7 -4 总 则- 9 -5 油气田生产运行数据采集- 10 -5.1 一般规定- 10 -5.2 井场及阀室- 10 -5.3 小型站场- 11 -5.4 中型站场- 11 -5.5 大型站场- 12 -6 自控系统- 14 -6.1 一般规定- 14 -6.2 远程终端装置- 14 -6.3 站场监控系统- 15 -6.4 区域生产管理中心- 17 -6.5 控制室- 18 -6.6 系统安全- 18 -7 电力系统- 19 -7.1 一般规定- 19 -7.2 10（6）kV及以上线路- 19 -7.3 电力站所- 19 -7.4 集控站- 20 -7.5 0.4kV配电系统- 20 -8 通信系统- 21 -8.1 一般规定- 21 -8.2 主用通信- 21 -8.3 备用通信- 23 -8.4 应急通信- 23 -8.5 系统安全- 23 -9 安防系统- 25 -9.1 一般规定- 25 -9.2 视频监控系统- 26 -9.3 入侵报警系统- 28 -9.4 语音告警系统- 28 -9.5 可视对讲系统- 28 -附录A- 29 -1 范 围1.0.1 本规定适用于中国石油陆上油气田（含煤层气田、页岩气田、地下储气库）和滩海油气田陆岸新建地面工程的数字化建设。油气田地面工程改扩建项目数字化建设参照执行。1.0.2 本规定适用于区域生产管理中心及其所辖井场、站（厂）、管道等数字化建设。1.0.3 本规定涵盖油气集输、油气处理、油气储运、给排水、消防、注水、热工、暖通、电力、自控、通信、防腐等相关专业数字化建设内容。1.0.4 油气田地面工程数字化建设除应符合本规定外，尚应符合行业国家、现行有关强制性标准的规定。2 规范性引用文件与本规定有关的国家、行业在用有效标准为该规定编制的规范性引用文件。GB 50350 油气集输设计规范GB 50183 石油天然气工程设计防火规范GB 50074 石油库设计规范GB 50391 油田注水工程设计规范GB 50428 油田采出水处理设计规范GB 50041 锅炉房设计规范GB 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB 50116 火灾自动报警系统设计规范GB 50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB 50229 火力发电厂与变电所设计防火规范GB/T 13729 远动终端设备GB/T 13850交流电量转换为模拟量或数字信号的电测量变送器GB/T 20438 电气/电子/可编程电子安全相关系统的功能安全 GB 50115 工业电视系统工程设计规范GB 50200 有线电视系统工程技术规范GB 50311 综合布线系统工程设计规范GB 50348 安全防范工程技术规范 GB 50394 入侵报警系统工程设计规范GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范GB/T 50622 用户电话交换系统工程设计规范SY/T 0069 原油稳定设计规范SY/T 0077 天然气凝液回收设计防火规范SY/T 0011 天然气净化厂设计规范SY/T 0076 天然气脱水设计规范SY/T 0605 凝析气田地面工程设计规范SY/T 0049 油田地面工程建设规划设计规范SY/T 0090油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T 0091油气田及管道计算机控制系统设计规范SY 6503 石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范SY/T 0311 滩海石油工程通信技术规范DL 451 循环式远动规约DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 630 交流采样远动终端技术条件DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5103 35kV110kV无人值班变电所设计规程DL/T 5430 无人值班变电站远方监控中心设计技术规程GA/T 75 安全防范工程程序与要求YD/T 1071 IP电话网关设备技术要求YD/T 1099 以太网交换机技术要求YD/T 1255 具有路由功能的以太网交换机技术要求YD/T 1385 基于软交换的综合接入设备技术要求YD/T 1434 软交换设备总体技术要求YD/T 1516 IP智能终端设备技术要求IP电话终端YD/T 1627 以太网交换机设备安全技术要求YD/T 1629具有路由功能的以太网交换机设备安全技术要求YD/T 5024 SDH本地网光缆传输工程设计规范YD/T 5032 会议电视系统工程设计规范YD/T 5040 通信电源设备安装工程设计规范YD 5102 通信线路工程设计规范YD/T 5119 基于SDH的多业务传送节点(MSTP)本地网光缆传输工程设计规范(附条文说明)CECS:6294 工业企业扩音通信系统工程设计规范CECS:3691 工业企业调度电话和会议电话工程设计规范IEC 61131-3 Programmable controllers- Programming languagesQ/SY XN2004 高酸性气田地面集输系统设计规范Q/GDW393 110（66）kV220kV智能变电站设计规范油气田地面工程标准化设计技术规定（试行）3 术语和定义 3.0.1 油气田地面工程数字化建设以油气田开发生产管理的业务流程为主线，通过自动检测控制、通信网络、数据交换等技术手段，实现井场、站（厂）、管道等生产过程实时监控，为油气田数字化管理提供基础数据。3.0.2 站场监控中心对本站及所辖井场、站（厂）、管道等生产运行过程进行集中监控的场所。3.0.3 区域生产管理中心对油气田作业区所辖的井场、站（厂）、管道等生产单元进行生产监视和调度的管理中心。可依托作业区综合公寓设置，也可单独建设。3.0.4 油气田监控和数据采集系统（SCADA）由区域生产管理中心主计算机通过通信网络与所辖井场、站（厂）、管道的远程终端装置及站场监控系统连接起来，对油气生产过程进行数据采集、远程监控与管理的计算机控制系统。3.0.5 基本过程控制系统（BPCS）对来自过程及其相关设备、其它可编程系统及操作员的输入信号进行响应，并产生输出信号维持过程及其相关设备按要求方式运行的系统，一般由DCS或PLC实现。3.0.6 分散控制系统(DCS)控制功能分散、操作显示集中的生产过程控制计算机系统，一般用于大型站场。3.0.7 可编程序控制器(PLC)采用可编程序存储器存储和执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作指令，并通过数字或模拟输入、输出操作来控制各种机械或生产过程的一种电子系统，一般用于中型站场。3.0.8 远程终端装置（RTU)将末端检测仪表、执行机构与远程主控制系统连接起来的，具有数据采集、控制和通信功能的装置，一般用于井场和小型站场。3.0.9 紧急停车系统(ESD)由现场传感器、终端执行器件和逻辑控制单元组成，对生产过程出现异常情况进行关断或泄压的一种安全控制系统。3.0.10 火灾及气体检测报警系统（F&GS）由现场探测器件、报警、控制终端设备及逻辑控制单元组成，用于监控火灾和可燃气、有毒气泄漏并具备报警和消防联动功能的安全控制系统。简称火气系统。3.0.11 电力站所指10（6）kV开关站、35110kV变电所。3.0.12 集控站 指建设在电力站所与油气田电网调度中心之间，对所辖多个电力站所进行数据采集和集中监控，向油气田电网调度中心传输数据的管理中心。3.0.13 油气田电网调度中心 指对所辖电力站所及集控站进行集中监控和统一调度，向油气田公司级生产调度指挥中心传输数据的管理中心。3.0.14 光纤通信系统以光纤作为传输媒介的一种通信方式，由光缆和光传输设备组成。3.0.15 无线通信系统以电磁波为传输媒介的一种通信方式，由发送设备、接收设备、无线信道组成。3.0.16 安防系统以保障安全为目的而建立起来的安全防范系统，一般包括视频监控、入侵报警、语音告警、可视对讲等系统。3.0.17 视频监控系统在重要生产区域设置摄像机，通过传输媒介将采集的图像传输到控制主机，通过显示终端直观形象地进行安全生产管理。系统由摄像机、传输媒介、控制主机、显示终端、存储设备等组成。3.0.18 入侵报警系统利用传感器技术和电子信息技术探测并指示非法进入或试图非法进入设防区域的行为、处理报警信息、发出报警信息的电子系统。3.0.19 语音告警系统一般与视频监控系统或入侵报警系统配合使用。由扬声器、麦克风及功能软件组成。3.0.20 大屏幕显示系统为实时、直观、交互性强的调度指挥显示终端，可从DLP背投拼接、LCD液晶拼接、PDP等离子拼接、LED显示屏、背投无缝幕墙等类型中选择。4 总 则4.0.1 油气田地面工程数字化建设是油气田生产物联网系统（A11）建设的重要组成部分，为中国石油采油与地面生产运行管理系统（A5）、生产指挥管理系统（A8）等信息化系统提供实时生产运行数据，应符合中国石油信息化建设的基本原则和要求。4.0.2 油气田数字化建设的目标是实现生产运行数据自动采集、生产过程自动监控、生产场所智能防护、紧急状态自动保护，达到小型站场及规模较小、功能简单的中型站场无人定岗值守、大中型站场少人集中监控，油气田统一调度管理。4.0.3 油气田地面工程数字化建设应按“站场监控中心区域生产管理中心采油（气）厂油气田公司”管理架构建设。本规定不适用于采油（气）厂、油气田公司的数字化建设。4.0.4 油气田新区数字化建设应与新建产能项目同步实施；油气田老区数字化建设按照整体规划、突出重点、注重效益的原则分步实施。4.0.5 油气田数字化建设应切合生产实际，优先选用国内成熟、先进和可靠的产品，积极研发和推广一体化集成装置。4.0.6 油气田数字化建设形成的数据资源的数据格式、数据库标签及命名等应执行A11信息化系统的相关规定。4.0.7 本规定以标准化设计为基础，执行油气田地面工程标准化设计的相关规定。5 油气田生产运行数据采集5.1 一般规定5.1.1 油气田各类生产场所、装置采集的生产运行数据主要包括：温度、压力、流量、液位、组份、电流、电压、功率、载荷、位移、冲程等。5.1.2 生产运行数据由人工采集数据和自动采集数据组成，人工化验或记录的数据应手工录入该系统。5.1.3 区域生产管理中心所辖井场、站（厂）、管道等数据采集和监控应采用SCADA系统，系统由远程终端装置、站场监控系统、区域生产管理中心计算机系统构成。5.1.4 远程终端装置完成井场、阀室和小型站场的数据采集、处理和控制，并上传数据至所属站场监控系统，接受其控制指令；站场监控系统完成本站及其所管辖井场、站（厂）、管道的数据采集和集中监控，并上传数据至区域生产管理中心；区域生产管理中心接收站场监控系统的数据，实现对区域所辖井场、站（厂）、管道的生产运行数据存储、集中监视和管理。5.1.5 自带控制系统的设备或装置应自行完成数据采集、控制和联锁保护，将运行数据传输至站场监控系统或远程终端装置，并接受其监控，通信方式宜采用RS485接口、Modbus RTU协议。附录中列举的采集参数是生产运行管理必需监控的基本内容，具体工程中，可根据实际需要增加。5.1.6 可燃（有毒）气体检测和报警系统的设置应符合SY 6503和GB 50493的有关规定；采用盘装可燃（有毒）气体报警仪表时，报警信号应上传到站场监控系统。5.1.7 集中处理站、原油储罐和轻烃液化气储罐应按GB 50183的有关规定，设置火灾探测器和火灾手动报警装置。5.1.8 功率55kW及以上的电机应采集电流、电压，重要生产设备电机的电流、电压可根据生产要求进行采集，其它电参数监控要求参照“附录A.24”。5.1.9 应根据管道经过区域的人文、自然环境等实际情况，设置适宜的泄漏检测系统。管道泄漏检测系统应预留与站场监控系统的以太网接口RJ45，通信协议应满足站场监控系统的要求。5.2 井场及阀室5.2.1 油井5.2.1.1 油井包括自喷井、抽油机井、电泵井、螺杆泵井、气举井等，油井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.01”；5.2.1.2 偏远拉油井、低产井宜暂缓实施；5.2.1.3 油井单井计量应优先采用软件计量，并应定期标定，当软件量油不能满足要求时，可采用多通阀选井、两相计量，稠油单井计量宜采用多通阀选井、称重式计量；5.2.1.4 含有毒气体的油井应根据需要设置井口安全截断系统；5.2.1.5 丛式井回压应在汇管采集，单井不重复设置；采用井口加热集输流程时，应采集加热前后温度。5.2.1.6 井场具有远程启停的转动设备，应就地设置带锁的停止开关。5.2.2 注入井5.2.2.1 注入井包括注水井（含气田水回注井）、注聚井、注汽井、注气井等，注入井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.02”；5.2.2.2 注入井数据采集宜设置在配注阀组（间），井场不应重复设置，对于无配注阀组（间）归属的注入井可在井场采集。5.2.3 水源井5.2.3.1 水源井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.03”；5.3.3.2 偏远水源井宜实现潜水泵远程启停。5.2.4 气井5.2.4.1 气井包括常规气井、含H2S气井、煤层气井和注采气井等，气井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.04”；5.2.4.2 高、中压气井应设置井口安全截断系统，常规低压气井宜设置井口安全截断系统；5.2.4.3 含H2S气井应设置井口安全截断系统和有毒气体监测；5.2.4.4 井场水套加热炉宜采集介质进加热炉前压力、温度及介质出加热炉后温度、壳程水位、水浴温度、排烟温度和燃料气压力等数据；5.2.4.5 两级节流气井一级节流后和二级节流前宜共用一个压力变送器；5.2.4.6 注醇和注缓蚀剂气井应采集注醇量和注缓蚀剂量；5.2.4.7 煤层气水平井和从式井应设置总采出水和总采出气计量。5.2.5 油、气管道监控阀室生产运行数据采集监控要求详见“附录A.05”。5.3 小型站场5.3.1 计量站/集油阀组间 5.3.1.1 计量站包括集油阀组、计量分离、掺水（稀油）阀组等单元；5.3.1.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.06”。5.3.2 配水（汽）阀组（间）生产运行数据采集监控要求详见“附录A.07”。5.4 中型站场5.4.1 接转站、放水站、原油脱水站5.4.1.1 主要包括进站、加热、分离、燃料气、脱水、存储、外输、计量、收发球、组合装置、掺水（稀油）、加药等单元；5.4.1.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.08”；5.4.1.3 组合装置的生产运行数据采集监控要求参照具有相关功能的各设备的有关内容。5.4.2 采出水处理站5.4.2.1 主要包括进站来水、调储、除油、过滤、外输、辅助等单元；5.4.2.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.09”。5.4.3 地下水水质处理站、供水站5.4.3.1 地下水水质处理站主要包括来水、除铁、过滤、外输、辅助等单元；供水站主要包括储存、外输等单元；5.4.3.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.10”。5.4.4 配制站5.4.4.1 主要包括供水、分散、熟化、外输等单元；5.4.4.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.11”。5.4.5 注入站5.4.5.1 包括注水站、注聚站、注汽站等； 5.4.5.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.12”；5.4.5.3 聚合物配制注入合一站场生产运行数据采集监控要求参照“附录A.11”、“附录A.12”的有关内容；5.4.5.4 注配间、橇装注水装置生产运行数据采集监控要求参照“附录A.12”的有关内容；5.4.5.5 注汽站高压注汽锅炉生产运行数据采集监控要求参照“附录A.17”的有关内容。5.4.6 集气站、增压站、输气站5.4.6.1 主要包括集气、加热、分离、增压、计量、清管、自用气、注醇、注缓蚀剂、放空等单元，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.13”；5.4.6.2 与油田联合站合建的伴生气增压站进出站不宜设置远程截断阀。5.5 大型站场5.5.1 集中处理站5.5.1.1 主要包括原油集输、原油脱水、原油稳定、伴生气脱水、伴生气凝液回收、采出水处理及回注、消防、供热等系统。5.5.1.2 原油集输、原油脱水系统的生产运行数据采集监控要求详见“附录A.08”；5.5.1.3 常用的原油稳定工艺包括微正压闪蒸、分馏闪蒸；工艺主要包括来油、进料、换热、稳定、加热、三相分离、外输等单元，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.14”；放空单元生产运行数据采集监控要求参照“附录A.13”的有关内容。5.5.1.4 伴生气脱水工艺一般采用三甘醇脱水或分子筛脱水，生产运行数据采集监控要求参照“附录A.20”中有关内容；5.5.1.5 伴生气凝液回收a) 常用的伴生气凝液回收工艺为冷凝分离法，包括浅冷分离和深（中）冷分离；b) 浅冷分离温度一般在-20-35，中冷分离温度一般在-35-60，深冷分离温度一般在 -80-100；c) 浅冷回收工艺包括原料气预处理、原料气增压、凝液回收、丙烷制冷、产品储运及外输等单元，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.15”；d) 深（中）冷回收工艺包括原料气预处理、原料气增压、凝液回收、丙烷+膨胀制冷、产品储运及外输等单元，丙烷制冷、压缩机生产运行数据采集监控要求参照“附录A.15”的有关内容，其它详见“附录A.16”；e) 放空单元生产运行数据采集监控要求参照“附录A.13”的有关内容；5.5.1.6 采出水处理及回注系统生产运行数据采集监控要求参照“附录A.09”、“附录A.12”的有关内容；5.5.1.7 消防系统生产运行数据采集监控要求参照“附录A.18”的有关内容；5.5.1.8 燃气锅炉房主要包括燃料气、锅炉、热力循环、补水、水处理等单元，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.17”。5.5.2 矿场储库 5.5.2.1 矿场储库包括石油库、轻烃及液化石油气储库等；5.5.2.2 石油库主要包括罐区、收发油、消防等系统，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.18”；5.2.2.3 原油储罐应设置独立的高高液位开关，并通过独立的逻辑处理单元(继电器电路或安全PLC)联锁关闭所有原料进罐阀门。5.2.2.4 轻烃及液化石油气储库主要包括来液、罐区、外输、消防等系统，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.19”，消防系统参照“附录A.18”的有关内容；5.5.3 天然气处理厂5.5.3.1 天然气处理厂主要包括集气、分离、脱水、增压、计量、外输、放空、空氮站、采出水处理及回注、消防、供热等单元；含H2S处理厂还包括脱硫、硫磺回收、尾气处理、硫磺成型单元；含CO2处理厂还包括脱碳、CO2回收、储存等单元；含凝析油处理厂还包括脱烃、轻烃回收、水合物抑制剂回收、储运等单元；5.5.3.2 天然气处理厂生产运行数据采集监控要求详见“附录A.20”；5.5.3.3 丙烷制冷低温分离脱油脱水单元应实现超压紧急切断和远程放空，生产运行数据采集监控要求参照“附录A.15”；5.5.3.4 高压凝析油气田处理厂生产运行数据采集监控要求详见“附录A.21”；5.5.3.5 采出水处理及回注系统生产运行数据采集监控要求参照“附录A.09”、“附录A.12”的有关内容；5.5.3.6 天然气进出厂管道应按GB50183的要求设置远程截断阀和放空阀；5.5.3.7 外输计量单元流量计标定应实现不停气流程切换，净化产品气宜设置微量H2S、CO2和微量水份分析仪。5.5.4 地下储气库集注站5.5.4.1 地下储气库集注站主要包括注气、采气及配套系统。生产运行数据采集监控内容应根据具体工程并参照“附录A.20”、“附录A.21”的有关内容确定；6 自控系统6.1 一般规定6.1.1 自控系统应满足生产运行操作和安全管理的需要，其控制水平应符合下列要求：6.1.1.1 井场、阀室、小型站场及规模较小、功能简单的中型站场应达到无人定岗值守、定期巡检，在所属站场监控中心集中远程监控；6.1.1.2 规模较大、功能复杂的中型站场和大型站场应达到在控制室少人集中监控。6.1.2 站场监控系统的选型应根据自然条件、站场规模、工艺流程的复杂程度、监控点数量、安全及管理要求等因素综合考虑，油气田典型站场监控系统宜参照表6-1选型。表6-1 油气田典型站场监控系统选型推荐表系统类型典型站场备注RTU油井、注入井、水源井、气井、监控阀室、集油阀组间、计量站、配水（汽）阀组（间）等井场阀室及小型站场PLC接转站（增压点、转油站）、放水站、原油脱水站，配制站、注入站（注聚站、注水站、注汽站），水处理站（采出水、地下水）、供水站，集气站、增压站、输气站，矿场油库、锅炉房等中型站场DCS或PLC集中处理站（联合站）、原油稳定站、天然气处理厂（含H2S、含CO2、含凝析油）、地下储气库集注站、矿场储库等大型站场6.1.3 站场紧急停车（ESD）系统的设置应根据危险与可操作性分析（HAZOP）及安全完整性等级（SIL）确定，并符合GB/T 21109和GB/T 20438的有关规定。6.1.4 大型站场宜设置相对独立的紧急停车（ESD）系统和火气系统（F&GS），F&GS宜与视频监控系统联动。6.1.5 站场监控系统与站内第三方智能设备或自带控制系统橇装设备的通信宜采用RS485接口、Modbus RTU协议；与远程终端装置（RTU）及区域生产管理中心的通信应采用RJ45接口、TCP/IP协议。6.1.6 测量控制仪表的选型应根据相关标准规范的要求确定，并符合SY/T 0090有关规定要求。6.1.7 现场仪表的防爆类型应根据GB 50058的规定，按照场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别确定，不应低于dIIBT4，还应满足安装位置的环境温度要求、机械防护要求。6.1.8 控制系统应采用工业级设备，软件版本应是最新的、成熟的正式版本，并及时进行版本升级。6.1.9 自控系统的供电、接地及防雷等应符合有关规范的要求。6.2 远程终端装置6.2.1 井场、阀室及小型站场应设置RTU进行数据采集和监控，实现无人值守和远程监控。6.2.2 丛式井场应设置一套RTU，单井井场与相邻井场距离较近时，RTU宜共用设计；RTU宜与通信、监控、供电设备共用安装杆。6.2.3 可燃（有毒）气体检测信号宜直接进入RTU独立设置的I/O卡件，上传至所属站场监控系统进行报警。6.2.4 小型站场RTU可根据生产管理需求设置就地操作的触摸屏或操作面板。6.2.5 RTU应选择质量可靠、性价比高、技术成熟的工业产品，应采用模块化设计，具有较强的扩展性和通信能力，并根据要求具备数据采集、数学及流量计算、逻辑控制、数据时间标志、24h的数据存储和历史数据回传等功能。6.3 站场监控系统6.3.1 站场监控系统的硬件基本配置要求见表6-2。表6-2 站场监控系统硬件基本配置推荐表 配置硬件 中型站场大型站场PLCBPCSESDF&GS控制器不冗余或冗余1冗余双重或三重冗余冗余备用I/O1030%1030%15%15%控制网路不冗余或冗余1冗余冗余冗余服务器/冗余/工程师站/111操作员站12台N宜与BPCS共用可与工程师站共用打印机1台2台与BPCS共用与BPCS共用注：可靠性、安全性要求较高的含硫等站场控制器及网络应冗余设置。6.3.2 中型站场的监控系统宜采用可编程控制器（PLC）系统，操作员站的设置应符合下列规定：6.3.2.1 一般宜设1台操作员站（兼工程师站），注聚站等监控井数较多时可采用一机双屏操作员站；6.3.2.2 所辖井场采用软件单井量油的站场和I/O点数较多的原油脱水站、配制站等站场宜设置2台操作员站。6.3.3 大型站场的监控系统宜由功能相对独立并互相联系的基本过程控制系统（BPCS）、紧急停车(ESD)系统与火气系统(F&GS)组成。大型站场的BPCS一般采用DCS系统。6.3.4 BPCS设置应符合下列规定：6.3.4.1 系统宜由服务器、工程师站、操作员站、过程控制单元及网络设备等组成；6.3.4.2 系统宜采用DCS或PLC，当生产单元较多且距中控室较远时，系统的控制单元应根据生产装置的平面布置确定采用由多个控制器组合或控制器+远程I/O模式；6.3.4.3 系统服务器、控制器CPU、通信总线的负荷不应超过50；6.3.4.4 系统应建立包含ESD、F&GS数据的数据库；6.3.4.5 工程师站宜独立设置，当系统I/O点较少时可与操作员站共用；6.3.4.6 操作员站数量应按生产单元进行设置，一般每个较重要的工艺生产单元设1台，工艺过程简单、I/O点较少的生产单元可共用1台。6.3.5 ESD系统设置应符合下列规定：6.3.5.1 系统逻辑控制单元应具有相关权威部门认证；6.3.5.2 系统应为故障安全型，其终端执行器件在系统正常时应是励磁的；6.3.5.3 现场传感器、终端执行器件宜单独设置，且不应采用现场总线通信方式；6.3.5.4 工程师站应独立设置，操作员站宜与BPCS操作员站共用，且操作员站失效时ESD系统的功能不应受影响；6.3.5.5 应提供操作员易操作的辅助操作盘（按钮盘）；6.3.5.6 与BPCS的通信故障不应影响ESD系统的正常运行；6.3.5.7 应上传紧急停车报警信号至区域生产管理中心。6.3.6 F&GS设置应符合下列规定：6.3.6.1 火灾检测报警设备应具有相关消防部门的认证；6.3.6.2 系统应实现火灾和气体检测报警，火灾时能及时启动消防系统和触发ESD系统，与ESD系统应采用硬接线连接；6.3.6.3 工程师站宜独立设置，操作员站可与工程师站共用；6.3.6.4 宜设置直接操作消防泵等消防设施的按钮；6.3.6.5 应上传火灾报警信号至区域生产管理中心。6.3.7 站场监控系统软件配置应符合下列规定：6.3.7.1 主要包括操作系统软件、控制器编程软件、监控软件等；6.3.7.2 操作系统软件宜采用Windows平台，支持中文显示和输入；6.3.7.3 控制器编程软件支持IEC 61131-3标准规定的编程语言；6.3.7.4 监控软件应具有实时数据采集和处理功能，并可对采集的数据进行存储和查询，存储容量满足所有数据的记录需要；6.3.7.5 监控软件应具备网络和通信管理功能，支持Modbus TCP/IP、DNP3、OPC等多种标准通信协议，满足可扩展和二次开发需要；6.3.7.6 监控软件应具有对通信链路、控制器、I/O模板及I/O网络等完善的监视和诊断功能，诊断应自动记录；6.3.7.7 监控软件的人机界面应采用中文显示，支持多窗口、动态画面显示，具有开放的标准接口，支持与第三方软件如功图诊断计量软件等数据交换。6.3.8 站（厂）监控系统至少应具有下列功能：6.3.8.1 对站内与所辖井、站（厂）、管道的工艺参数进行数据采集、处理；6.3.8.2 动态工艺流程显示；6.3.8.3 实时和历史数据的存储、归档、管理以及趋势图显示；6.3.8.4 PID控制、批量控制、逻辑控制和紧急停车；6.3.8.5 单井计量管理；6.3.8.6 报警、事件管理及报表的自动生成打印；6.3.8.7 站场可燃（有毒）气体、火灾报警和安全状况监视；6.3.8.8 经通信接口与第三方的监控系统或智能设备交换信息；6.3.8.9 为上一级计算机控制系统提供有关数据并接受其调度指令。6.4 区域生产管理中心6.4.1 区域生产管理中心应建立完整的生产数据库，实现整个区域内井场、站（厂）、管道等生产运行数据采集、存储和集中监视管理，并将生产数据上传，同时接受采油（气）厂级生产调度中心的指令。6.4.2 区域生产管理中心SCADA系统与采油（气）厂级生产调度中心的数据通信宜采用OPC等方式。6.4.3 SCADA系统硬件配置应符合下列规定：6.4.3.1系统硬件主要由服务器、工程师站、操作员站、局域网络设备、打印机和外部存贮设备等构成；6.4.3.2 服务器应采用分布式结构，应设置实时和历史数据库服务器，其它应用服务器根据需要配置；6.4.3.3 工程师站（兼操作员站）宜独立配置，操作员站数量按区域管辖井站数量和操作岗位需求配置；6.4.3.4 系统硬件基本配置要求见表6-3。表6-3 SCADA系统硬件基本配置表序号设备名称数量单位备注1实时和历史数据库服务器2台互为冗余2工程师站1台兼操作员站3操作员站台数量根据需要确定4局域网络1套冗余，速率不低于100Mbps5网络型报表打印机1 台宜设 6网络型报警打印机1 台宜设7彩色打印机1台可选8培训工作站1台可选9磁盘阵列1套可选10时钟同步装置1台应设6.4.4 SCADA系统软件配置应符合下列规定：6.4.4.1 软件主要包括操作系统、数据库软件、SCADA监控软件和应用软件等；6.4.4.2 操作系统宜采用Windows平台，支持中文显示和输入；6.4.4.3 数据库软件应包括实时和历史数据库，历史数据存储时间不应小于6个月；6.4.4.4 数据库应具有在线和离线编辑、维护、查找、链接功能，并记录对数据库的任何修改，应配置数据库离线管理工具进行数据库的备份、恢复和报表打印，可采用标准接口或编程语言与第三方数据库进行连接；6.4.4.5 SCADA监控软件应采用开放式设计、模块化结构、标准化数据接口，支持客户机/服务器(C/S)结构、分布式服务器、冗余服务器和网络，支持离线和在线组态等功能；6.4.4.6 应用软件以生产、安全管理、优化分析为主，宜结合生产岗位日常管理内容划分，满足不同岗位员工对生产过程管理的需要。6.4.5 区域生产管理中心至少应具有下列功能：6.4.5.1 所辖区域井场、站（厂）、管道生产运行数据采集、处理和存储；6.4.5.2 工艺流程的动态显示；6.4.5.3 报警显示、管理以及事件的查询、打印；6.4.5.4 实时和历史数据的采集、存储、归档、管理以及趋势图显示；6.4.5.5 生产统计报表的生成和打印；6.4.5.6 系统诊断及网络监视、管理；6.4.5.7 数据通信信道监视及管理；6.4.5.8 对全系统进行时钟同步；6.4.5.9 为采油（气）厂级生产调度中心提供所需生产数据。6.5 控制室6.5.1 站场控制室的设置原则：6.5.1.1 中小型站场控制室宜设一个房间，可隔断为机柜室和操作室，不单独设机柜室和操作室；6.5.1.2 大型站场应设1座中心控制室，按功能划分为操作室、机柜室、工程师室等房间，当生产装置测控参数较多，且距离中心控制室超过500m时，宜设就地机柜室；6.5.2 区域生产管理中心的设置原则：6.5.2.1 面积和布局应根据计算机监控系统和大屏幕显示系统的规模而定，宜设置监视操作室、服务器及工程师室等房间；6.5.2.2 设置大屏幕显示系统的监视操作室，大屏幕与操作台的间距不宜小于3m，大屏幕显示系统背面宜预留1.5m2m维修空间；6.5.3 控制室自控系统和视频监控系统的工作站显示器尺寸、操作台等应统一，工作站显示器宜为22英寸。6.5.4 控制室其他要求等应符合SY/T 0090和SY/T 0091的有关规定。6.5.5 控制室火灾自动报警系统设计应符合GB 50116的有关规定。6.6 系统安全6.6.1 对于SCADA系统的管理、维护和操作应设立登录密码和与之相适应的权限，应至少设置二级安全等级，即工程师级和操作员级。6.6.2 区域生产管理中心应配置防火墙系统以实现SCADA系统与外部管理网络连接的访问控制，同时在内部关键业务网段配备入侵检测系统，以防范来自内部的攻击及外部通过防火墙的攻击。管理网与SCADA系统网络应各自独立。6.6.3 区域生产管理中心SCADA系统宜配置安全评估系统，定期对系统网络进行扫描，主动发现安全漏洞，及时修补。6.6.4 宜采用