《油气生产管理信息化建设技术要求》.docx

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1、附件1：油气生产信息化建设技术要求2014年11月目 录1适用范围62规范引用文件63新油气田技术要求73.1网络系统73.1.1有线网络83.1.2无线网络83.1.3网络安全83.1.4相关设备83.1.5通讯协议93.2视频监控93.2.1 井场视频监控103.2.2 站库视频监控113.2.3 施工现场视频监控123.2.4 海洋平台监控123.2.5 油区安防监控123.2.6 设备主要技术参数133.3数据采集与控制153.3.1 井场163.3.2 增压泵站203.3.3 接转泵站213.3.4 联合站233.3.5 注水站293.3.6 配水间323.3.7 注汽站323.3.

2、8 配制站353.3.9 集气站、增压站、输气站353.3.10 天然气处理厂353.3.11 高压凝析油气田处理厂403.3.12 变电站413.3.13 有毒有害气体监测413.3.14 智能控制413.3.15 仪表选型424老油气田技术要求494.1网络系统494.2视频监控494.3数据自动采集505油气生产运行指挥平台505.1油气生产运行指挥平台硬件505.1.1 采油（气）管理区505.1.2 采油（气）厂525.1.3 分公司535.2油气生产运行指挥平台软件535.2.1 软件建设要求535.2.2 数据存储545.2.3 系统安全566运维管理576.1基本要求576.2

3、生产运维57附录1：ZigBee传输要求591.概述592.无线模块初始化要求593.数据链路层62附录2：WIA传输要求731.协议结构732.无线模块物理接口743.无线模块应用接口协议76附录3：RTU数据存储要求821.远程终端单元存储地址822.油井运行采集控制数据存储地址873.气井远程终端单元数据存储1074.采注计量站远程终端单元数据存储1185.其它井、站场远程终端单元数据存储141附录4：通讯模式1411.概述1412.单井通信模式1423.多井集联通信模式1434.仪表与井口控制器(RTU)/井口控制单元通信145附录5：GRM无线协议构成1521.GRM无线协议说明15

4、22.GRM无线协议定义1531 适用范围本技术要求规范了油气生产管理信息化建设中网络系统、视频监控、数据自动采集与控制、油气生产运行指挥平台、运维管理等六个方面的建设内容及相关技术要求。2 规范引用文件GB 15599-2009 石油与石油设施雷电安全规范GB 50350-2005 油气集输设计规范GB 50183-2004 石油天然气工程设计防火规范GB 50074-2002 石油库设计规范GB 50493-2009 石油化工可燃气体和有毒气上体检测报警设计规范GB 50116-2013 火灾自动报警系统设计规范GB 50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB 50115-2

5、009 工业电视系统工程设计规范GB 50200-94 有线电视系统工程技术规范GB 50311-2007 综合布线系统工程设计规范GB 50348-2004 安全防范工程技术规范 GB 50394-2007 入侵报警系统工程设计规范GB 50395-2007 视频安防监控系统工程设计规范GB/T 50622-2010 用户电话交换系统工程设计规范YD/T 1071-2006 IP电话网关设备技术要求YD/T 1099-2013 以太网交换机技术要求YD/T 1255-2013 具有路由功能的以太网交换机技术要求YD/T 1385-2005 基于软交换的综合接入设备技术要求YD/T 1434-

6、2006 软交换设备总体技术要求YD/T 1627-2005 以太网交换机设备安全技术要求YD/T 1629-2007具有路由功能的以太网交换机设备安全技术要求YD/T 5040-2005 通信电源设备安装工程设计规范YD 5102-2010 通信线路工程设计规范SH/T 3521-2007 石油化工仪表工程施工技术规程SH 3104-2000 石油化工仪表安装设计规范SH/T 3164-2012 石油化工仪表系统防雷工程设计规范SY/T 0090-2006 油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T 0091-2006 油气田及管道计算机控制系统设计规范GB/T28181-2011安全防范视频

7、监控联网系统信息传输、交换、控制技术要求SH3005-1999 石油化工自动化仪表选型设计规范3 新油气田技术要求3.1 网络系统网络传输系统为生产指挥、数据传输、视频图像传输和远程监控等提供安全可靠的通讯。网络系统按功能分为：工控网、视频网和办公网。工控网主要传输各类生产参数、报警信息和控制指令；视频网主要传输视频图像信息和语音数据；办公网主要传输各类管理信息系统的数据信息。网络传输系统要建立主用通信、备用通信、应急通信机制。网络系统以有线传输为主，无线传输为辅；在有线传输无法达到的地方采用无线网桥、公网等其他通讯方式作为补充。系统要求技术先进、稳定可靠、传输质量高，并能适应油气田业务发展的

8、需求。网络传输系统应做好充分的网络安全防护。3.1.1有线网络当网络的传输距离小于等于90m时，通信线缆可选用室外屏蔽双绞线；传输距离大于90m时或主干通信线缆应选用单模光缆。光缆应根据现场施工环境选择直埋光缆、架空光缆、管道光缆等。井场终端接入光缆的芯数应不少于8芯（2芯接入工控网，2芯接入视频网，其余备用）；主干光缆的总芯数不应少于终端接入节点数量的6倍。为保证网络的稳定可靠，光缆在敷设时应尽量使用光交接箱进行无源方式跳接，同时应在不同的物理路由上为主干链路设置备份链路。3.1.2无线网络无线网络是有线网络的补充，包括：无线网桥和公网链路两种方式。3.1.3网络安全油气生产运行数据网应单独

9、组网，工控网与视频网、办公网之间不能直接互联，两者之间应采取可靠的技术隔离措施实现安全隔离。利用公网接入的，要在公网与企业网之间做好网络安全防护。光纤通信宜构建传输环网，在物理链路上提高通信系统的可靠性和安全性。骨干光纤传输系统设备的关键部件应采用“1+1”热备份保护方式。应保证主要网络设备的处理能力具备冗余空间，满足油气生产运行数据和视频图像传输需要。3.1.4相关设备3.1.4.1交换机站场内使用的汇聚交换机应采用工业以太网交换机，设备应具备千兆/百兆接入能力，支持光、电以太网接口，支持远程网管。井场、站场使用的终端接入网络设备应采用工业光纤收发器或工业以太网交换机，并具备百兆接入能力，支

10、持光、电以太网接口，重要节点设备应支持远程网管功能。3.1.4.2 RTU、PLC（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。（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。（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。（4）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。（5）中

11、型站场的监控系统宜采用可编程控制器（PLC）系统。3.1.5通讯协议以近期需求为主，兼顾远期信息化业务的发展需要。为井口控制器(RTU)、井口控制单元及无线仪表设备所制定统一的“仪表通信协议”。通信协议应含以下内容：厂商代码、仪表类型、仪表组号、仪表编号、通信效率、电池电压、休眠时间、仪表状态、工作温度等。详见附录3.2 视频监控视频监控系统选用的摄像机、硬盘录像机、视频监控平台软件等均应满足GB/T28181-2011安全防范视频监控联网系统信息传输、交换、控制技术要求标准要求。视频图像采用H.264算法进行编码压缩，视频经编码压缩后通过网络进行传输，并存储在专用的视频存储设备中。视频资料的

12、保存时间应不少于30天，超期录像能够自动覆盖。3.2.1 井场视频监控井场视频监控系统要能实现对井场的视频图像采集和周界防范报警。当发生闯入报警时，系统可以自动或人工向井场喊话，对闯入者进行警示。系统由摄像机、补光灯、防水音箱、通信立杆、自保设备和通讯箱等设备组成。对于有严格防爆要求的井场，所选用的设备要符合相应的防爆要求。3.2.1.1 摄像机井场视频监控摄像机应选用高清红外网络智能摄像机，有效像素不低于130万像素，光学变焦范围不小于18倍。能实现对半径不低于200米的范围进行有效监控。摄像机应具备智能分析报警功能，当井场有人员和车辆进入时，发出报警信息，并跟踪进入井场人员和车辆的运动。3

13、.2.1.2 补光灯补光灯应采用防水设计，同时考虑节能要求。补光灯应实现定时自动开关、远程手动开关、报警联动开关的功能。3.2.1.3 防水音箱音箱应采用内置功放，防水设计，适合室外环境使用，发声功率不低于15W，确保语音在井场范围内可以清晰听到。3.2.1.4 通信立杆通信立杆要按照“三化”工作要求进行建设，保证摄像机的视野范围满足全覆盖监视的要求。3.2.1.5 通讯箱通讯箱负责给视频设备供电和视频网络传输。采用背箱式室外箱体，底部进线，应具备防雨、防尘、防高温、防雷、防腐蚀以及较好的防盗和防破坏功能。箱体和通信立杆需统一接地。箱体的尺寸、颜色、标识、安装位置应按照“三化”要求进行统一。3

14、.2.2 站库视频监控站库视频监控主要是实现站内重点设备、关键部位以及站库周边的视频图像采集和周界防范报警。对于有严格防爆要求的站场，所选用的设备必须符合防爆要求。3.2.2.1 摄像机站库周界采用网络高清红外枪型摄像机，室外其他区域监控采用网络高清红外智能摄像机，室内重点设备和关键部位的监控采用网络高清红外摄像机或者网络高清红外摄像机。周界防范可选用具备智能分析报警功能的摄像机。室内监控应涵盖各种泵、阀组、锅炉以及其他重要设备和关键部位；室外监控应涵盖站库周界、分离器区、加热炉区、脱水区、罐区、原油稳定区、天然气冷却区、天然气外输区等其他重点关键区域。3.2.2.2 视频存储监控点少于等于4

15、个的站库，不设专门的录像存储设备，将视频信号直接传输。监控点数量较多的站场，可部署网络硬盘录像机，对站场内的监控图像进行本地存储，再上传，录像质量及存储空间应满足720P*25fps*30天。3.2.2.3 语音喊话无人值守站场可根据需要部署语音喊话系统。音箱与摄像机音频输出口连接，室外设备应有防水设计。3.2.3 施工现场视频监控钻井井场、作业井场等甲方单位负有监督责任的重点施工现场应安装由高清网络摄像机和无线网络组成的视频监控系统并具备语音喊话功能。3.2.3.1 摄像机根据施工现场需求，安装网络高清红外球型摄像机或网络高清红外枪型摄像机。有严格防爆要求的环境中需要选用符合防爆要求的摄像机

16、。3.2.3.2 无线组网钻井施工现场搭建无线局域网，视频通过无线局域网汇聚后，上传至生产指挥中心。无线局域网应满足现场高清视频传输的需要。3.2.3.3 视频存储钻井施工现场部署网络硬盘录像机，对视频进行高清本地存储。录像质量及存储空间应满足720P*25fps*30天。3.2.4 海洋平台监控海洋平台监控需涵盖靠船排、工艺区、井口生产区、生活区、消防泵区等重点区域。根据安装环境及使用要求，选择网络高清防爆红外云台一体化摄像机或者网络高清红外防爆枪型摄像机。平台部署网络硬盘录像机，对本平台视频进行高清本地存储。录像质量及存储空间应满足720P25fps*30天。平台监控视频实时上传到管理区生

17、产指挥中心。3.2.5 油区安防监控油区安防视频监控系统的组成与井场视频监控一致。油区安防监控要实现对安防事件的可回放、可追溯和可取证。在进出油区的主要道路上，安装道路卡口系统，对出入油区的人员、机动车、非机动车进行监控、抓拍。3.2.6 设备主要技术参数视频监控设备技术参数应能达到下述性能指标。3.2.6.1 网络高清红外智能球型摄像机l 分辨率：130万像素，720P分辨率；l 码流：720P全帧率状态下码流不超过2M；l 镜头：光学变焦不低于18倍；l 红外性能：内置红外灯，红外照射距离不低于80米；l 预置点个数：200个；l 云台：水平方向360连续旋转；垂直方向090旋转，并可自动

18、翻转；l 智能分析：支持不少于10场景，每场景不少于8规则的智能行为分析；l 智能分析类型：至少提供区域入侵报警、跨线报警、徘徊报警等多种智能行为分析功能，支持智能跟踪；l 音频接口：至少提供音频输入/输出接口各1路；l 报警接口：至少提供开关量报警输入/输出接口各2路；l 防护等级：不低于IP66。3.2.6.2 网络高清红外枪机l 像素/分辨率：130万像素，720P分辨率；l 镜头：定焦或可调焦镜头，100米距离内可辨识人脸；l 码流：720P全帧率条件下码流不高于2Mb/s；l 红外性能：红外照射距离不低于50米；l 防护等级：不低于IP66。3.2.6.3 网络高清红外半球摄像机l

19、像素/分辨率：130万像素，720P分辨率；l 镜头：定焦或可调焦镜头，50米距离内可辨识人脸；l 码流：720P全帧率条件下码流不高于2Mb/s；l 红外性能：红外照射距离不低于20米。3.2.6.4 网络高清防爆红外云台一体化摄像机l 分辨率：130万像素，720P分辨率；l 码流：720P全帧率状态下码流不超过2M；l 镜头：光学变焦不低于18倍；l 红外性能：自带红外灯，红外照射距离不低于80米；l 云台：水平方向360连续旋转；垂直方向90旋转；l 音频接口：至少提供音频输入/输出接口各1路；l 报警接口：至少提供开关量报警输入/输出接口各2路；l 防护等级：不低于IP66；l 防爆

20、等级：不低于ExdIICT6。3.2.6.5 网络高清红外防爆枪机l 像素/分辨率：130万像素，720P分辨率；l 镜头：定焦或可调焦镜头，100米距离内可辨识人脸；l 码流：720P全帧率条件下码流不高于2Mb/s；l 红外性能：红外照射距离不低于50米；l 防护等级：不低于IP66；l 防爆等级：ExdIICT6。3.2.6.6 室外防水音柱l 防护等级：不低于IP6；l 功放：内置功放；l 功率：额定功率20W；3.2.6.7 网络硬盘录像机l 接入能力：可接入8路/16路 1080P分辨率的视频；l 存储空间：提供不少于32TB的硬盘存储空间；l 网络接口：提供至少2个10M/100

21、M/1000M自适应网络接口；l 支持VGA、HDMI、CVBS多种输出接口；l 显示画面支持1/4/9/16分割。3.3 数据采集与控制数据采集与控制系统是油气生产信息化的主要建设内容，主要指安装在油气生产工艺流程上，由测量仪表、控制仪表、在线分析仪表、可燃气体和有毒气体检测报警器、数据采集系统、过程控制计算机、执行器等组成的自动化系统和安全保护、报警、联锁系统。数据采集与控制系统应满足油气生产工艺高效、安全、经济运行的需要，在选型和安装过程中要严格执行国家、行业的相关标准和规范。采油井场、采气井场等井场，通过RTU（Remote Terminal Unit 远程终端单元）实现压力、温度、电

22、参等生产参数的采集和井的启、停控制、远程参数调节、远程切断等功能。增压站、集气站等小型站场，通过RTU实现站场内主要工艺参数和气体泄漏等信息的自动采集、控制、报警与联锁保护。实现无人值守、自动操作、定期自动巡检。联合站、接转站、注水站、注聚站、净化厂等较大型站场，要根据各站场的生产工艺特点和要求，安装相应的PLC（Programmable Logic Controller 可编程序控制器）、DCS（DistributedControl System 分散控制系统）和SIS（Safety Instrument System 安全仪表系统）等先进的计算机控制系统，实现各工艺设施主要工艺参数的自动采

23、集、监视、控制、报警、联锁与管理等。站内需设置一个中央控制室，进行集中管控。各井、站的所有工艺参数最终要通过工控网传送到管理区油气生产运行指挥平台的SCADA 系统，利用SCADA 系统操作员站实现各井、站场的压力、温度、流量、液位等重要生产数据信息的监视，并可对井、站的生产设备进行远程启、停或参数调节，在井、站发生火灾、气体泄漏等意外事故时，实现各种异常情况的报警、联锁和保护。以下主要对各工艺节点和设备应采集与控制的参数进行相关要求。3.3.1 井场油、气、水井包括：自喷井井场、抽油机井井场、电潜泵井井场、螺杆泵井井场、常规气井井场、高压气井井场、高酸性气井井场、海上平台、注入井场、特殊工况

24、井场等。3.3.1.1 自喷井井场（1）采集参数采集油压、回压、套压、井口温度等生产参数据。（2）采集频率压力、温度参数采集宜不低于每10分钟采集一次。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器。对于有严格防爆要求的井场，所选用的设备必须符合相应的防爆要求。（4）自控功能通过安全切断阀能实现紧急关断。3.3.1.2 抽油机井场（1）采集参数采集井口回压、井口套压、井口温度、载荷、冲程、冲次、抽油机电参数7类生产参数据。增加注汽分配单元的抽油机井场，在原有数据采集基础上，采集蒸汽分配阀组压力、蒸汽分配阀组温度、注汽量3类生产参数。增加加热炉的抽油机井场，在原有数据采集基础上，采集液位、出口温度2类

25、生产参数。（2）采集频率电参数采集宜不低于每分钟采集一次,也可人工按要求设置。井口回压、井口套压、井口温度、抽油机电参数、蒸汽分配阀组压力、蒸汽分配阀组温度、注汽量、液位、出口温度等参数采集宜不低于每10分钟采集一次。示功图、载荷、冲程、冲次采集宜不低于每半小时采集一次。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、载荷位移传感器、多功能电表、多功能控制柜。对于有严格防爆要求的井场，所选用的设备必须符合相应的防爆要求。增加注汽分配单元的抽油机井井场，在原有设备配置基础上，配置汽水两相流量计。增加加热炉的抽油机井场，在原有设备配置基础上，配置压差变送器、温度变送器、燃烧器。（4）自控功能抽油机井远程

26、启、停，远程调节抽油机冲次。增加加热炉的抽油机井场，远程自动停炉、自动点火。3.3.1.3 电潜泵井场（1）采集参数采集井口回压、井口套压、井口油压、井口温度、电泵井电参数5类生产数据。（2）采集频率井口回压、井口套压、井口油压、井口温度采集宜不低于每10分钟一次电参数采集宜不低于每分钟采集一次。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、多功能电表、多功能控制柜、摄像机5类设备。（4）自控功能远程启、停电泵井、电泵机组转速调节。3.3.1.4 螺杆泵井场（1）采集参数采集井口回压、井口套压、井口温度、螺杆泵电参数4类生产数据。（2）采集频率井口回压、井口套压、井口温度采集宜不低于每10分钟采集

27、一次。电参数采集宜不低于每分钟采集一次。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、多功能电表、多功能控制柜、高速球机5类设备。（4）自控功能远程启、停螺杆泵、螺杆泵转速调节。3.3.1.5 常规气井井场（1）采集参数采集油压、套压、井口温度等生产参数据。（2）采集频率压力、温度参数采集宜不低于每10分钟采集一次。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器。所选用的设备必须符合相应的防爆要求。（4）自控功能通过安全切断阀能实现紧急关断。3.3.1.6 高压气井井场（1）采集参数采集油压、套压、井口温度、井下安全阀压力等生产参数据。（2）采集频率压力、温度参数采集宜不低于每10分钟采集一次。（3）配

28、置设备配置压力变送器、温度变送器。所选用的设备必须符合相应的防爆要求。（4）自控功能通过安全切断阀能实现紧急关断。3.3.1.7 高酸性气井井场（1）采集参数采集油压、套压、井口温度、井下安全阀压力等生产参数据以及可燃气体和有毒气体检测。（2）采集频率压力、温度参数采集宜不低于每10分钟采集一次。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器以及可燃气体和有毒气体报警器。所选用的设备必须符合相应的防爆要求。（4）自控功能通过安全切断阀能实现紧急关断。3.3.1.8 海上平台海上平台要按照不同井别实现生产参数的自动采集和智能控制。3.3.1.9 注入井场注入井（注水井、注天然气井、注蒸汽井、注CO2井

29、、注聚井）采集压力、温度、流量等数据（其中注水井采集压力包括泵压、油压、套压）。3.3.1.10 特殊工况井场特殊工况井在上述常规生产数据采集的基础上，气举井增加注气压力、流量数据采集；掺稀井增加注入稀油压力、流量数据采集；稠油热采吞吐井增加蒸汽注入压力、注入量、焖井时间数据采集；煤层气井增加产水量数据采集。3.3.2 增压泵站增压泵站流程节点分为：进站阀组、缓冲罐、外输泵等。3.3.2.1 进站阀组（1）采集参数采集单井管线温度、汇管压力、进站阀组可燃气体3类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、可燃气体报警器3类设备。3

30、.3.2.2 缓冲罐（1）采集参数采集温度、液位、电动闸阀开关状态、事故罐可燃气体4类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置温度变送器、法兰液位计、雷达液位计、可燃气体报警器、高速球机5类设备。（4）自控功能实现事故缓冲罐高液位联锁启泵、低液位联锁停泵、泵变频运行调节事故缓冲罐液位。3.3.2.3 增压泵（1）采集参数采集泵出口压力、外输管线流量、含水、温度、压力、泵远程开关状态、增压泵可燃气体7类生产数据。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、双转子流量计、在线含水分析仪、温度变送器、变频器、可燃气

31、体报警器等设备。（4）自控功能增压泵远程启、停。3.3.3 接转泵站接转站流程节点分为：进站阀组、缓冲罐、外输泵等。3.3.3.1 进站阀组（1）采集参数采集单井管线温度、汇管压力、进站阀组可燃气体3类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、可燃气体报警器3类设备。3.3.3.2 缓冲罐（1）采集参数采集温度、液位、电动闸阀开关状态、事故罐可燃气体4类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置温度变送器、法兰液位计、雷达液位计、可燃气体报警器、高速球机5类设备。（4）自控功能实现事故缓

32、冲罐高液位联锁启泵、低液位联锁停泵、泵变频运行调节事故缓冲罐液位。3.3.3.3 增压泵（1）采集参数采集泵出口压力、外输管线流量、含水、温度、压力、泵远程开关状态、增压泵可燃气体7类生产参数及视频信息。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、双转子流量计、在线含水分析仪、温度变送器、变频器、可燃气体报警器等设备。（4）自控功能增压泵远程启、停。3.3.4 联合站联合泵站流程节点分为：进站阀组、分离器区、加热炉区、脱水区、油罐区、原油稳定区、外输泵房、加药间、卸油台区、天然气冷却器区、天然气外输区、水处理区、放空区等。3.3.4.1 进站阀组（1）

33、采集参数采集单井管线温度、汇管压力、进站阀组可燃气体3类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、可燃气体报警器3类设备。3.3.4.2 分离器区（1）采集参数采集分离器进口压力、温度、分离器油水界面、油腔液位、分离器腔液位、污水流量、原油流量、气体流量、原油出口压力、温度、二级分离器出口压力、温度、可燃气体浓度13类生产参数及视频信息。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、油水界面仪、双法兰差压液位变送器、电磁流量计、双转子流量计、旋进漩涡流量计、可燃气体探测器8类设

34、备。联合站内重点设备、要害部位根据需要单独配备。室外采用高速球机监控院落区域，室内采用防爆枪机监控重点设备、要害部位。（4）自控功能水出口流量自动调节、油出口流量自动调节。3.3.4.3 加热炉区（1）采集参数采集一级盘管进、出口温度、进口压力、水套温度、燃料油来油温度、加热炉烟道温度；二级盘管进、出口压力、燃料油来油压力；加热炉压力、燃料油来油流量、火焰监控、加热炉液位、大小火状态、控制器数据、可燃气体浓度16类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置温度变送器、压力变送器、双转子流量计、旋进旋涡流量计、燃烧器系统、双法兰差压液位变送器、可燃气体探

35、测器7类设备。（4）自控功能加热炉远程点火、停火;大火、小火控制;外输温度联锁控制;加热炉自控补水。3.3.4.4 脱水区（1）采集参数采集脱水器压力、温度、电流、电压、脱水泵进、出口压力；脱水泵电流、电压、油水界面、出口原油含水率、脱水泵状态、可燃气体浓度12类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置温度变送器、压力变送器、多功能电表、油水界面仪、含水分析仪、可燃气体探测器6类设备。（4）自控功能脱水泵远程启、停，油水界面调节。3.3.4.5 油罐区（1）采集参数采集储罐液位、管道泵状态、罐内油水界面、可燃气体浓度4类生产参数。（2）采集频率采集频

36、率宜不低于秒级，也可人工按要求设置。（3）配置设备配置雷达液位变送器、电动开关闸阀、油水界面仪、油水界面调节执行机构、可燃气体探测器5类设备。（4）自控功能远程倒罐，泵远程启、停，一次沉降罐内油水界面平衡。3.3.4.6 原油稳定区（1）采集参数采集换热器油（水）进（出）口温度、压力、换热器水进（出）口温度、压力、可燃气体浓度、塔顶冷凝器气相及冷却水相进（出）口温度、塔底泵进（出）口压力、塔底泵状态、塔底回流泵进（出）口压力、塔底回流泵状态、轻油泵进（出）口压力、污水泵进（出）口压力、污水泵状态、循环冷却水泵进（出）口压力、循环冷却水泵状态、压缩机入（出）口压力、压缩机入（出）口流量、压缩机状

37、态32类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置温度变送器、压力变送器、交流接收器、雷达液位变送器、双转子流量计、可燃气体探测器6类设备。（4）自控功能远程停塔底泵、停塔底回流泵、停轻油泵、停污水泵、停循环冷却水泵、停压缩机、塔底液位控制、压缩机防喘振控制。3.3.4.7 外输泵房（1）采集参数进（出）口压力、外输汇管温度、压力、外输流量、外输泵电流、电压、外输泵运行状态、外输泵变频器频率、可燃气体浓度10类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置温度变送器、压力变送器、流量计、多功能电表、交流接收器、变频

38、控制器、可燃气体探测器7类设备。（4）自控功能外输泵倒泵，外输泵启、停；外输泵流量与变频器频率联锁控制；外输泵流量与变频器频率联锁控制。3.3.4.8 加药间（1）采集参数采集加药泵液体流量、机泵频率、药剂储罐液位3类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置质量流量计、变频器、加药装置3类设备。（4）自控功能加药间电机启、停控制，药剂储罐低液位联锁停加药泵。3.3.4.9 卸油台区（1）采集参数采集流量、机泵状态、可燃气体浓度3类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置流量计、交流接收器、可燃气体探测器3类

39、设备。（4）自控功能远程电机启、停控制。3.3.4.10 天然气冷却器区（1）采集参数采集天然气干燥器进、出口温度、污油回收罐液位、压力4类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置温度变送器、雷达液位计。3.3.4.11 天然气外输区（1）采集参数采集天然气外输总流量、总外输管线压力、温度3类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置旋进漩涡流量计、压力变送器、温度变送器3类设备。3.3.4.12 水处理区（1）采集参数采集水处理流量、外输流量、压力、污水罐液位、污水罐油水界面5类生产参数。（2）采集频率采集

40、频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置超声波液位计、油水界面仪、压力变送器3类设备。（4）自控功能实现低液位联锁停泵。3.3.4.13 放空区（1）采集参数采集放空液位、压力2类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置顶装磁翻板液位计、压力变送器2类设备。（4）自控功能实现低液位联锁停泵。3.3.5 注水站注水站流程节点分为：注水泵房、注水罐、冷却循环水池和循环水泵房、污水池、精细过滤间、高压阀组间等。3.3.5.1 注水泵房（1）采集参数采集注水泵进（出）口压力、注水泵进口流量、注水泵出口温度、注水电机润滑油压力、温度、注水电机三

41、相电流、电压、注水泵状态、对应注水泵的润滑油泵出口汇管压力、对应润滑油泵出口汇管压力、注水泵前后轴承温度、注水电机前后轴承温度、电动机三相定子绕组风温、低油箱油位、高架油箱、喂水泵运行状态、风机运行状态、润滑泵状态、冷却循环水池液位、冷却水泵状态21类生产参数。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、温度变送器、电磁流量计等。（4）自控功能注水泵进口压力极限低压联锁停机，出口温度极限高温联锁停机并关断出口电动阀；注水泵润滑油压力低延时停机，注水电机润滑油压力低延时停机；对应注水泵的润滑油泵出口汇管压力低压报警并启动备用润滑油泵，对应润滑油泵出口汇管

42、压力低压报警并启动备用润滑油泵；喂水泵、风机、润滑泵、冷却水泵运行及停止联锁控制。3.3.5.2 注水罐（1）采集参数采集液位生产参数（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置液位仪（4）自控功能实现极低液位联锁停注水泵和喂水泵（5）设备技术指标3.3.5.3 冷却循环水池和循环水泵房（1）采集参数采集水池液位、出水干压2类生产参数（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器（4）自控功能实现极限低压自动投运备用泵3.3.5.4 污水池（1）采集参数采集水池液位、污水泵状态2类生产参数（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也

43、可人工按要求设置。（3）配置设备配置液位仪（4）自控功能高液位声光报警并启动污水回收泵，低液位声光报警并停在运回收泵3.3.5.5 精细过滤间（1）采集参数采集来水流量、吸水泵压力、吸水泵状态3类生产参数（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置流量计、压力变送器。（4）自控功能实现吸水泵启、停。3.3.5.6 高压阀组间（1）采集参数采集汇管压力（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器3.3.6 配水间配水间流程节点为：稳流配水阀组。3.3.6.1 稳流配水阀组（1）采集参数采集干压检测、注水井流量、注水井压力3类生

44、产参数及视频信息。（2）采集频率采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备配置压力变送器、电磁流量计、防爆枪机3类设备。（4）自控功能实现远程注水井注水量调节。3.3.7 注汽站注汽站建设按照流程节点分为：湿蒸汽发生器、水处理、低压锅炉、天然气压缩机等。3.3.7.1 湿蒸汽发生器（1）采集参数采集锅炉出口压力、温度、流量、辐射段入口压力、温度、对流段出、入口压力、温度、给水泵出、入口压力、出口温度、炉膛压力、雾化压力、炉管温度、喉部温度、排烟温度、油罐温度、油泵压力、油嘴温度、压力、燃油表流量、火量23类生产参数及视频信息。注汽站内重点设备、要害部位根据需要单独配备。室外采用高

45、速球机监控院落区域，室内采用防爆枪机监控重点设备、要害部位。（2）采集频率锅炉出口流量, 采集频率宜不低每10秒钟采集一次。其它参数，采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。（3）配置设备以上数据采集仪器为湿蒸汽发生器设备自带。（4）自控功能远程调节系统运行参数，远程控制锅炉紧急停车。3.3.7.2 水处理（1）采集参数采集锅炉给水含氧量、给水压力、流量、供水泵出口压力、一级出口压力、二级出口压力、电量7类生产参数。（2）采集频率锅炉给水压力、供水泵出口压力、一级出口压力、二级出口压力，采集频率宜不低于秒级,也可人工按要求设置。锅炉给水流量宜不低于每10秒钟采集一次。锅炉给水含氧量、电量宜不低于每30秒钟采集一次。（3）配置设备配置含氧分析仪、电量模块。其它采集需要仪器水处理设备自带。（4）自控功能实现低压、超压报警停炉，自动补水，变频器频率控制。3.3.7.3 低压锅炉（1）采集参数采集水罐液位、出口压力、流量、温度4类生产参数。（2）采集频率液位、出口压力、温度宜不低于每秒钟采集一次。流量宜不低于每10秒钟采集一次。