《井场和增压点数字化管理建设要求.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《井场和增压点数字化管理建设要求.doc（10页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、Q/SYCQ中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司 发 布2009-09-01实施2009-08-08发布井场和增压点数字化管理建设要求Q/SY CQ33562009目 次前言II1 范围12 规范性引用文件13 基本建设要求14 井场建设15 增压点建设36 控制值班室5附录A（规范性附录） 现场检测变送器及执行机构位号编制要求6前 言本标准的附录A为规范性附录。本标准由中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司数字化管理项目经理部提出。本标准由中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司地面工程建设专业标准化技术委员会归口。本标准主要起草单位：中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司数字化管理
2、项目经理部。 本标准主要起草人：方鹂、魏明、王军峰、仲庭祥、张箭啸、贾鸿浩。本标准于2009年首次发布。井场和增压点数字化管理建设要求1 范围本标准规定了增压点及其所辖井场数字化管理所涉及的相关设备的建设标准。本标准适用于油田井场和增压点数字化生产管理系统建设的新建工程，改造工程根据实际情况参照本标准实施。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB 2625过程检
3、测和控制流程图用图形符号和文字代号GB 50183石油天然气工程设计防火规范GB 50350油气集输设计规范GA/T 367视频安防监控系统技术要求SY/T 0091油气田及管道计算机控制系统设计规范3 基本建设要求实施数字化管理的增压点及其所辖井场，相应建设的数字化生产管理系统应满足如下基本要求：3.0.1 对增压点内各生产设施的运行参数进行自动采集、处理和存储，对重要生产回路实现自动控制，并通过流程图、组趋势、报警、报表等多种画面对各类生产过程参数进行显示，对报警信息进行存储和提示等。3.0.2 采集增压点所属各井场的生产数据，实现单井功图计量，油井工况分析及显示、异常工况报警；抽油机电机
4、运行工况判断、抽油机远程启、停控制；注水流量、压力监测，注水量远程设定等。3.0.3 采集增压点所属各井场的视频信号，集中进行显示，实现在增压点内对各井场的视频巡查，实时图像的自动判识及报警。3.0.4 在井场的出油管线上安装自动投球装置，定时自动投放带有编号的实心橡胶球，完成井场集油管线的清蜡作业。3.0.5 处理相关生产数据，完成实时、历史数据存储。3.0.6 自动生成符合管理要求的各类生产报表。3.0.7 系统远程维护、在线组态修改等。3.0.8 实现与其它系统的数据通信。4 井场建设4.1 主要建设内容在井场主要设置井场RTU、油井示功图参数采集设备、抽油机运行监测与控制设备、井场集油
5、管线压力检测变送器、稳流配水阀组的参数检测与控制设备、自动投球装置、井场视频监视设备、井场通信设备等，实现井场的数字化生产管理。各设备主要技术要求如下:4.2 井场RTU井场RTU主要完成整个井场油井、注水井参数采集和控制，并可利用专用通信信道与所属站场（如：增压点、接转站或联合站等）的站控系统进行数据通信，上传所有生产运行数据，并接收控制指令。4.2.1 主要采集及控制内容4.2.1.1 采集抽油机的功图（载荷、位移）参数和电机运行参数；4.2.1.2 采集稳流配水阀组各注水井的注水压力和注水量（瞬时量和累计量），及汇管压力；4.2.1.3 采集井组集油管线压力；4.2.1.4 接收上位系统
6、的控制指令实现抽油机的远程启、停控制及注水量远程设定。4.2.2 主要技术要求井场RTU采用可靠性较高，且适用于井场露天安装环境的远程控制设备。井场RTU应采用模块化设计，主要包括：CPU模块、I/O模块、通信接口模块、电源模块等。其中，CPU模块至少应具备1路Ethernet(RJ45)、1路RS485和1路RS232通信接口，数据存储模块的容量不小于8M。4.2.3 通信接口4.2.3.1 与井场内第三方智能设备的通信，采用RS-485接口、Modbus for RTU通信协议采集其主要生产运行数据，第三方智能设备主要指稳流配水阀组；4.2.3.2 与上位管理系统的通信，采用以太网（RJ4
7、5接口）、TCP/IP协议，通过专用通信信道实现与所属增压点或联合站的站控系统进行数据传输。4.2.4 安装方式井场RTU安装在井场内的水泥杆上，面向场地内侧。4.3 油井示功图参数采集单元在抽油机上安装载荷、位移传感器，采集油井示功图参数，为油井工况分析、单井产量计算等提供实时数据。主要技术要求如下：4.3.1 示功图采样周期为10min，每张示功图不少于200组数据，且应确保载荷和位移参数采集具有良好的同步性；4.3.2 载荷传感器的精度等级不低于0.5级，防爆等级不应低于ExdBT4，防护等级不宜低于IP65；4.3.3 位移传感器的精度等级不低于1.0级，防爆等级不应低于ExdBT4，
8、防护等级不宜低于IP65。4.4 抽油机运行监测与控制单元抽油机装配电参数监控模块，采集抽油机电机的相电流和相电压，并实现抽油机的远程启、停控制。电参数监控模块的主要技术要求如下：4.4.1 电流、电压检测信号的精度等级不低于0.5级；4.4.2 抽油机就地手动启、停操作的优先级应高于遥控操作命令；4.4.3 输出信号为RS485接口、Modbus for RTU协议。4.5 井场集油管线压力检测单元在井场集油管线的总出口处设置压力变送器，检测井场的输油压力。压力变送器的主要技术要求如下：4.5.1 测量精度不低于0.5级；4.5.2 输出信号为420mA；4.5.3 工作电源为24VDC；4
9、.5.4 防爆等级不应低于ExdBT4；4.5.5 防护等级不低于IP65。4.6 稳流配水阀组的参数检测与控制单元稳流配水阀组自配套压力变送器、高压稳流测控仪及数据信号转换器，实现注水压力、流量检测，及注水量的就地调节，并将上述数据汇总成1路信号传送至井场RTU，且可接收注水量的设定参数。各设备的主要技术要求：4.6.1 压力信号的检测精度不低于0.5级；4.6.2 高压稳流测控仪的精度不低于1.5级；4.6.3 数据信号转换器与井场RTU的通信信号为1路RS485接口、Modbus for RTU协议。4.7 自动投球装置出油管线上安装自动投球装置，定时自动投放带有编号的实心橡胶球，完成井
10、场集油管线的清蜡作业。自动投球装置的主要技术要求：4.7.1 一次可充装的清管球数不少于10只；4.7.2 可任意设定投球的时间间隔，并具备自动计数功能；4.7.3 每一只球的投放时间不超过2min；4.7.4 应配备显示仪，显示投球数量、投球间隔时间等信息；4.7.5 设备应进行保温、伴热，伴热宜采用电伴热方式；4.7.6 投球器电子部件的防爆等级不应低于ExdBT4；4.7.7 防护等级不宜低于IP65。4.8 井场视频监视设备4.8.1 设备配置井场安装一体化摄像机、智能分析视频服务器、辅助照明灯及扬声器等设备，实现井场视频图像的实时采集与传送，以及语音示警等功能。根据井场油井的数量不同
11、，视频监控设备的配置数量可适当进行调整。井场的油井数小于等于8口井时，宜设置1套视频监控设备；井场的油井数大于8口井时，宜设置2套视频监控设备。4.8.2 主要技术要求4.8.2.1 一体化摄像机，光学变焦不低于18倍，数字变焦不低于10倍，彩色照度不低于0.1lx，黑白照度不低于0.01lx；整机的防护等级不低于IP65。井场的油井数大于3口井时，摄像机宜配套云台；井场的油井数小于等于3口井时，摄像机不应配套云台。4.8.2.2 智能分析视频服务器，应具备图像识别功能，当有物体进入监视区域时可自动报警；应具备视频接入端口、控制电缆接口及音频接口；信号传输接口为10M/100M以太网口，传输协
12、议为TCP/IP；具备远程升级、维护、WEB管理等功能。4.8.2.3 辅助照明灯，满足为井场视频监视提供充足照明的需求，防护等级不宜低于IP65。4.8.2.4 上述各设备在井场的水泥杆上挂装，面向场地内侧。4.9 井场通信设备4.9.1 井场通信设备主要完成井场所有生产数据和视频图像传输至所属站场（如：增压点、接转站或联合站等）。4.9.2 井场与所属站场的有效通信带宽不应低于2Mbps，宜优先选择光纤通信。5 增压点建设5.1 主要建设内容增压点数字化管理建设主要包括站控系统和视频监视系统。5.2 站控系统主要完成增压点站内工艺设施、所辖井场生产过程数据的自动采集和集中监控，并与上位管理
13、系统进行数据通信，上传本站的重要生产运行数据，接收上位系统的调度指令。5.2.1 主要监控内容5.2.1.1 增压点站内部分1） 收球筒模块：a） 监测收球筒的温度，当收球筒进行收球作业时，对收球筒开始加热，加热温度达到设定温度时停止加热并发出提示信号；b） 监测收球筒的出口压力，当压力超限时报警。2） 密闭分离装置模块：监测连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。3） 外输泵模块a） 监测每台外输泵入口、出口压力；b） 外输泵运行压力保护：当外输泵进口压力超下限时或出口压力超上限时联锁停泵并报警；c） 混输泵控制：根据混输泵入口压力，通过变频器调节泵的排量，使混输泵入口压力维持在设定压力值附
14、近；d） 分输泵控制：根据密闭分离装置的液位，通过变频器调节泵的排量，使分离装置内液位基本保持在中线附近，实现连续输油；且当液位超低限时联锁停输油泵并进行报警。e） 监测外输泵的运行频率和启、停工作状态。f） 与输油泵配套的变频控制器进行通信，通信方式为RS485接口、Modbus for RTU协议，监测输油泵电机的三相电流、电压及功率等参数。4） 投产作业箱模块：监测连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。5） 外输阀组模块：外输原油温度、压力监测。6） 外输计量模块：当本站为分输流程时，监测外输原油流量, 并自动进行积算；当本站为混输流程时，预留外输原油流量监测和积算功能。7） 可燃气体
15、泄露浓度超限监测：监测可燃气体泄露浓度超限报警信号，泄露浓度超限时进行报警。5.2.1.2 站外井场部分a) 监测井组集油管线压力；b) 监测抽油机功图（载荷、位移）参数，进行单井功图计量，油井工况分析及显示、异常工况报警；c) 监测抽油机电机电量参数，判断抽油机电机运行工况及启、停工作状态，实现抽油机远程启、停操作； d) 监测稳流配水阀组各注水井的注水压力、注水量（瞬时和累计）和汇管压力，实现注水量远程设定操作。5.2.2 主要技术要求5.2.2.1 系统构成增压点站控系统的基本构成主要有：1套过程控制单元、1套操作站、1套局域网络（LAN）连接设备等，并配置相应操作系统、专业工业过程监控
16、软件及其它应用软件等。5.2.2.2 过程控制单元过程控制单元主要完成站内生产运行数据的采集和重要生产过程的自动控制等功能。过程控制单元采用可靠性较高、可适用于工程所处环境的PLC。PLC采用模块化设计，主要包括：CPU模块、I/O模块、通信接口模块、电源模块等。其中，CPU模块的主频不低于32MHz，内存不低于8M，支持浮点数运算，支持PID控制回路不少于10个回路；通信接口具备1路Ethernet(RJ45)、1路RS485和1路RS232。5.2.2.3 操作站操作站主机应选用工控机，其配置应满足相关应用程序的需求，显示器宜选用19液晶显示屏。5.2.2.4 监控软件监控软件应具备组态、
17、显示、监控、报警、报表自动生成、系统自检等功能，支持OPC协议，提供底层开发包以及Web发布等功能。5.2.2.5 通信接口a）与本站内的第三方智能设备的通信，采用RS-485接口、Modbus for RTU通信协议采集其主要生产运行数据，第三方智能设备主要有：泵的变频器、启动器等；b）与所属井场RTU的通信，采用以太网（RJ45接口）、TCP/IP协议，通过专用通信信道实现与所属井场RTU的数据传输，并下达控制指令；c）与上位管理系统的通信，采用以太网（RJ45接口）、TCP/IP协议，通过专用通信信道实现与上位管理系统进行数据传输，并接受上位管理系统的调度指令。5.2.3 系统供电、接地
18、5.2.3.1 站控系统配置不间断工作电源。在外电源断电的情况下，能保证站控系统和站内现场仪表30min的正常工作时间。5.2.3.2 站控系统的接地接入站内接地网，其接地电阻不大于4。5.3 视频监视系统5.3.1 井场视频监视设置视频工作站，安装视频监控软件，用于本增压点所属各井场视频信号的采集、处理、显示、存储和摄像控制等。在增压点内实现对所属各井场视频图像的实时监视、闯入报警、图像抓拍和语音示警等功能。视频工作站可选用普通商用PC机，其配置应满足相关应用程序的需求。其中显示器宜选用19液晶显示屏。5.3.2 站内视频监视5.3.2.1 主要功能及设置原则增压点站内视频监视系统的主要功能
19、是辅助增压点的安全管理，观察增压点运行和人员进出状况，在紧急情况下起到分析事故原因的作用。在增压点设置1台一体化摄像机，对全站的实时图像进行采集，并将信号传送至上级管理系统。5.3.2.2 配置要求站内视频监视系统主要配置一体化摄像机和网络视频服务器等。主要技术要求如下：a） 一体化摄像机，光学变焦不低于18倍，数字变焦不低于10倍，彩色照度不低于0.1lx，黑白照度不低于0.01lx，整机的防护等级不低于IP65。b）网络视频服务器，主要功能是将模拟视频信号转换为数字视频信号，并实现视频图像的上传。设备应具备视频接入端口及控制电缆接口，服务器信号上传接口为10/100M以太网口，传输协议为T
20、CP/IP；具备远程升级、维护、WEB管理等功能。6 控制值班室增压点设置控制值班室，用于安装站控系统、视频监视系统及通信系统设备。其建筑按照现行标准 SY/T0091油气田及管道计算机控制系统设计规范中对控制室的有关规定进行建设。附录A（规范性附录）现场检测变送器及执行机构位号编制要求为统一各站现场检测变送器及执行机构的位号编制，在工程设计、建设施工等过程中，应按照下述要求编制站内各现场检测变送器及执行机构进行的位号。A.1 位号格式要求符号标识+工艺号例： TT-101、PT-411、LV-211A.2 符号标识符号标识用于表达变量的类型，均由字母构成。TT-温度变送器PT-压力变送器Pd
21、T-差压变送器LT-液位变送器LS-液位开关AT-可燃气浓度检测变送器FIT-流量计（带就地指示及信号变送）LV、PV-液位、压力调节阀A.3 工艺号工艺号用于表达各检测变量的采集位置。A.3.1 增压点站内部分A.3.1.1 总机关模块：无。A.3.1.2 收球筒模块：10X。A.3.1.3 密闭分离装置模块：1#分离装置 211、2#分离装置 212。A.3.1.4 外输油泵模块：1#泵 411；2#泵 412等。A.3.1.5 外输计量模块：401。A.3.1.6 外输阀组模块：401。A.3.1.7 增压点投产作业箱模块：501。A.3.1.8 气液分离器模块：就地指示液位计LI-1。A.3.2 井场油井部分A.3.2.1 1#油井101、2#油井102、3#油井10329#油井129等。A.3.2.2 井组集油管线：131。A.3.3 井场注水阀组部分A.3.3.1 1#注水管路211、2#注水管路212、3#注水管路213等。A.3.3.2 注水阀组汇管：201。
