油气管道监控与数据采集通用技术规范
典型输油工艺流程
典型输油工艺流程一、工艺流程的设计原则及要求（1）工艺流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。
（2）工艺流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。
（3）工艺流程设计力求简洁、适用。
尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4）工艺流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。
当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。
（5）工艺流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。
二、各类站场的典型工艺流程（一）输油首站1．输油首站典型工艺流程说明（1）对于需要加热输送的输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统，由于加热方式的不同，工艺流程也不相同。
为节约能源，加热系统应设冷热油掺合流程。
（2）对于加热输送的管道，根据我国输送油品的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。
（3）为方便管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。
流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。
（4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。
也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵。
为了简化流程，也可不设专门的倒罐流程，采用给油泵在停输的情况下进行倒罐。
燃气输配管道与附属设施数据采集、整合及管理清单
燃气输配管道与附属设施数据数据采集、整合与管理清单G.1 一般要求G.1.1 燃气输配管道数据采集与整合有利于数据管理，根据企业制定的数据管理标准，设计数据采集清单，并实施数据采集工作。
G.1.2 燃气输配管道与附属设施采用分类采集管理模式，如埋地管道、穿越管道、跨越管道（桥管、架空管）、阀门（井）、调压装置、凝水缸、阴极保护装置等类型，建设期管道数据采集宜以管件和焊缝作为最小编码单元。
G.1.3 燃气输配管道与附属设施数据采集科目按属性划分，分为静态属性和动态属性。
静态属性包括通用属性（基本属性、工程属性、材质属性、位置属性、长度属性、压力属性）和专项属性；动态属性包括状态属性和管理属性。
G.1.4 燃气输配管道与附属设施采集数据客观、真实、准确，产生于业务最前端，数据源具有唯一性，相关属性数据来源要求如下：a）基本属性、工程属性、材质属性、压力属性和专项属性的数据来源于建设期燃气输配管道工程建设相关业务；b）位置属性和长度属性的数据来源于建设期燃气输配管道图档数字化业务，或定期GIS采集与更新业务；c）状态属性和管理属性的数据来源于管网运维业务，或来源于巡查、监测、应急抢修、客服等其他系统。
G.1.5 管件的数据采集科目适用于燃气输配管道建设期安装施工阶段。
G.2 燃气管道和附属设施分类分级与编码G.2.1 燃气输配管道与附属设施根据敷设方式和设备类型划分为：管道（埋地管道、穿越管道、跨越管道）和附属设施（阀门（阀井）、调压站（含调压箱）、阴极保护装置、凝水缸）。
G.2.2 燃气输配管道与附属设施根据设备类型、行政区域、重要属性（压力、材质等）进行分级。
每一级别用不同的字母或数字进行标识，形成城镇燃气管道和附属设施的身份代码。
G.3 燃气管道和附属设施数据采集科目G.3.1 通用属性管道和附属设施通用属性见表G.1。
表G.1 管道和附属设施通用属性5253G.3.2 专项属性管道和附属设施专项属性见表G.2。
管道完整性数据收集与整合管理规定
管道完整性数据收集与整合管理规定1 目的和范围为了规范管道完整性数据管理工作，保障数据质量，为完整性管理过程中的高后果区分析、风险评价、完整性评价和后期维护、风险消减等工作提供可靠数据支持，制定本规定。
本规定适用于公司及所属各单位油气管道完整性数据管理过程，包括数据的采集、存储和维护。
2 术语和定义2.1 静态数据本规定所称静态数据包括管道本体属性数据，如焊口、套管、涂层等信息。
2.2 动态数据本规定所称动态数据员是指随时间变化而发生改变的数据，如管道周边人口、新建工业园区、季节性河流、地质灾害等。
3 职责3.1 管道处3.1.1 是公司完整性数据管理的归口管理部门;3.1.2 负责公司完整性数据专业分析工作的整体规划和技术支持；3.1.3 负责编制公司管道完整性数据采集年度计划并报送相关部门；3.1.4 负责对各所属单位管道完整性数据采集方案进行审核；3.1.5 负责提出管道完整性数据管理培训的要求；3.1.6 负责对完整性数据采集成果进行最终审核。
3.2 所属各单位管道完整性数据收集与整合管理规定页码：2 / 6 3.2.1 负责编制年度数据采集更新计划；3.2.2 负责对所辖管道在日常生产活动、工程建设（含大修理）项目中产生的完整性数据进行采集、存档、上报。
3.2.3 负责对所辖管道完整性数据进行初步分析。
4 管理内容4.1 制定数据收集计划管道处根据上级要求，结合上年度公司管道管理完整性工作开展情况，组织制定公司的管道完整性数据采集年度计划；所属各单位应在管道完整性方案中制定辖区内年度数据收集计划。
计划中应明确数据收集目标、范围、时间安排、数据要求、数据格式、数据质量、职责安排、收集频次等。
4.2 制定数据收集实施方案管道处负责统一数据收集格式，指导所属各单位制定辖区内数据收集方案，方案中应明确收集哪些数据、数据质量要求、收集人员、时间安排、数据收集方法等。
4.3 数据采集的要求静态数据查阅资料和现场整理、测试取得，动态数据由线路管理人员在进行风险评价前实地采集。
城市燃气管网数据采集处理规程
昆仑燃气有限公司城市燃气管网地理数据采集处理规程目录1. 适用范围 (3)2. 一般要求 (3)3. 准备工作 (4)4. 数据采集内容 (5)5. 数据采集方法 (7)5.1已有系统数据 (7)5.2竣工数据文件 (8)5.3竣工图纸数字化 (10)5.4外业测绘 (11)6. 质量控制 (13)7. 提交成果内容 (17)附表1： (18)附表2： (75)1.适用范围本规程适用于《中石油昆仑燃气有限公司城市燃气管网风险管理数据库建设项目》燃气管网地理数据采集处理工作，内容涵盖规定的《中石油昆仑燃气有限公司城市燃气管网数据标准》首期采集要素类。
2.一般要求（1）执行标准燃气管网地理信息按1:500比例尺采集，测量仪器的选择、各等级控制点和地物点测量边长、测回数（或时间）的要求，测绘精度要求、成果检查和质量评定程序和标准，按《工程测量规范（GB50026-2007）》、《城市地下管线探测技术规程（CJJ61-2003）》和《中石油昆仑燃气有限公司城市燃气管网数据标准》执行。
（2）精度要求测点相对于临近控制点的位置中误差限差为：埋深（隐蔽点）水平位置限差（cm）高程（埋深）限差（cm）1米以内±10 ±151—2米±15 ±（5+0.1h）2米以上±20 ±（5+0.1h）注：1.h为地下管线中心埋深，以厘米计；2.h小于100厘米时，按100计。
测点精度须同时满足管线的线位与邻近地上建(构)筑物、道路中心线或相邻管线的间距实地中误差不超过30cm要求；明显测点相对于临近控制点平面位置中误差不超过±10cm（本要求也适用于纸质图扫面数字化划算到实地的位置），高程中误差不超过±5cm。
图根控制测量平面位置中误差限差为±5cm，高程中误差限差为±2.5cm。
（3）作业资质要求数据采集作业队伍必须具有地下管线探测和地理数据处理相应资质。
油气管道仪表及自动化系统运行技术规范
油气管道仪表及自动化系统运行技术规范（SY/T6069—2005）（代替SY/T60069—1994，SY/6324—1997）1、适用范围：本标准规定了油气管道仪表及控制系统、监控与数据采集系统和运行管理三个方面的技术及管理要求。
本标准适用于油气管道行业的仪表及自动化系统。
2、仪表及控制系统1）取源部件：加装和更换取源部件应符合设计文件要求外，还应符合GB50093和SY/T0090的有关规定。
（1）温度取源部件a 在管道安装温度保护套管时，其端部应处于被测管道的轴线处。
b 同一测量部位安装多个温度保护套管时，其直径、插人深度和力一向应一致。
c 当玻璃液体温度计、双金属温度计、热电阻或热电偶安装在直径小于50mm的管道时，应加装扩大管。
d 保护套管内应充有导热物质，导热物质在套管内的物位应以刚浸没温度传感元件的高度为准。
（2）压力取源部件a 取压短节应选单端外螺纹厚壁无缝短管，短管的无螺纹端与管道焊接，螺纹端与内螺纹截止阀相连。
b 宜采用喂管或焊接方式安装测量管道，减少螺纹连接部件。
c 测量管道终端安装位置的确定应有利于仪表的读数和维护。
d 压力类仪表的连接宜采用M20x1.5 活节件。
若活节件处温度不超过180℃，密封垫片宜采用聚四氟乙烯垫片。
e 对于易冷凝的被测介质，测量管道应加装隔离器和伴热设施；对于压力波动大的场合，测量管道应加装缓冲器；对于测点振动大的场合，测量管道应加装固定装置。
f 油气管道的压力测量管道不应有凝油、冰堵和渗漏情况。
（3）其他参数取源部件a 流量测量管道上过滤器的过滤目数应与流量计相配套，对于杂质含量较高的介质宜选用容积较大的过滤器。
2）测量仪表：测量仪表应符合SY/T 0090的有关规定，同时应性能可靠和规格统一。
非贸易结算重要参数变送器的准确度等级不低于0.25级，开关量测量仪表准确度等级不低于0.5级，非主要参数测量仪表的准确度等级可根据实际情况适当降低。
常用测量仪表的检定周期和检定规程a 运行中玻璃液体温度计的感温液柱不应有中断、倒流或毛细管管壁挂色现象。
油气生产管理信息化建设技术要求
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32规范引用文件33新油气田技术要求43.1网络系统43.1.1有线网络53.1.2无线网络53.1.3网络安全53.1.4相关设备53.1.5通讯协议63.2视频监控63.2.1 井场视频监控63.2.2 站库视频监控73.2.3 施工现场视频监控83.2.4 海洋平台监控83.2.5 油区安防监控83.2.6 设备主要技术参数83.3数据采集与控制103.3.1 井场113.3.2 增压泵站143.3.3 接转泵站153.3.4 联合站163.3.5 注水站203.3.6 配水间223.3.7 注汽站233.3.8 配制站253.3.9 集气站、增压站、输气站253.3.10 天然气处理厂253.3.11 高压凝析油气田处理厂283.3.12 变电站293.3.13 有毒有害气体监测293.3.14 智能控制293.3.15 仪表选型304老油气田技术要求354.1网络系统354.2视频监控354.3数据自动采集365油气生产运行指挥平台365.1油气生产运行指挥平台硬件365.1.1 采油（气）管理区365.1.2 采油（气）厂385.1.3 分公司385.2油气生产运行指挥平台软件385.2.1 软件建设要求385.2.2 数据存储395.2.3 系统安全416运维管理416.1基本要求416.2生产运维41附录1：ZigBee传输要求431.概述432.无线模块初始化要求433.数据链路层45附录2：WIA传输要求531.协议结构532.无线模块物理接口533.无线模块应用接口协议55附录3：RTU数据存储要求601.远程终端单元存储地址602.油井运行采集控制数据存储地址633.气井远程终端单元数据存储764.采注计量站远程终端单元数据存储845.其它井、站场远程终端单元数据存储100附录4：通讯模式1001.概述1002.单井通信模式1003.多井集联通信模式1014.仪表与井口控制器(RTU)/井口控制单元通信104附录5：GRM无线协议构成1091.GRM无线协议说明1092.GRM无线协议定义1101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。
输油气管道完整性管理数据采集研究
输油气管道完整性管理数据采集研究在进行管道完整性管理工作的开展中数据采集是最基础的一项工作，从高后果区识别与风险评价、完整性评价以及维修与维护效能评价等，在整个完整性管理工作的开展中始终贯彻着数据。
数据的准确性、完整性更是制约管道完整性发展中，后续分析评价结果与现场维修维护定位工作开展的准确性，在大数据技术的不断发展中，对相关技术使用最终形成管道大数据系统。
标签：油气管道;完整性管理;数据采集前言：管道完整性发展是现今全球管道技术快速发展的一项重要内容，我国针对于该方面的研究是比较晚的，但是在国家、行业等都推出了一系列的标准、规范，现今还处在探索研究阶段。
为了能够保障我国的输油气管道能够安全运行，就要提升国内输油气管道的整体管理水平与自身的竞争力发展，不断的与国际管道完整性管理水平相接轨，不断的开展对管道完整性数据的采集研究。
一、基础建设类数据采集在建设施工期间对基础建设类的数据进行收集，必须要详细的说明管线施工在建设期间的勘察、设计、施工数据以及挂线属性数据。
（一）收集要求①针对于在役管道的数据收集，可以从管道公司的内部或者是外部实现对数据的收集;②针对于在建中的管道数据进行收集，就需要从勘察阶段开始针对于建设做好数据的收集工作，必须要保障数据收集的有效性、准确性，从而更加便于开展管道完整性管理。
（二）数据种类与来源①勘察设计数据从开始勘察设计一直到施工图纸设计的完毕为止，需要对设计单位、设计人员、管道沿线的地形与地址条件、气象与水文条件等多种数据的详细收集与清晰地调研。
数据的主要来源可以从可行性研究报告、初步设计以及施工图设计等资料获取。
②采办数据主要包含了管材、设备、仪器等相关附件的制造与采购信息。
其中还要包含生产厂商、供货商的基本信息，以及相关负责运行维护的人员信息等。
该数据信息的来源主要是从生产厂商的资料、供货厂商的资料等。
③施工建设数据对于施工建设的数据进行收集要从施工开始之前一直到结束，保障最终试压验收合格为止，在该环节的开展过程中需要收集的数据量是非常大的，并且非常的重要，需要对每一项施工环节都进行记录，其中就包含了建设单位、监理单位信息、焊接信息以及水工保护相关信息等。
上位机操作规程
上位机操作规程上位机操作规程1 范围本规程规定了西南管道公司上位机的操作。
本规程适用于西南管道公司Telvent OASYS上位机、Cegelec Viewstar上位机、Honeywell PKS上位机、Schneider InTouch上位机、FactoryTalk上位机、Epipeview上位机的操作。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
Q/SY 201 油气管道监控与数据采集系统通用技术规范Q/SY 1596 油气管道监控与数据采集系统运行维护规程XNGD/CX.shch.05-2019-1/D 仪表自动化专业管理程序OASYS系统软件操作维护规程钦州-南宁成品油输油管线SCADA系统操作及维护手册Factory Talk View Studio 系统操作规程安宁首站操作手册与用户指南Epipeview4.0软件用户手册3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1 SCADASupervisory Control And Data Acquisition系统，全名为监视控制与数据采集系统。
3.2 OASYSTelvent 公司的上位机工程软件。
PKSProcess Knowledge System，Honeywell公司的上位机工程软件。
3.3 ViewstarCegelec公司的上位机工程软件。
3.4 InTouchSchneider公司的上位机工程软件。
3.5 FactoryTalkAB公司的上位机工程软件。
3.6 Epipeview中油龙慧自动化工程有限公司的上位机工程软件。
3.7 ESDEmergency Shut Down紧急关断系统，是故障安全型控制系统。
3.8 HMIHuman Machine Interface，人机界面。
3.9 上位机上位机也叫操作员工作站，人机界面提供给操作员一个监视过程参数和控制生产过程的操作显示窗口。
油气管道控制功能划分统一规定
管道工程工艺标准规范做法相关编制：审核：批准：二零XX年XX月XX日CDP-×-×××-××-×××-ACDP油气储运项目设计标准CDP-×-×××-××-×××-A油气管道控制功能划分统一规定Guideline for control function classificationfor Oil and Gas Pipeline Design2009-01-22发布2009-01-22实施中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司发布CDP-×-×××-××-×××-A目次前言.............................................................................................................................................................. I I1 范围 (3)2 规范性引用文件 (3)3术语和定义 (3)4三级控制的相互关系 (4)5 一级调控管道调度控制中心功能 (4)6 一级管道站控制系统功能 (6)7 就地控制功能 (7)8 远程监视终端功能 (7)附录A 资料性附录CDP-×-×××-××-×××-A前言为细化长输油气管道调度控制中心控制、站控和就地控制的控制功能划分，为设计单位在新建及改扩建项目中提供设计依据，明确调度控制中心在长输油气管道生产管理中的管理责任，根据调控生产运行的实际情况，特制定本规定。
输油气管道监控与数据采集(SCADA)系统保障设计规范
10
74
海上油气井用隔水导管
产品
修订
2021
全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会
胜利石油管理局钻井工艺研究院海洋工程装备研究所、江苏省盐城市建湖县永维阀门钻件、宝鸡石油机械有限责任公司
SY/T 6558—2003
15
75
石油天然气工业 井下工具 遇油遇水自膨胀封隔器
产品
制定
附件1
2021年第一批石油天然气行业标准制修订工程方案汇总表
序号
标准工程名称
标准类别
制/修订
完成年限
技术委员会或技术归口单位
主要起草单位
采用国际标准或
国外先进标准程度及标准号
代替标准
经费预算万元
备注
51
输油气管道监控与数据采集〔SCADA〕系统保障设计标准
方法
制定
2021
石油工业标准化技术委员会石油工程建立专标委
中国石油集团济柴动力总厂、中国石油长城钻探工程公司、中国石油西部钻探工程公司、中国石油渤海钻探工程公司
SY/T 6416-1999
30
69
油井测试设备
产品
修订
2021
全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会
南阳二机石油装备〔集团〕、南阳华美石油设备、宝鸡宝石特种车辆有限责任公司
SY/T 5079-2021 SY/T 5073-2021
10
88
海洋隔水管用高钢级直缝焊管
产品
制定
2021
石油工业标准化技术委员会石油管材专标委
宝鸡石油机械有限责任公司、宝鸡石油钢管有限责任公司、中油宝世顺〔秦皇岛〕钢管、中国石油集团石油管工程技术研究院
106项集团公司企业标准编号和名称
63
Q/SY 10003—2016
数据中心标识系统规范
64
Q/SY 10004—2016
移动应用平台接入规范
65
Q/SY 10131—2016
VSAT卫星通信系统运行维护管理规范
代替Q/SY
131—2012
66
Q/SY 10334—2016
互联网出口建设与运行维护规范
代替Q/SY
21
Q/SY 05004.1—2016
天然气管道用燃气发生器工厂维修技术规范 第1部分：现场整体拆装及调试
22
Q/SY 05005—2016
多年冻土区管道管理维护规范
23
Q/SY 05006—2016
在役油气管道第三方施工管理规范
24
Q/SY 05007—2016
油气管道场站周界入侵报警系统运行维护管理规范
88
Q/SY 14001—2016
用科里奥利流量计测量液体化工产品流量
89
Q/SY 14002—2016
工程施工计量器具配备规范
90
Q/SY 14003.1—2016
装备制造业务计量器具配备规范 第1部分：机械加工
91
Q/SY 14003.2—2016
装备制造业务计量器具配备规范 第2部分：输送管制造
钢质管道内检测开挖验证规范
代替Q/SY
1267—2010
36
Q/SY 05674.4—2016
油气管道通信系统通用管理规程 第4部分：光传送网运行维护
37
Q/SY 07001—2016
防喷器胶芯质量控制和验收规范
38
Q/SY 07002—2016
油气生产物联网—数据采集与监控系统的建设
油气生产物联网—数据采集与监控系统的建设纪红;汤林;班兴安;丁建宇【摘要】数据采集与监控系统是中国石油油气生产物联网系统(A11)建设的重要组成部分.该系统应用检测和控制技术,实现油气田生产过程各类参数自动采集、自动检测(监测)和远程监视控制.根据系统建设的总体要求,确定建设模式,提出系统的功能、设置和应用范围,分别介绍井场及站场(厂)数据采集与监控系统的建设内容.目前,A11示范工程已在6家油气田完成了上线验收,在油气生产过程中发挥了重要作用.通过实施油气生产物联网系统建设,使得油气田现场管理由分散管理向集中管理转变,促进了生产方式从劳动密集型向知识密集型的转变,对油气田深化改革起到了推动作用.【期刊名称】《石油规划设计》【年(卷),期】2016(027)003【总页数】5页(P11-15)【关键词】油气生产物联网;数据采集与监控;建设模式;建设内容【作者】纪红;汤林;班兴安;丁建宇【作者单位】中国石油天然气股份有限公司规划总院;中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司;中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司;中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司【正文语种】中文【中图分类】TP274+.2;TP277纪红等. 油气生产物联网—数据采集与监控系统的建设. 石油规划设计，2016，27（3）：11～15中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）油气生产物联网系统（A11）是上游油气田生产物联网系统建设的工业化生产与信息化建设深度融合的具体实践。
A11系统的工程建设，由中国石油勘探与生产分公司地面处负责，专门成立A11项目组负责实施。
A11系统业务范围覆盖了油气生产的全过程，包括油井、气井、水源井、油气集输（产量计量）、油气水处理及油气储运。
A11系统将建设三个A11子系统，即数据采集与监控子系统、数据传输子系统、生产管理子系统；构建三个中心，即油气田作业区生产管理中心、采油采气厂生产调度中心、油气田公司生产指挥中心；支撑三级生产管理，即作业区、采油采气厂、油气田公司；配套建立三支队伍，即精干的现场操作队伍、专业化的维护抢修队伍、高水平的技术支持队伍。
仪表与自动化专业技术测试试题有答案精讲
仪表与自动化专业技术测试试题一、专业技术管理能力测试（共40分）阐明: 本部分侧重测试专业技术管理能力, 重要内容是企业QHSE体系E版文献中仪表与自动化专业管理程序、有关管理规定、有关原则。
1.术语与定义（共10分, 每题1分）（1）一级监控管道:答案: 是指由北京油气调控中心直接直接进行远程控制操作旳管道。
（2）二级监控管道:答案: 是指北京油气调控中心只进行监视而不进行远程控制操作旳管道。
（3）变更:答案: 是指不一样于原有旳仪表、自动化硬件设备替代及软件系统变化。
（4）一般故障:答案: 是指对生产运行不导致任何影响旳故障。
（5）紧急故障:答案: 是指对生产运行导致影响或存在潜在生产运行风险旳故障。
（6）控制参数:答案：是指输油气管道在输送过程中各类工艺控制不能突破旳一系列上限和下限旳指标（包括设定值）, 重要包括油气管道设计参数、容许参数、报警参数及保护（泄压、水击等）参数等。
（7）工厂验收测试（FAT）:答案：是指在SCADA系统装箱发运工程现场进行安装前, 为验证系统硬件/软件配置对旳、系统功能齐全、系统性能符合设计文献规定所进行旳测试。
（8）现场验收测试（SAT）:答案：是指在SCADA系统安装完毕后, 在工厂验收测试旳基础上, 加上现场检测仪表和受SCADA系统控制旳设备一起, 为检查SCADA系统完整性和逻辑处理方案对旳性等所进行旳全面测试。
（9）安全仪表系统:答案：是指实现一种或多种安全仪表功能旳仪表系统, 可以由传感器、逻辑控制器及执行元件旳任何组合构成旳系统。
（10）管道泄漏检测系统:答案: 是指用来监测管道泄漏状态旳仪表自动化系统。
当管道发生泄漏时, 能对泄漏位置进行定位并给出报警信息。
2.在QHSE体系文献《仪表自动化专业管理程序》中, 管理内容有哪些？（10分）答案: 共11项, 分别为: 人员管理、设备及控制系统指标管理、维检修作业管理、安全仪表管理、检测与评估管理、代维管理、变更管理、更新改造及大修理管理、备品备件管理、资料管理、生产运行监视系统管理。
典型原油输油站场工艺自控流程
第一章工艺自控流程的设计原则及要求（1）工艺自控流程设计应符合设计任务书及批准的有关文件的要求，并应符合现行国家及行业有关标准、规范及规程的要求。
（2）工艺自控流程应能实现管道必需的各种输油操作，并且应体现可靠的先进技术，应采用新工艺、新设备、新材料，达到方便操作、节约能源、保障安全的目的。
（3）工艺自控流程设计力求简洁、适用。
尽可能减少阀门及管件的设置，管线连接尽可能短捷。
（4）工艺自控流程的设计除满足正常输油的功能要求外，还应满足操作、维修、投产、试运的要求。
当工程项目有分期建设需要时，还应能够适应工程分期建设的衔接要求。
（5）工艺自控流程图中，工艺区域编号及设备代号应符合《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY 201的规定；所有的机泵、阀门等设备均应有独立的编号，重要阀门应有固定的编号。
第二章常用几类原油站场的典型工艺自控流程第一节原油输油首站1.1 首站P&ID概述（1）对于需要加热输送的原油输油首站，加热设施应设在给油泵与外输泵之间，加热设施可采用直接加热炉，也可采用间接加热系统（换热器等设施），由于加热方式的不同，工艺自控流程也不相同。
为了节约能源，加热系统最好设冷热油掺合流程。
（2）对于加热输送的原油管道，根据我国输送原油的性质和管道在投产运行初期低输量的特点，在投产前试运期间，需要通过反输热水建立稳定的管道沿线温度场，为确保管道输油安全，必要时还应设置反输流程。
（3）为方便原油管道管理，必要时可设置计量流程，流量计应设在给油泵与外输泵之间，加热系统之后。
流量计的标定可采用固定方式，也可采用移动方式。
（4）与油罐连接的进出油管线，可采用单管，在油罐区外设罐区阀组，油罐的操作阀门集中设置，这种安装方式，阀门在罐区外操作，阀门的动力电缆和控制电缆不进罐区，比较安全，但相对罐区管网管材量较大。
也可以采用双管，操作阀门设在罐区内。
（5）倒罐自控流程可在管线停输和不停输两种情况下进行，后者流程较为复杂，需设专门的倒罐泵（输油首站习惯上还是设置倒罐泵和给油泵互用）。
油气管道监控与数据采集通用技术规范
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20090717--输油管道ESD系统设计规定--CPPE
CDP 管 道 工 程 设 计 标 准CDP-G-XX-XX-XXX-A输油管道ESD系统设计规定The Designing Regulation of ESD System of oil Pipeline2009-01-22发布 2009-01-22实施 中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司 发布目 录前言1 总则..............................................................................2 基本要求..........................................................................3 术语和定义.......................................................................4 ESD系统设计......................................................................5 ESD系统配置......................................................................6 ESD设备选型......................................................................7 ESD配套系统......................................................................8 典型ESD逻辑......................................................................9 ESD系统与其他控制系统的关系......................................................前 言为了满足输油管道ESD系统设计的要求，进一步明确和补充输油管道ESD系统设计的设计原则、范围、深度要求编制了本规定。
输油气管道SCADA系统检测规范
前言本标准与油气管道仪表及自动化系统运行技术规范配套使用。
本标准由管道分公司标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：管道技术服务中心、管道公司运销处本标准主要起草人：前言.............................................................. 错误!未定义书签。
输油气管道SCADA系统检测规范 ........................................ 错误!未定义书签。
1 范围................................................................ 错误!未定义书签。
2 规范性引用文件...................................................... 错误!未定义书签。
3 术语定义............................................................ 错误!未定义书签。
4 技术要求............................................................ 错误!未定义书签。
5 检测周期............................................................ 错误!未定义书签。
6 环境测试及外观检查.................................................. 错误!未定义书签。
7 通讯系统测试........................................................ 错误!未定义书签。
8 网络系统测试........................................................ 错误!未定义书签。
油气管道仪表及自动化系统运行技术规范
油气管道仪表及自动化系统运行技术规范（SY/T6069—2005）（代替SY/T60069—1994，SY/6324—1997）1、适用范围：本标准规定了油气管道仪表及控制系统、监控与数据采集系统和运行管理三个方面的技术及管理要求。
本标准适用于油气管道行业的仪表及自动化系统。
2、仪表及控制系统1）取源部件：加装和更换取源部件应符合设计文件要求外，还应符合GB50093和SY/T0090的有关规定。
（1）温度取源部件a 在管道安装温度保护套管时，其端部应处于被测管道的轴线处。
b 同一测量部位安装多个温度保护套管时，其直径、插人深度和力一向应一致。
c 当玻璃液体温度计、双金属温度计、热电阻或热电偶安装在直径小于50mm的管道时，应加装扩大管。
d 保护套管内应充有导热物质，导热物质在套管内的物位应以刚浸没温度传感元件的高度为准。
（2）压力取源部件a 取压短节应选单端外螺纹厚壁无缝短管，短管的无螺纹端与管道焊接，螺纹端与内螺纹截止阀相连。
b 宜采用喂管或焊接方式安装测量管道，减少螺纹连接部件。
c 测量管道终端安装位置的确定应有利于仪表的读数和维护。
d 压力类仪表的连接宜采用M20x1.5 活节件。
若活节件处温度不超过180℃，密封垫片宜采用聚四氟乙烯垫片。
e 对于易冷凝的被测介质，测量管道应加装隔离器和伴热设施；对于压力波动大的场合，测量管道应加装缓冲器；对于测点振动大的场合，测量管道应加装固定装置。
f 油气管道的压力测量管道不应有凝油、冰堵和渗漏情况。
（3）其他参数取源部件a 流量测量管道上过滤器的过滤目数应与流量计相配套，对于杂质含量较高的介质宜选用容积较大的过滤器。
2）测量仪表：测量仪表应符合SY/T 0090的有关规定，同时应性能可靠和规格统一。
非贸易结算重要参数变送器的准确度等级不低于0.25级，开关量测量仪表准确度等级不低于0.5级，非主要参数测量仪表的准确度等级可根据实际情况适当降低。
常用测量仪表的检定周期和检定规程a 运行中玻璃液体温度计的感温液柱不应有中断、倒流或毛细管管壁挂色现象。
数据采集系统在油气管道工程建设中的应用
数据采集系统在油气管道工程建设中的应用[摘要]本文结合石油天然气管道施工情况，对数据采集系统的重要性以及数据采集的目标进行了阐述；对油气管道工程建设中数据采集的用户进行了介绍，对各单位的职责和任务进行了划分说明；对管道工程数据采集系统中需要填报的数据信息、系统操作要点及注意事项进行了详细介绍。
[关键词]油气管道工程；数据采集系统；数据信息；管理1 油气管道工程技术数据采集概述根据数据采集系统的功能，管理油气管道工程施工中的重要技术数据，与管道科研、勘察、设计及投产试运数据一起构成建设阶段的管道完整性数据库，通过此数据库的建立，可以实现以下两大目标：为管道运营维护和完整性管理提供真实有效的数据；辅助工程建设的过程管理。
1.1 为管道运营维护和完整性管理提供真实有效的数据通过对采集数据的分析，寻找管线的薄弱环节和风险等级，制定针对性的管理措施，减少和降低事故。
记录线路、穿跨越、伴行路等管道自身的位置坐标信息，结合地理信息系统的定位和空间分析功能，为编制应急预案、进行应急抢修提供重要的支持。
发生事故、故障后，便于追溯查询，分析原因，追查责任，制定相应措施。
为建设单位今后建设复线、支线或者运营单位进行管道大修提供具有参考价值的信息。
1.2 辅助工程建设的过程管理通过各项采集数据的校验和检查等技术手段，监控工程质量；辅助建立质量终身责任制体系，便于追溯责任；辅助编制竣工资料，提高竣工资料的准确度，减少编制竣工资料的工作量；在建设阶段就采集了精确的线位、焊口、各种桩点、穿跨越、伴行路及阀室的坐标和精确位置，保证了管线相关属性的真实性和有效性，防止管道竣工后管道设施的实际位置与所掌握的资料位置不一致而进行管线复测的现象发生；数据系统还可监控施工进度。
2 油气管道工程数据采集的用户范围及职责2.1 用户范围（1）数据填报单位：包括施工单位、检测单位、设计单位等，主要对数据进行填报、修改。
（2）数据审查单位：包括标段监理、区段监理等，主要对数据维护单位填报的数据进行抽检、审查。
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