Q/SYCQ
联合站数字化管理建设要求
中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司 发 布
Q/SY CQ3357—2009 目 次
前言 ................................................................................. II
1 范围 ................................................................................ 1
2 规范性引用文件 ...................................................................... 1
3 基本建设要求 ........................................................................ 1
4 站控系统 ............................................................................ 1
5 视频监视系统 ........................................................................ 4
6 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
I
Q/SY CQ3357—2009
前 言
本标准中站控系统的主要监控内容是根据油田生产过程中普遍采用的典型工艺流程及数字化生产管理要求而确定。如实际生产的流程或设备不同于本要求时，工程技术人员可参考本标准确定相适应的监控内容。
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项目经理部。 本标准主要起草人：方鹂、吴宝祥、王军峰、魏明、张箭啸、商永滨、张帆、贾鸿浩。
本标准于2009年首次发布。
II
Q/SY CQ3357—2009
联合站数字化管理建设要求
1 范围
本标准规定了联合站数字化管理站控系统和视频监视系统的建设标准。
本标准适用于油田联合站数字化生产管理系统的新建工程，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
实施数字化管理的联合站，相应设置的数字化管理站控系统和视频监视系统应满足如下基本要求： 3.0.1 对联合站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 采集联合站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 采集联合站所属各井场的视频信号，集中进行显示，实现在联合站内对所属井场的视频巡查，实时图像的自动判识及报警。
3.0.4 处理相关生产数据，完成实时、历史数据存储。
3.0.5 自动生成符合管理要求的生产报表。
3.0.6 系统远程维护、在线组态修改等功能。
3.0.7 实现与其它系统的数据通信。
4 站控系统
4.1 主要监控内容
4.1.1 集输系统
4.1.1.1 收球筒模块
a) 监测收球筒的温度，当收球筒进行取球作业时，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。
4.1.1.2 增压点、接转站来油进站区
a) 监测各路来油温度；
1
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b) 监测各路来油压力；
c) 当来油场站为油、气分输时，监测各路来油流量，并自动完成流量积算；当来油场站为油、气混合输送时，预留各路来油流量监测和积算功能。
4.1.1.3 三相分离器
a) 监测三相分离器的压力；
b) 监测三相分离器的油室、水室液位，通过自动调节各排液调节阀的开度，实现对油室、水室液位的控制。
4.1.1.4 加热炉区
a) 监测每台加热炉的各路原油出口温度；
b) 加热炉的生产运行控制由其自配套的监控设备完成，该监控设备以RS485接口、 Modbus for RTU协议，将主要生产运行数据：热水温度（水套炉）或蒸汽压力（真空炉）、炉水液位、燃气压力、燃烧器工作状态等传输至站控系统，并利用该信道实现远程停炉。
4.1.1.5 外输区
a) 监测外输原油的温度、压力及流量，并完成流量积算；
b) 按照设计当该处为计量交接点时，监测外输原油的含水率（进行温度、压力补偿运算），并自动完成含水率积算；
c) 监测外输原油总管的压力，当外输压力超上限或外输压力下降速度过快时报警。
4.1.1.6 输油泵
a) 监测各输油泵进口、出口压力；
b) 泵运行压力保护：当输油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) 监测各输油泵的启、停工作状态。
4.1.1.7 倒罐泵
监测各倒罐泵的启、停工作状态。
4.1.1.8 污油箱
a) 监测污油箱的连续液位；
b) 当液位超高限时联锁启动污油泵并进行提示，当液位超低限时联锁停污油泵并进行提示； c) 监测污油泵的启、停工作状态。
4.1.1.9 储罐区
3a) 监测各储油罐的连续液位（储罐容量小于5000m时，选用静压式液位变送器；储罐容量大于等
3于5000m时，选用雷达液位计）；
b) 监测各储油罐的储油温度； c) 为各储油罐设置高、低限液位开关，监测油罐的高、低限液位，超限时进行报警。
4.1.1.10 可燃气体泄露浓度超限监测
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。
4.1.2 注水系统
4.1.2.1 水罐
监测所属各水罐（如清水罐、原水罐等）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.2.2 喂水泵
a) 监测各喂水泵的出口压力； b) 监测各喂水泵的启、停工作状态。
4.1.2.3 注水泵
监测各注水泵的启、停工作状态。
4.1.2.4 注水干线
c) 监测各条注水干线的压力；
2
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d) 监测各条注水干线的流量，并自动完成流量积算。
4.1.2.5 污水池
监测污水池的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.3 清水处理系统
监测所属各水罐（反冲洗水罐等）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.4 污水处理系统
4.1.4.1 水罐
监测所属各水罐（如调节水罐、净化水罐等）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.4.2 污水池
监测各污水池的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.4.3 污油箱
a) 监测污油箱的连续液位；
b) 当液位超高限时联锁启动污油泵并进行提示，当液位超低限时联锁停污油泵并进行提示； c) 监测污油泵的启、停工作状态。
4.1.5 消防系统 消防系统的监控严格按照有关标准或规范进行建设，本标准仅在此基础上在站控系统中对下述参数进行监测。
4.1.5.1 消防水罐
监测所属各水罐（如消防水罐）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.5.2 消防泵
a) 监测各消防水泵的进口压力；
b) 监测各消防水泵的出口压力；
c) 对各消防水泵进行远程启、停控制；
d) 监测消防水泵的启、停工作状态。
4.1.6 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、显示和异常工况报警；
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。
4.2 站控系统配置要求
4.2.1 系统构成
联合站站控系统的配置，根据各联合站所具备的生产功能进行确定。
联合站站控系统的基本构成主要有：过程控制单元、操作站、局域网络（LAN）连接设备等，并配套相应操作系统、专业工业过程监控软件及其它应用软件等。
当联合站内无原油稳定、轻烃回收装置时，站控系统配置1套过程控制单元和1套操作站，用于站内集输、注水、水处理等设施的生产过程监控。
当联合站具有原油稳定、轻烃回收装置时，其监控系统执行相应的技术标准。
4.2.2 主要设备技术要求
4.2.2.1 过程控制单元
过程控制单元主要完成联合站内集输、注水、水处理等设施生产运行数据的采集和重要生产过程的自动控制等功能。应达到的技术要求如下：
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过程控制单元采用可靠性高、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模块为不低于32位处理器，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50个回路；控制器与I/O站之间应做到高速通讯，通讯速率不低于10Mbps；通信接口具备1路Ethernet(RJ45)、1路RS485和1路RS232。
4.2.2.2 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。
4.2.2.3 监控软件
监控软件应具备组态、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。
4.2.2.4 通信接口
a) 与联合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、加热炉控制器及加药装置电控柜等；
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。
4.2.3 系统供电、接地
4.2.3.1 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。
4.2.3.2 站控系统的接地接入站内接地网，其接地电阻不大于4Ω。
5 视频监视系统
5.1.1 井场视频监视
设置视频工作站，安装视频监控软件，用于本联合站所属各井场视频信号的采集、处理、显示、存储和摄像控制等。在联合站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。
视频工作站宜选用普通商用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。
5.1.2 站内视频监视
5.1.2.1 主要功能及设置原则
联合站站内视频监视系统的主要功能是辅助站内的安全管理，观察联合站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。
一体化摄像机的设置以满足场区巡视为主，实现对罐区、工艺装置区等重点消防部位的实时观察。联合站不设原油稳定及轻烃回收装置时，一体化摄像机原则上不宜超过3个，联合站设原油稳定及轻烃回收装置时，一体化摄像机原则上不宜超过5个。
联合站内各一体化摄像机采集的实时图像信号均传送至上级管理系统。
5.1.2.2 配置要求
站内视频监视系统主要设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TCP/IP；具备远程升级、维护、WEB管理等功能。
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6 控制值班室
6.0.1 联合站设置控制值班室，用于安装站控系统、视频监视系统及通信系统设备，并配置2台52〞液晶显示屏，用于显示生产数据及视频图像。
6.0.2 控制值班室的建筑按照现行标准 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。
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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-211
A.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
PdT----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 集输部分
A.3.1.1 收球筒模块：10X。
A.3.1.2 站场进站管线 11X、12X等。
A.3.1.3 三相分离器模块：1#分离器 211、2#分离器 212。（当同时存在分离缓冲罐和三相分离器时，分离缓冲罐为 221）。
A.3.1.4 加热炉（换热器）模块：1#炉 31X、2#炉 32X。
A.3.1.5 外输油泵模块：1#泵 411；2#泵 412等。
A.3.1.6 倒罐泵模块：1#泵 421；2#泵 422等。
A.3.1.7 外输流量计模块：401。
A.3.1.8 外输阀组模块：401。
A.3.1.9 储油罐：1#罐 51X、2#罐52X等。
A.3.1.10 加药橇：501、502。
A.3.1.11 污油箱：503。
A.3.1.12 气液分离器模块：就地指示液位计LI-1。
A.3.2 注水部分
A.3.2.1 站外来水及储罐、水箱等：60X。
A.3.2.2 注水泵：1#泵 611、2#泵 612等。
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A.3.2.3 喂水泵：1#泵 621、2#泵 622等。
A.3.2.4 注水干线：1#干线 631、2#干线 632等。
A.3.3 消防部分
A.3.3.1 消防水罐等：70X。
A.3.3.2 消防水泵：1#泵 701、2#泵 702等。
A.3.3.3 泡沫泵：1#泵 703、2#泵 704等。
A.3.4 水处理部分
A.3.4.1 污水处理系统：71X。
A.3.4.2 清水处理系统：72X。
A.3.4.3 供水系统：73X。
A.3.5 原油稳定及气体回收部分
8XX
A.3.6 井场油井部分
A.3.6.1 1#油井101、2#油井102、3#油井103……29#油井129等。
A.3.6.2 井组集油管线：131。
A.3.7 井场注水阀组部分
A.3.7.1 1#注水管路211、2#注水管路212、3#注水管路213等。
A.3.7.2 注水阀组汇管：201。
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前言 ................................................................................. II
1 范围 ................................................................................ 1
2 规范性引用文件 ...................................................................... 1
3 基本建设要求 ........................................................................ 1
4 站控系统 ............................................................................ 1
5 视频监视系统 ........................................................................ 4
6 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
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Q/SY CQ3357—2009
前 言
本标准中站控系统的主要监控内容是根据油田生产过程中普遍采用的典型工艺流程及数字化生产管理要求而确定。如实际生产的流程或设备不同于本要求时，工程技术人员可参考本标准确定相适应的监控内容。
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项目经理部。 本标准主要起草人：方鹂、吴宝祥、王军峰、魏明、张箭啸、商永滨、张帆、贾鸿浩。
本标准于2009年首次发布。
II
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联合站数字化管理建设要求
1 范围
本标准规定了联合站数字化管理站控系统和视频监视系统的建设标准。
本标准适用于油田联合站数字化生产管理系统的新建工程，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
实施数字化管理的联合站，相应设置的数字化管理站控系统和视频监视系统应满足如下基本要求： 3.0.1 对联合站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 采集联合站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 采集联合站所属各井场的视频信号，集中进行显示，实现在联合站内对所属井场的视频巡查，实时图像的自动判识及报警。
3.0.4 处理相关生产数据，完成实时、历史数据存储。
3.0.5 自动生成符合管理要求的生产报表。
3.0.6 系统远程维护、在线组态修改等功能。
3.0.7 实现与其它系统的数据通信。
4 站控系统
4.1 主要监控内容
4.1.1 集输系统
4.1.1.1 收球筒模块
a) 监测收球筒的温度，当收球筒进行取球作业时，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。
4.1.1.2 增压点、接转站来油进站区
a) 监测各路来油温度；
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b) 监测各路来油压力；
c) 当来油场站为油、气分输时，监测各路来油流量，并自动完成流量积算；当来油场站为油、气混合输送时，预留各路来油流量监测和积算功能。
4.1.1.3 三相分离器
a) 监测三相分离器的压力；
b) 监测三相分离器的油室、水室液位，通过自动调节各排液调节阀的开度，实现对油室、水室液位的控制。
4.1.1.4 加热炉区
a) 监测每台加热炉的各路原油出口温度；
b) 加热炉的生产运行控制由其自配套的监控设备完成，该监控设备以RS485接口、 Modbus for RTU协议，将主要生产运行数据：热水温度（水套炉）或蒸汽压力（真空炉）、炉水液位、燃气压力、燃烧器工作状态等传输至站控系统，并利用该信道实现远程停炉。
4.1.1.5 外输区
a) 监测外输原油的温度、压力及流量，并完成流量积算；
b) 按照设计当该处为计量交接点时，监测外输原油的含水率（进行温度、压力补偿运算），并自动完成含水率积算；
c) 监测外输原油总管的压力，当外输压力超上限或外输压力下降速度过快时报警。
4.1.1.6 输油泵
a) 监测各输油泵进口、出口压力；
b) 泵运行压力保护：当输油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) 监测各输油泵的启、停工作状态。
4.1.1.7 倒罐泵
监测各倒罐泵的启、停工作状态。
4.1.1.8 污油箱
a) 监测污油箱的连续液位；
b) 当液位超高限时联锁启动污油泵并进行提示，当液位超低限时联锁停污油泵并进行提示； c) 监测污油泵的启、停工作状态。
4.1.1.9 储罐区
3a) 监测各储油罐的连续液位（储罐容量小于5000m时，选用静压式液位变送器；储罐容量大于等
3于5000m时，选用雷达液位计）；
b) 监测各储油罐的储油温度； c) 为各储油罐设置高、低限液位开关，监测油罐的高、低限液位，超限时进行报警。
4.1.1.10 可燃气体泄露浓度超限监测
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。
4.1.2 注水系统
4.1.2.1 水罐
监测所属各水罐（如清水罐、原水罐等）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.2.2 喂水泵
a) 监测各喂水泵的出口压力； b) 监测各喂水泵的启、停工作状态。
4.1.2.3 注水泵
监测各注水泵的启、停工作状态。
4.1.2.4 注水干线
c) 监测各条注水干线的压力；
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d) 监测各条注水干线的流量，并自动完成流量积算。
4.1.2.5 污水池
监测污水池的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.3 清水处理系统
监测所属各水罐（反冲洗水罐等）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.4 污水处理系统
4.1.4.1 水罐
监测所属各水罐（如调节水罐、净化水罐等）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.4.2 污水池
监测各污水池的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.4.3 污油箱
a) 监测污油箱的连续液位；
b) 当液位超高限时联锁启动污油泵并进行提示，当液位超低限时联锁停污油泵并进行提示； c) 监测污油泵的启、停工作状态。
4.1.5 消防系统 消防系统的监控严格按照有关标准或规范进行建设，本标准仅在此基础上在站控系统中对下述参数进行监测。
4.1.5.1 消防水罐
监测所属各水罐（如消防水罐）的连续液位，当液位超高限、低限时进行报警。
4.1.5.2 消防泵
a) 监测各消防水泵的进口压力；
b) 监测各消防水泵的出口压力；
c) 对各消防水泵进行远程启、停控制；
d) 监测消防水泵的启、停工作状态。
4.1.6 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、显示和异常工况报警；
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。
4.2 站控系统配置要求
4.2.1 系统构成
联合站站控系统的配置，根据各联合站所具备的生产功能进行确定。
联合站站控系统的基本构成主要有：过程控制单元、操作站、局域网络（LAN）连接设备等，并配套相应操作系统、专业工业过程监控软件及其它应用软件等。
当联合站内无原油稳定、轻烃回收装置时，站控系统配置1套过程控制单元和1套操作站，用于站内集输、注水、水处理等设施的生产过程监控。
当联合站具有原油稳定、轻烃回收装置时，其监控系统执行相应的技术标准。
4.2.2 主要设备技术要求
4.2.2.1 过程控制单元
过程控制单元主要完成联合站内集输、注水、水处理等设施生产运行数据的采集和重要生产过程的自动控制等功能。应达到的技术要求如下：
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过程控制单元采用可靠性高、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模块为不低于32位处理器，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50个回路；控制器与I/O站之间应做到高速通讯，通讯速率不低于10Mbps；通信接口具备1路Ethernet(RJ45)、1路RS485和1路RS232。
4.2.2.2 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。
4.2.2.3 监控软件
监控软件应具备组态、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。
4.2.2.4 通信接口
a) 与联合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、加热炉控制器及加药装置电控柜等；
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。
4.2.3 系统供电、接地
4.2.3.1 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。
4.2.3.2 站控系统的接地接入站内接地网，其接地电阻不大于4Ω。
5 视频监视系统
5.1.1 井场视频监视
设置视频工作站，安装视频监控软件，用于本联合站所属各井场视频信号的采集、处理、显示、存储和摄像控制等。在联合站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。
视频工作站宜选用普通商用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。
5.1.2 站内视频监视
5.1.2.1 主要功能及设置原则
联合站站内视频监视系统的主要功能是辅助站内的安全管理，观察联合站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。
一体化摄像机的设置以满足场区巡视为主，实现对罐区、工艺装置区等重点消防部位的实时观察。联合站不设原油稳定及轻烃回收装置时，一体化摄像机原则上不宜超过3个，联合站设原油稳定及轻烃回收装置时，一体化摄像机原则上不宜超过5个。
联合站内各一体化摄像机采集的实时图像信号均传送至上级管理系统。
5.1.2.2 配置要求
站内视频监视系统主要设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TCP/IP；具备远程升级、维护、WEB管理等功能。
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6 控制值班室
6.0.1 联合站设置控制值班室，用于安装站控系统、视频监视系统及通信系统设备，并配置2台52〞液晶显示屏，用于显示生产数据及视频图像。
6.0.2 控制值班室的建筑按照现行标准 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。
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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-211
A.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
PdT----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 集输部分
A.3.1.1 收球筒模块：10X。
A.3.1.2 站场进站管线 11X、12X等。
A.3.1.3 三相分离器模块：1#分离器 211、2#分离器 212。（当同时存在分离缓冲罐和三相分离器时，分离缓冲罐为 221）。
A.3.1.4 加热炉（换热器）模块：1#炉 31X、2#炉 32X。
A.3.1.5 外输油泵模块：1#泵 411；2#泵 412等。
A.3.1.6 倒罐泵模块：1#泵 421；2#泵 422等。
A.3.1.7 外输流量计模块：401。
A.3.1.8 外输阀组模块：401。
A.3.1.9 储油罐：1#罐 51X、2#罐52X等。
A.3.1.10 加药橇：501、502。
A.3.1.11 污油箱：503。
A.3.1.12 气液分离器模块：就地指示液位计LI-1。
A.3.2 注水部分
A.3.2.1 站外来水及储罐、水箱等：60X。
A.3.2.2 注水泵：1#泵 611、2#泵 612等。
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A.3.2.3 喂水泵：1#泵 621、2#泵 622等。
A.3.2.4 注水干线：1#干线 631、2#干线 632等。
A.3.3 消防部分
A.3.3.1 消防水罐等：70X。
A.3.3.2 消防水泵：1#泵 701、2#泵 702等。
A.3.3.3 泡沫泵：1#泵 703、2#泵 704等。
A.3.4 水处理部分
A.3.4.1 污水处理系统：71X。
A.3.4.2 清水处理系统：72X。
A.3.4.3 供水系统：73X。
A.3.5 原油稳定及气体回收部分
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A.3.6 井场油井部分
A.3.6.1 1#油井101、2#油井102、3#油井103……29#油井129等。
A.3.6.2 井组集油管线：131。
A.3.7 井场注水阀组部分
A.3.7.1 1#注水管路211、2#注水管路212、3#注水管路213等。
A.3.7.2 注水阀组汇管：201。
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