标准规范下载简介
Q／SY 201.4-2015 油气管道监控与数据采集系统通用技术规范 第4部分：数据需求与管理.pdf中国石油天然气集团公司企业标准
油气管道监控与数据采集系统
桥梁工程支座垫石施工方案中国石油天然气集团公司
中国石油天然气集团公司 发布
Q/SY201.42015
范围 术语与定义 一般要求 输气管道的数据需求 输油管道的数据需求 管道上下游相关设施及跨国管道的数据需求 数据管理 附录A（资料性附录） 输气管道典型站场的数据传输信息汇总表 附录B（资料性附录） 输油管道典型站场的数据传输信息汇总表 附录C（资料性附录） 管道上下游相关设施及跨国
Q/SY201一2015《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》分为10个部分： 第1部分：功能设置； 第2部分：系统安全； 第3部分：设备编码； 第4部分：数据需求与管理； 第5部分：报警管理； 一第6部分：人机画面； 第7部分：控制器程序编制； 一第8部分：过程控制逻辑图； 一第9部分：站场控制系统设计与集成； 一第10部分：数据网络。 本部分为Q/SY201的第4部分。 本部分按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 本部分代替Q/SY201一2007《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》的第7章和第8章。 与Q/SY201一2007中第7章、第8章的内容相比，本部分主要对以下内容进行了修改： 将原标准天然气、原油及成品油管道数据采集规定改为输气、输油管道，并以附表形式对主 要设备站控及中控数据监控与采集进行规定： 一增加了管道上下游相关设施及跨国管道的数据监控与采集需求（见第6章）； 将数据归档进行修改，删除了数据图形展示基本要求、历史数据存储的基本要求、数据补偿 功能（见第7章，2007年版的8.3.3，8.3.5和8.3.6）； 增加了数据格式及传输顺序内容（见第7章）； 增加了能耗数据监控与采集要求（见表A.11和表B.10）。 本部分由中国石油天然气集团公司标准化委员会天然气与管道专业标准化技术委员会提出并 归口。 本部分起草单位：北京油气调控中心、管道分公司、西部管道分公司、西气东输管道分公司、北 京天然气管道有限公司。 本部分主要起草人：于涛、张麟、张磊、姜勇、魏亮、张增强、宋进舟、李海泉、何川、梁建 青、刘冰、吕峰、孙艳国，
油气管道监控与数据采集系统通用技术规范 第4部分：数据需求与管理
油气管道监控与数据采集系统通用技术规范
Q/SY201的本部分规定了天然气、原油、成品油管道控制中心的数据需求及数据管理的技 本部分适用于油气管道新建管道项目，油气管道改造项目可参照执行
下列术语与定义适用于本文件。 2.1 数据格式dataformat 数据保存在文件或记录中的编排格式，可为数值、字符或二进制数等形式，由数据类型及数增长 度来描述。
3.1SCADA系统采集现场数据应满足远程监控管道运行的需要。 3.2控制中心应采集与管道运行操作相关的工艺变量、工艺设备的运行信息与状态及辅助系统的运 行信息。 3.3输送相同介质多条（两条及以上）管道，工艺系统相连的合建站站控系统应满足监视与控制相 关管道运行信息的要求。 3.4线路监控、监视阀室数据宜先传输到上/下游紧邻站场显示并远传控制中心。 3.5所有数据同时传至控制中心及备控中心。 3.6第三方设备应通信至站控系统。 3.7SCADA系统应实现能耗计量数据自动采集。 3.8管道上下游相关设施包括与管道连接的上下游管道、气体处理厂、油库、储气库及LNG等设 施，与管道运行相关的数据应传输至相邻站场或管道控制中心
3.1SCADA系统采集现场数据应满足远程监控管道运行的需要。 3.2控制中心应采集与管道运行操作相关的工艺变量、工艺设备的运行信息与状态及辅助系统的运 行信息。 3.3输送相同介质多条（两条及以上）管道，工艺系统相连的合建站站控系统应满足监视与控制相 关管道运行信息的要求。 3.4线路监控、监视阀室数据宜先传输到上/下游紧邻站场显示并远传控制中心。 3.5所有数据同时传至控制中心及备控中心。 3.6第三方设备应通信至站控系统。 3.7SCADA系统应实现能耗计量数据自动采集。 3.8管道上下游相关设施包括与管道连接的上下游管道、气体处理厂、油库、储气库及LNG等设 施，与管道运行相关的数据应传输至相邻站场或管道控制中心
4.1输气管道典型站场
质检测、分离（过滤）、计量、关 压缩、清管器收发、越站、调压、能耗数据采集、分输及ESD等功能
压缩机组应配套机组控制系统 作曲线等信 实现拉 心远程控制，现场重要故障报警信息反馈至控制中心， 压缩机组的数据传输参见表A.
4.1.2流量计量系统
4.1.3气质分析系统
4. 1.4 压力/流量调节系统
通过调节阀、压力调节系统以及相关故障综合报警参数的检测和远传实现管道压力、流量的 参见表A.9。
通过对执行机构的控制来实现站内远控阀门的监测及控制。站场远控阀门的数据传输参 A.10。
4.1.6能耗数据采集
天然气管道典型站场其件
天然气管道典型站场其他相关设备（清管区、分离器、加热器）的数据传输参见表A.12至 表A.21。
4. 2. 1监控阀室
程阀门开关、分输（分输阀室）等功能。 监控阀室的数据传输参见表A.22。
监视阀室天然气管道线路截断阀室的数据传输参见表A.23。
监视阀室天然气管道线路截断阀室的数据传输参
4. 2. 3普通阀室
普通阀室没有数据传输。
5.1输油管道典型站场
输油管道典型站场的数据传输应满足油罐收发油、站内循环、加压（热）、减压、越站、清管器 收发、正反输、计量、标定、能耗数据采集、水击保护及ESD、压力泄放（回注）、混油切割及处理 等功能的要求。
5. 1. 1输油泵机组
5.1.2加热炉系统（原油】
5.1.3流量计量系统
输油管道流量计量系统数据传输应实现管输油品流量、压力、温度及密度参数的监测，同时实 流量计算机的报警汇总等功能。流量计量系统的数据传输参见表B.5和表B.6。
5.1.4压力调节系统
具有调节阀状态显示、命令下发与反馈及执行机构故障综合报警信号等参数的检测功能。压力 系统的数据传输参见表B.7
通过对执行机构的控制来实现站内远控阀门的监测及控制。站内远控阀门的数据传输参见表1 表B.9。
5.1.6能耗数据采集
数据采集来实现站场能耗数据统计。站场能耗数
通过能耗数据采集来实现站场能耗 集的范围参见表B.10
5.1.7输油管道典型站场其他相关设备
输油管道典型站场其他相关设备包括清罐及过滤装置、压力/温度变送器、电力设备综合自动化 系统、UPS、分析仪表、火灾报警系统、可燃气体探测系统、火焰探测器、消防系统、阴极保护系 流、给排水、ESD和水击保护系统、数据通信系统、混油处理装置等。输油管道典型站场其他相关 设备的数据传输参见表B.11至表B.28
5. 2. 1监控阀室
通过线路断岗实 道压力、温度的监测。具有 数据传输参见表B.29
5.2.2线路高点检测阀室
5.2.3单向阀室和手动阀室
单向阀室和手动阀室无数据传输
6管道上下游相关设施及跨国管道的数据需
6.1管道上下游相关设施
6. 1.1上下游管道设施
上下游管道设施的数据传输原则为：满足油气管道安全运行，监控进出管道油气流量，传输的 主要包括油气流量计量数据和工艺运行参数， 重要参数数据传输参见表C.1
储气库应具有注采气量、注采压力、压缩机组运行状态、与管道系统间流量计量等参数检测 重要参数数据传输参见表C.2。
6.1.3LNG接收站
LNG站有站内储罐、气质检测、流量、压力和温度及设备运行状态等相关参数检测功能。 数数据传输参见表C.3和表C.4
油库应具有油罐液位、进出油库压力、流量、温度及罐前阀门状态等参数检测功能。重要参数 传输参见表C.5。
6. 2. 1计量数据
6.2.2.1天然气跨国管道关键站场的主要工艺参数及设备状态应传输至境内管道运行单位，包括但 不限于：站场进出站温度、压力、流量、管道压缩机组的运行状态。 5.2.2.2输油管道末站主要工艺参数及设备状态传输至境内运营单位，运行数据包括但不限于：流 量、温度、压力。
7.1.1调度控制中心储存各天然气管道历史趋势的主要工艺变量种类，应至少如下：
7.1.1调度控制中心储存各天然气管道历史趋势的主要工艺变量种类GB50243-2016通风与空调施工质量验收规范培训学习，72页word版可下载.pdf，应至少如下：
加热炉/换热器的出口温度（如果有的话）。 ） 进、出站的压力。 d) 压缩机进、出口的压力。 e) 输送介质的瞬时/当日累积流量。 f) 密度。 g) 输送介质的热值。 h) 输送介质组分，包括甲烷（CH,）、硫化氢（H,S）等。 7.1.2 调度控制中心储存原油管道历史趋势的主要工艺变量种类，应至少如下： a) 进、出站/罐的温度。 b) 加热炉/换热器的出口温度。 c 进、出站/罐的压力。 d) 泵进、出口的压力。 e) 输送介质的瞬时/累积流量。 f) 密度。 7.1.3 调度控制中心储存成品油管道历史趋势的主要工艺变量种类，应至少如下 a 进、出站/罐的温度。 b) 加热炉/换热器的出口温度， c) 进、出站/罐的压力。 d) 泵进、出口的压力。 e) 输送介质的瞬时/累积流量。 密度。
7.1.3调度控制中心储存成品油管道历史趋势的主要工艺变量种类，应至少
采样方式采用周期的或者基于变化的
采样方式采用周期的或者基于变化的，
皖2015S210：建筑给水聚丙烯（PP-R）管道安装.pdf[7.3. 1归档时间