西一联合站控制系统
总
体
方
案
设
计
上海盛国石油科技有限公司2009年6月15日
第1节系统概述和目标说明
1 系统概述
西一联合站控制系统由“站内集输系统”、“污水处理系统”、“污水回注系统”、“消防及安全系统”、“安全保护系统”、“供热系统”、“供电系统”、“阴极保护系统”等系统组成。
2 目标说明
2.1 集输系统的目标
接转站来油、外输原油、原油反输的液量、含水、压力、温度自动检测及纯油量的计算；
罐区内油罐液位的连续检测与高低液位报警，沉降罐油水界位的检测，油罐的温度检测及沉降脱水罐含水率监测；
集输泵房换热器进出口温度的自动检测及超限报警；
加药罐低液位监测，热媒炉运行及控制参数的显示，电加热收球筒温度自动控制；
实现倒罐流程的自动控制。
实现外输泵的变频调速控制；
油罐抽气时压力的自动调节控制（预留）；
2.2 消防安全、保护系统的目标
消防水罐连续液位的自动检测与高、低液位报警；
来油计量间、外输计量间、倒有泵房及外输泵房、罐区可燃气体浓度监测； 2.3 污水处理系统的目标
1.DCS系统数据采集和控制部分：
污水池、缓冲罐、调节水罐、净化水罐液位监测及超限报警；
污水池到沉降罐提升泵的启停控制；
进污水处理系统的流量，温度监测；
加压泵的启停控制；
Y型滤污器前后压差监测及超高限报警即及自动切换到旁通的控制；
核桃壳过滤器入口、出口压力、流量监测；
改性纤维球过滤器入口、出口压力、流量监测；
调节水罐加压泵自动启停控制。
2.本地监视部分:
过滤运行监视；
反洗运行监视；
排油时间监视；
过滤时间监视；
异常报警及压力显示报警
2.4 污水回注系统的目标
注水泵进、出口压力监测及超限报警；
喂水泵进出口汇管压力监测；
注水泵自动启停控制；
泵出口流量监测；
注水干线流量监测；
注水干线，注水汇管压力监测；
2.5 供热系统的目标
供热系统回水压力监测和超限报警；
采暖换热器进口、出口温度监测和超限报警；
软水灌液位监测；
2.6 供电系统的目标
10KV开关站运行及保护情况进行监视；
10/0.4kV低压配电设备主要运行参数显示；
2.7 阴极保护系统的目标
站内各种参数、报警数据保存60天；
满足用户数据曲线、历史数据曲线动态分析、报表自动生成要求；
操作系统采用WINDOWS NT，美观易用；
控制系统采用模块化结构，更换灵活；
上位机遇过程管理控制器都采用双机热备，全面冗余；
对后续扩建装置留有扩展余地，留有RS232/485和其它接口，便于站内其它控制系统通讯。
2.8 其它性能目标
阴极保护电流的监视；
恒电位值的监视；
3 设计原则
1.遵照国家、行业的有关标准、规范、法规和政策。
2.可靠性原则：强化仪表、执行机构与现场总线的可靠性、稳定性标准，采用冗余
系统，保证系统的高可靠率与稳定性；
3.安全性原则：计量接转站仪表处于防爆危险场所，根据防爆电气设备选型、安
装、布线的有关规定，严格执行，确保安全。
4.先进性原则：采用先进、成熟的控制系统；
5.扩展性原则：满足实时性响应要求与扩展性、以及升级需要；
6.易用性原则：自控系统可实现数据采集、显示、报警与存储；可选用总貌、组、
趋势、流程等方式显示画面，达到方便使用的目的。
4 执行的主要标准和规范
1.SY/T0090-96 《油气田及管道仪表控制系统设计规范》；
2.SY/T0091-96 《油气田及管道计算机控制系统设计规范》；
3.SH3063-1999 《石油化工可燃气体和有毒气体监测报警设计规范》；
4.SHB-Z06-1999 《石油化工分散控制系统设计规范》；
第2节系统方案及总体设计
1 PCS方案的确定
随着自动化技术的不断发展和计
算机技术的飞速发展，自动化控制的
概念也发生着巨大的变化。在传统的
油田自动化解决方案中，自动化控制
实际上是由各种独立的、分离的技术
和不同厂家的产品来搭配起来的，如
现有大部分油田自动化系统主要是由
过程控制系统、可编程控制器、监控计算机、SCADA系统和人机界面产品等共同完成控制的。这种不同系统、不同厂家、不同协议、不同数据格式、不同的组态开发软件的组合，在实际工程开发和使用过程中，存在诸多不足之处：
系统的总体设计困难
程序设计开发周期长、效率低
组态软件之间耦合性、协调性差
联机调试困难
软件和硬件的组态分离
信息共享性差
系统运行维护费用高
技术支持服务难度大
系统伸缩性、扩展性差
不能为管理层提供有效信息，特别是在与ERP的接口方面。
人员培训费用高
缺陷存在的原因在于：现代的自动化解决方案是一种从现场仪表级－>逻辑控制级—>监控计算机级－>管理层接口（INTERNET接口）的多层次的整体解决方案，各个厂家的产品很难形成一种自上而下的数据、通信、组态的统一方式。
随着现代企业管理的不断深入，企业（用户）对自动化系统解决劳动生产率、安全生产等问题的期望越来越高，特别是对于油田的开发生产，自动化系统的性能直接关系到油田的
安全和效益，而传统的解决方案由于自身不足之处，已逐渐不能满足这样的要求；同时，企业管理方式的不断深入，各行业ERP管理方式地推广，对现场数据共享性的要求越来越高，传统的解决方案不能提供有效支持。因此，在考虑西峰油田的自动化解决方案时，努力克服传统的解决方案不足；将集成化、统一化、高稳定性、共享性、易于维护性作为总体设计方案的原则。在从事石油行业自动化项目多年经验的基础上，我们全面比较各种解决方案后，最终确定了西门子（SIMENTIC PCS7）过程控制系统为核心的自动化项目解决方案设计。
2 SIMATIC PCS7系统特点
西门子作为世界著名的自动化生产厂
家，多年来，产品被应用到各个领域，其产品在业内有着良好的信誉。SIMATIC PCS7作为西门子新一代过程控制产品，在吸收以往产品成功经验基础上，将最新的技术成果融入产品中，使 SIMATIC PCS有着诸多特点：
2.1基于“全集成自动化”思想
（Total Integrated Autoumation），它将
自动化系统中的工业控制器、分布式IO、
工业控制软件，人机界面产品、工业PC、
工业控制网络、传动设备及现场仪表等七部
分集成，从而为用户提供集成化的数据管
理、集成化的通信、集成化的编程组态，克
服了传统DCS系统中总体设计困难，软件组
态耦合性、协调性差等缺陷。
2.2吸收了各种先进技术，面向工艺
通过SIMATIC程序管理器，将整个控制系统按照工艺过程的要求，分为各个子系统，按工厂的实际结构采用分层的形式将各子系统映射到控制器中，与传统的DCS系统相比，使程序开发更加快捷直观。大大缩短了开发和调试周期。
2.3与PROFIBUS总线有机结合在一起
PROFIBUS现场总线作为世界上应用最广泛的现场总线
技术之一，主要包括高速总线PROFIBUS－DP（H2）和用于
过程控制的本安型低速总线PROFIBUS－AP（H1）。DP和AP
的完美结合使得PROFIBUS现场总线在结构和性能上优越
于其他现场总线。根据统计，使用PROFIBUS可以使工程造
价降低20～40%。
2.4系统配置灵活，易于扩展
可以根据工艺需求选择合适的系统
模型，网络和总线技术保证了系统的自
由扩展，从单用户小型系统到多用户大
型系统，用户可以根据自己的需求和费
用合理搭配，而不需要过多考虑日后的
扩展问题。
2.5模块化结构，通用的硬件模块
从软件设计到硬件的实现，SIMATIC PCS7
提供了各个层次的模块化设计，对于硬件模
块，产品提供了三个层次的硬件模块——OS
（操作系统），包括操作员站，工程师站，服
务器站等多种系列产品；AS（自动化控制系
统），用于处理实现现场设备的运行状况监测、
数据采集及处理、自动闭环回路控制、电器设
别开关控制功能，采用S7－400系列工业控制
器。ES（电气实现系统）主要以ET200系列产
品实现分布式I/O现场信号采集，并将ES级
的指令传输给执行机构。各级别模块种类丰富，功能强大，安装简单，能够出色地完成各种复杂的自动化项目。
2.6强大的系统软件，组态与编程更加简单
SIMATIC PCS7提供了功能强大的系统软件，使控制系统各个层次的编程组态在一
功能强大的关系型、分布式数据库作为平
台，作为数据采集、数据处理、数据分析
和生产过程控制管理系统地数据库支撑
系统，它能保证系统能够数据的完整性、
一致性和系统各个部分的同步性、具备多
种形式的数据查询、数据管理和数据索引
方式。在此开发环境下，组态和编程实现
更加简单。
2.7丰富的人机界面产品，提高监控和管理水平
人机界面采用自动化领域最先进技术，与微软公司共同开发的居于世界领先地位
的工控软件WinCC。采用客户/服务器的结构，为用户提供标准、友好和面向工艺的窗
口。PCS7操作员可以针对任何生产工艺生成漂亮而便捷的人机对话窗口，使操作员能
够清晰地参与合优化生产过程，提高监控和管理水平。
3 系统总体设计方案
系统根据功能可以分为四层：管理层、控制层、操作层、数据采集层（见下图）。
2.2 管理层
西一联合站的管理层主要是指油田主干网中的油田调
度中心，联合站将作为西峰油田主干网的节点之一，实现从
联合站到调度中心的数据传输。因此，在联合站中需要配置
两个专用光纤网接口，为日后并入油田主干网做好准备。
联合站中控室主要通过配置1台8口（带光纤接口）的HUB，来完成与油田调度中心的网络连接，光纤接口类型为单模光纤，使用以太网通信协议，最高传输速率为10Mbps/100Mbps。
2.3 操作层
西一联合站的操作层主要由2台操作员站、1台工程师站和冗余环形以太网构成。三
台工作站互为冗余，保证了用户对系统的可靠
性要求，操作员站为用户提供了友好、标准的
操作界面，用户通过可以通过监控软件WINCC，
形象、清晰的了解现场设备的工作情况，并可
以通过工作站向现场设备下发各种操作命令。
工程师站可以对控制系统进行组态、下装，满
足过程生产的要求。冗余环形以太网实现了三台工作站的数据传输功能。
2.4工程师站
系统中，工程师站配置西门子工业控制机（基本配置为PENTIUM IV处理器，512M 内存，80G硬盘，50倍速光驱，标准网卡、键盘、鼠标和19英寸液晶显示器），
安装有工程师系统，通过它可以对整个控制系统进行组态，包括系统的硬件配置、通讯网络的组态、连续和顺序过程运行组态、操作和监控策略的设计、批量过程
的产生等。
工程师站除了组态功能外，也可以成为操作员站使用，在作为操作员站使用时，将主要用于监视控制层中各种设备的运行情况。
工程师站安装WINDOWS NT （WINNT4.0以上的版本）系统，用于实现现场数据、
报警、操作等信息的存储。
2.5操作员站
操作员站配置西门子工业控制机（基本配置为PENTIUM
IV处理器，512M内存，80G硬盘，50倍速光驱，标准
网卡、键盘、鼠标和19英寸液晶显示器），
系统中，配置2台操作员站，主要用于现场数据的实时
显示，报警信息等，根据监控区域可以将操作员站分为
《集输系统》操作员站、《污水处理及回注系统》操作
员站，对于《集输系统》操作员站，监控包括接转来油、
外输来油、原油反输、罐区监控在内的所有集输系统的现场参数和状态等。对于《污水无数处理机回注系统》操作员站，包括污水处理、污水回注、消防安全保护、供热供电系统等多个系统的相关参数
两个工作站互为备用，当其中任意一个工作站出现问题，另一个工作站可以承担起故障工作站的任务，两工作站的任务可以动态调整分配，为今后新增功能留有扩展余地。
操作员站安装WINDOWS2000 NT（WINNT4.0 以上的版本） 操作系统，界面友好，操作简单，使用WINCC软件，方便操作员监控现场情况。
2.6 冗余环形以太网
操作层的网络采用冗余环形工业以太网，最高传输速率为100Mbps/s，完全可以满足未来数据通性传输的要求，冗余环形线路保证了操作层的高可靠性，与冗余控制站的冗余连接，确保操作层和控制层传输数据的可靠性。
2.7 控制层
系统控制层主要由远程I/O、冗余热备控制器等设备组
成，是整个控制系统的“核心”，大部分回路的自动控制和连
锁控制以及数据的转换都是由该层来完成的。系统采用控制
器冗余和PROFIBUS－DP通讯的冗余，满足用户对控制层可靠
性的要求。
z冗余热备控制器
控制器是整个控制系统的“中枢”，在本系统的设计中，
为保证系统的可靠性，控制器采用了冗余热备的AS414H控制
模块，控制器中的中央处理模件采用标准尺寸和无风扇设计，
结构坚固，性能可靠稳定。控制器的电源模块，中央处理单
元及工业以太网通讯模块均具有自动故障检
测功能，并通过面板上的LED直观地显示出
工作状态，中央处理模件带有4～20M的RAM
存储器来存储系统数据和用户程序，带有了
后备电池，其中一个电池的更换不影响中央处理器的正常工作。AS的CPU集成了PROFIBUS－DP接口和工业以太网接口。
z远程IO
西峰油田西一联合站自动化系统设计中， I/O站采用西门子ET200M系列
产品，根据不同I/O控制地域的不同可分为：
集输系统远程I/O
污水处理及污水回注系统远程I/O
安全保护、供热供电及阴极保护系统远
程I/O
根据远程I/O处理的输入类型可以分为：
模拟量输入信号（AI）：主要信号类型为4～20mA电流信号，包括现场压力、温度、液位、在线含水量、差压信号及可燃气体等信号。
脉冲输入信号（PI）：主要是现场流量计高速脉冲信号
模拟量输出信号（AO）：用于现场执行机构。
数字量输入信号（DI）：现场开关量信号的输入，包括阀门状态，高低液位报警信号。
数字量输出信号（DO）：对现场部分执行机构的执行，包括电动阀门、泵等设备 z通信协议接口
控制器与远程I/O的通信采用PROFIBUS——DP协议，该协议拥有极高的通讯
速率，最快可达12Mbit/s，采用RS—485的物理传输方式，允许周期和非周期的数据传输。
控制器与PC的传输采用工业快速以太网，传输速率最快可达10Mbps/100Mbps，保证了操作层实时性要求。
2.8 数据采集层
数据采集层由各种传感器、仪表、执行机构，端子柜以及相关的附件构成，其作用是
采集现场信号，并将信号转换后传输到控制层；同时负责执行控制器发出的各种指令。 z传感器、仪表、执行机构:
现场传感器、仪表和执行机构是整个控制系统的重要组成部分，他们的性能直接影响
到整个系统的采样精度和控制精度，在对西峰油田联合站的仪表选型过程中，应充分考虑
集成化、小型化、数字化、智能化的现代技术指标和发展方向：考虑现场工作场所安全等
级，并以国内、外已被广泛使用，被证明是高质量、高性能的各类仪表为选型原则。本系
统所涉及的现场传感器、仪表、执行机构包括：
?温度传感器
?压力传感器
?差压传感器
?非接触式雷达液位计
?射频导纳原理的油水界面测试仪
?静压式液位变送器
?在线式含水分析仪
?腰轮流量计
?磁电漩涡流量计
?可燃气体变送器
?阀门及阀门执行器
?浮球液位计
?浮球液位开关
?液体音叉限位开关
z端子柜
端子柜是现场各种传感器、仪表、执行机构的信号的汇总，其一端接现场
仪表，另一端接控制层的远程I/O。
z其它附件
主要包括现场仪表到端子柜和端子柜到I/O的各种类型电缆，设备的接
地保护，设备安装用防爆套管、套件等附属设备。
2.9 摄像监控系统
1. 在3个大门分别安装1架全方位低照度可控摄像机，用于监控进出人员、车辆情
况。具体位置参见设计院图像监控摄像头分布图。
2. 在罐区、消防、污水、来油区等区域等安装6个全方位低照度可控摄像机。外输
泵房1个广角摄像机，全站10个点。
3. 通过对图像监测，数字化图像工作站运用报警软件加以分析，进行闯入报警等监
控。
4. 在控制中心安装1台42”大屏幕，监视所有的图像。
5. 系统采用键盘、摇控器控制方式，操作系统。
6. 系统主机有足够的存储设备。
7. 围墙红外监控设有8对红外对射报警器，信号引入自动化系统，由自动化系统显
示围墙闯入报警。
4 系统特点
整套系统的设计具有技术先进、可靠性高、扩展性好、操作性好、开发周期短等诸多优点，完全满足用户对自动控制系统的需求。
4.1 先进性
系统的先进性体现在系统设计先进性、组态先进性，设备先进性等多个方面。
?系统设计先进性
西峰油田西一联合站系统设计的先进性体现在对系统设计时自动化解决方案的确定，我们在从事石油行业自动化项目多年经验的基础上，全面比较各种解决方案，认识到现有较为流行的自动化解决方案的诸多不足和缺陷，如系统整体设计困难，程序开发周期长，信息共享性差，维护费用高等，其根源在于缺乏一个跨层次的、集成化的软/硬件组态环境；着眼于自控技术未来的发展趋势，我们将集成化、统一化、高稳定性、共享性、易于维护性作为西峰油田联合站的总体设计原则。并确定了西门子（SIMENTIC PCS7）过程控制系统为核心的自动化项目解决方案设计。
?组态先进性
SIMENTIC PCS7提供了强大的组态软件包，使的所有的软硬件组态在一个系统平台上完成，从工程师站、操作员站－>控制器－>远程IO所有通信的组态、硬件设备的组态、过程控制的组态在一个平台上完成，大大缩短了开发周期、提高了系统可靠性。
?设备先进性
系统中各类设备的选型本着技术成熟、可靠性、易于维护的原则，在系统中的关键设备采用国外知名厂家设备，如系统中的控制、操作部分的工程师站、操作员站、控制器、远程IO等，全部选用西门子成套设备，这些设备无论从工艺到技术，都具有相当的先进性。对于现场仪表的选型，对于现场监控的重点部位全部选用自控行业内知名的设备厂家，如大罐的液位测量选用SAAB雷达液位计，集输泵房的压力传感器选用Rosment压力变送器，这些设备大量的使用进一步保证了系统的可靠性和先进性。
4.2 可靠性
系统的可靠性依靠系统多层次的设备冗余和现场设备的可靠性得以保证 ?多级冗余技术
系统管理层，提供了两个光纤接口，为日后油田主干光纤网留下了双环路光纤冗余接口
系统操作层，采用冗余环形以太网，三台工作站互为备用，互为冗余，大大提高了操作层级的可靠性，详情见下表：
系统控制层，设计采用冗余控制站和冗余PROFIBUS—DP的冗余方式来保证控制层级的可靠性，任何一个工作站发生故障后，可迅速切换到另一个控制站而不影响当前所有控制过程。无跳线设计，使得切换时间在30ms，无信息丢失、报警丢失，过程无任何终端。
?现场设备的可靠性
年的实践证明是可靠的。
4.3扩展性
系统的扩展性是自动化项目中一个重要技术指标，尤其对于西峰油田西一控制站的设计，由于各种设备都是新建，需要考虑为今后新增工艺项目留有充分的扩展余地，因此，系统设计在各个层次留有足充分的扩展余地：
?操作层
系统操作层采用工业冗余环形以太网设计，可以方便的在环形网中增加或删减节点（操作员站、工程师站、控制器等），采用客户机/服务器体系结构，每个客户最多访问6个服务器，每台服务器可以同时支持16个客户端，完全可以满足用户今后扩展的需要。
?控制层
控制层的冗余控制器采用AS414H型，模拟输入输出最大可达132点和48点，数字量输入220点，数字量输出达到176点，可以满足用户扩展的需要，RAM存储器可扩展到20M，满足存储扩展的需要。
远程IO作为与现场设备连接设备，由于和控制器采用PROFIBUS—DP协议，可随时增加远程IO的数量，最大扩展数量到32个远程IO，完全可满足用户需求，
?功能扩展性
由于系统各个层次的组态在一个系统平台下进行，这个平台集成了统一的数据库，统一的组态和编程，统一的通讯，控制功能的扩展将更加轻松方便，用户对现有的程序修改或增加后，不需要重新设计数据库，重新组态通信，只需将新的程序下装，即可实现功能的扩展。
4.4 易用性
?组态易用性
系统设计易用性好，由于整个系统的设计是面向工艺的设计，直观，简单、方便，设计过程自上而下，层层分解，直到实现到指定现场设别的参数读取和控制回路的控制，这样，无论是系统组态工程师还是一般的操作人员，都能很容易实现各种不同的功能。
?操作易用性
操作员站（工程师站）的监控软件采用图形化的监控程序WINCC，美观大方，易于掌握。同时可以为不同操作员分配权限，方便管理。
?安装维护易用性
SIMENTIC PCS7系统采用模块化设计，所有设备易于安装，由于远程I/O支持在线维护功能，对于故障点或故障模块可实现在线插拔，易于系统的维护；自动诊断功能，可方便用户快速确定工艺中的故障位置并加以改正，同时还可以在运行过程中为每个模块重新进行参数化。
第3节现场数据采集与控制实施方案
1 集输系统
集输系统由接转站来油区、外输泵房、罐区三部分组成。
1.1来油区
描述：
来油计量区完成六组接转站来油的液量、含水量、温度、压力监测及油量的计量，目前上2路，预留4路。同时包括电加热收球筒、来油换热器、分离缓冲罐、破乳济加药罐的相关参数。
监测参数：
?来油流量计量。来油流量的计量采用目前使用的腰轮流量计与光电脉冲转换器，以便于标定与维护。
?来油含水率检测，0-50%含水。选用在线含水分析仪。
?来油温度检测，0-100℃。选用温度变送器。
?来油压力检测，0-2.5Mpa。选用压力变送器。
?一台电加热收球筒温度、压力检测，自动控制。
?来油、接转换热器进出口温度、压力检测。
?分离缓冲罐压力检测，高低液位报警。
?2具破乳剂加药罐液位检测。
说明：
来油计量区完成六组接转站来油的液量、含水量、温度、压力监测及油量的计量，目前上2路，在系统模块中预留4路的所用点数。
测控参数列表：
测控参数数量规格说明
来油压力 4 0.5%精度，量程0-1.0MPa 4路预留 AI 来油温度 2 0.5℃分辨率、量程0-100℃ L=130 4路预留 AI 来油流量 2 PN2.5Mpa DN100，流量范围0-100m3/h。0.5级4路预留 PI 来油含水率 2 0-50%含水，精度1%，DN100 PN2.5MPa 4路预留 AI 收球筒压力 1 0.5%精度，量程0-1.0Mpa AI
收球筒温度 1 0.5℃分辨率、量程0-100℃ L=150 AI
收球筒控制 1 手动启动，＞45℃关闭，4000W加热丝 DO
接转换热器进出口温
2 0.5℃分辨率、量程0-100℃ L=230 1路预留 AI
度
来油换热器进出口温
2 0.5℃分辨率、量程0-100℃ L=180 AI
度
换热器进出口压力 4 0.5%精度，量程0-1.0MPa 1路预留 AI 分离缓冲罐上下液位 2 防爆浮球液位控制器DI 分离缓冲罐压力 1 0.5%精度，量程0-1.0MPa DI
破乳剂加药罐液位监测 2 磁性浮球液位计AI
1.2外输区
描述：
?两组外输原油的液量、含水率、温度、压力监测及纯油量的计算。
?2台换热器进出温度监测及超限报警。（其中两台预留）
?2台外输泵的变频调速对外输泵出口压力及外输流量进行控制。
?2台倒罐泵的进行控制。
?外输泵出口电动调节阀控制。
?一组外输泵点数预留。
监控参数：
?热水换热器进出口温度出口压力检测，外输换热器进出口温度、压力检测。
?4台油泵进出口压力检测。
?4台油泵出口电动调节阀控制。
?两路外输原油含水率、压力检测，温度检测、两路外输原油流量计量。
?倒罐泵控制，外输泵变频器监控。
?污油箱液位检测。
?2具降凝剂加药罐液位检测。
?外输油出站温度、压力检测。
?2路发球通过仪指示信号引入。
?通讯口：接受电专业送来的泵，变频器等信息。RS485/MODBUS 测控参数列表
测控参数 数量 规格 说明
热水换热器进出口温度 2 0.5℃分辨率、量程0-150℃L＝200mm AI
热水换热器出口压力 1 0.5℃分辨率、量程0-1MPa AI
外输换热器进出口温度 2 0.5℃分辨率、量程0-100℃ L=250mm AI
外输换热器进出口压力 2 0.5℃分辨率、量程0-5MPa AI
倒罐外输泵进口压力 4 0.5℃分辨率、量程-0.6-1MPa 预留1组 AI 倒罐泵出口压力 2 0.5%精度，量程0-2MPa
外输泵出口压力 2 0.5%精度，量程0-5MPa 预留1组 AI 倒罐泵控制 2 电气专业预留端子接口2DO 外输泵变频器控制 2 预留1组 RS485 倒罐泵出口电动阀控制 2 PN2.5DN150 1AI1AO
外输泵出口电动阀控制 2 PN4.0DN150预留1组 1AI1AO 污油箱液位 1 0-850mm AI
降凝剂加药罐液位监测 2 磁性浮球液位计 0-750mm AI 外输油压力 2 0.5%精度，量程0-5MPa 预留1组 AI 外输油流量 2 PN6.3MPaDN150，流量范围0-250m3/h，0.5级预留1组PI 外输油温度 2 0.5℃分辨率、量程0-100℃L＝170mm AI
外输油含水率 2 0～5％，精度1%，PN6.3Mpa DN200 预留1组 AI 外输油出站温度 1 0.5℃分辨率、量程0-100℃ L＝250mm AI
外输油出站压力 1 0.5℃分辨率、量程0-5MPa AI
发球通过仪指示 2 DI