9.1 一般规定
9.1.1 油气集输站场自控设计应满足工艺过程操作稳定、安全、经济运行的需求。仪表控制系统或计算机控制系统设置应满足下列规定：
1 原油脱水站、原油稳定站、天然气处理厂、集中处理站应采用计算机控制系统。其他站场可根据输入输出点数量，选用仪表控制系统或小型计算机控制系统。
2 油气生产工艺相对简单、对调节精度要求不高的设施、装置，结合工艺、设备特点，宜选用自力式、机械式、基地式控制仪表或装置。
3 当需要在控制中心远程监控和管理井场、站场的工艺生产过程时，宜采用由井场远程终端装置(RTU)和站场控制系统构成的监控与数据采集系统(SCADA)。
4 需要实现数据远传的井场，应利用丛式井、加密井等生产方式或布井工艺，简化自动化设施。
9.1.2 油气集输站场仪表供电设计应符合下列规定：
1 电源容量应按仪表及计算机控制系统用电总负荷的1.2倍～1.5倍确定。
2 井场和计量站宜采用普通电源供电，其他站场可根据仪表用电负荷等级确定采用普通电源或不间断电源(UPS)供电。当采用UPS供电时，后备时间应按UPS的额定负荷计算，不应少于30min。
3 仪表供电设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T 50823和《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T 50892的有关规定。
9.1.3 油气集输站场仪表选型、仪表供气、安装、配管配线、防雷及接地、控制室的设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T 50892的有关规定。
9.1.4 仪表及管道保温和伴热应符合下列规定：
1 在环境温度条件下不能正常工作的测量管道、分析取样管道、自动化仪表或控制装置，应保温和伴热；
2 仪表及管道的保温和伴热设计应符合现行行业标准《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH/T 3126的有关规定。
9.1.5 滩海陆采油田油气集输站场仪表控制系统的设计，应符合现行行业标准《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY/T 0310的有关规定。
9.1.1 仪表控制系统指由盘装显示、报警、调节等仪表组成的控制系统。计算机控制系统指以微处理器、微型计算机技术为核心的PLC、DCS、SCADA、工业控制机等控制系统。
1 原油脱水站、原油稳定站、天然气处理厂、集中处理站等大型站场工艺过程的检测控制参数较多，调节控制逻辑较复杂，对生产过程的安全可靠性要求较高，采用计算机控制系统可以满足生产控制要求，提高生产管理水平。
油气集输其他站场要求向上一级管理部门传输生产数据或对操作、报警、报表等操作管理功能要求较高时，一般采用计算机控制系统，不需要向上一级管理部门传输生产数据且I/O点少、没有复杂控制的站场，一般采用仪表控制系统。
4 井场尽可能简化自动化设施，主要是优化井场RTU设置，尽可能减少RTU数量，不必每个井场都设置一套RTU，如丛式井和距离较近的加密井，可以多井设置一套RTU。以减少自动化系统投资，提高经济效益。
9.1.2 《油气田变配电设计规范》SY/T 0033-2009中3.1.3条将井场和计量站用电负荷划分为三级负荷，而根据《石油化工仪表供电设计规范》SH/T 3082-2003中4.2.2条规定：“仪表用电负荷属于三级负荷，这类负荷在供电中断时，对生产过程影响较小，不会造成设备损失和经济损失，因此，不需要设置UPS，而由普通电源供电”，《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T 50892-2013中第2.1.4条规定：“仪表用电负荷属于普通负荷时，仪表工作电源可采用普通电源”。为此，本条规定井场和计量站仪表及RTU不推荐采用UPS供电，如果生产管理有特殊要求时，计量站可配置UPS装置。
“其他站场”：除井场、计量站外的工艺过程相对复杂的站场，如外输计量站、接转站、放水站、原油脱水站、集中处理站、矿场油库等。仪表用电负荷等级划分，需根据站场的重要程度、规模及停电后造成的损失和影响等因素综合考虑。
不间断电源装置的后备时间一般为30min，当电网供电可靠性不能得到保证时，后备时间可适当延长。
9.1.3 《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T 50892-2013对仪表选型、供气、安装、配管配线、防雷及接地、控制室的设计规定很详细，故本条不再对上述内容提出要求。
9.1.4 仪表测量管道保温和伴热，主要解决由于气候寒冷而使测量介质产生冻结、冷凝、结晶、析出等现象对检测过程所造成的影响，从而保证仪表检测系统的正常工作，减少测量附加误差。仪表本体的保温和伴热，主要保障仪表在限定的工作温度下运行，从而保证仪表正常工作。因为《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH/T 3126-2013对仪表及测量管道的保温和伴热等有明确规定，所以本条只做原则性要求。
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