油气田自动化水平及仪表选用

第一篇：油气田自动化水平及仪表选用

油气田自动化水平及仪表选用

纪红

仪表自动化技术作为信息化技术的一部分，也是当代高新技术中发展最快的领域之一，几十年来随着世界自动化技术的飞速发展，我国油气田自动化技术也得到了快速提高。为油气田开发生产过程自动化系统提供准确的数据，就需根据油气田生产工艺及介质的特点合理的选用自动化仪表。如对原油、天然气、水和蒸汽的流量测量，对计量分离器、地下水池、污油池、污水池、缓冲罐、原油罐、轻质油罐、液化气罐的液位测量等。

6．1，基本原则

（1）自控仪表选型应符合国家及行业有关标准、规范和有关技术规定。

（2）选用的仪表应满足技术先进、性能可靠、操作维护方便、经济合理等原则；应采用满足所处工艺条件和在工业应用中被证明的成熟产品。

（3）选用仪表的精确度等级应按工艺过程的要求和变量的重要程度选择；计量仪表的精确度等级应符合国家和行业现行标准规范的要求。

（4）应根据国家和行业现行标准规范的有关要求，按照工艺场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别，确定爆炸和火灾危险区内安装的各类电动仪表设备的防爆类型；所选用的仪表设备必须具有公认的权威机构颁发的符合有关标准的防爆合格证书。

（5）选用的仪表设备应根据所处环境条件确定相应的防护等级。

（6）现场仪表的接液部分温度范围必须满足仪表使用部位的工艺介质的温度范围；现场仪表的环境温度范围必须满足仪表使用地区的极端环境温度,当不能满足要求时,应采取措施。

（7）现场仪表的耐压等级应高于或等于仪表使用部位的设备、工艺部件的压力等级，同类仪表的压力等级应尽可能统一。

（8）现场仪表应根据介质物性选用合适的材质。接液部分的材质，在制造厂标准中选择高于或等同于仪表安装部位的工艺管线或设备的材质；非接液部分的材质，在满足当地气候和环境条件下，可采用制造厂标准材质。

（9）同一工程中，所选用的仪表类型、规格应尽可能统一。

（10）为了防止感应雷对现场重要仪表设备的损害，现场重要仪表设备应具有防雷保护功能。

6．2，温度测量仪表

（1）一般情况下，就地指示的温度仪表宜选用双金属温度计，其温度测量范围为-80℃～500℃，精确度为1.0级或1.5级；刻度盘直径一般选用φ100mm，安装位置较高或观察距离较远时，选用φ150mm。

（2）-80℃以下的低温介质、无法近距离读数、有振动、精确度要求不高的就地温度指示，可采用低温压力式温度计，但毛细管敷设距离小于20m，超过20m时，应按显示仪表进行选型。

（3）要求以标准信号输出的温度测量仪表，应采用温度变送器，测温元件选用热电阻或热电偶。一般情况选用一体化温度变送器；烟道气等变温介质的温度测量，不宜采用一体化温度变送器，可选用测温元件或分体式温度变送器。①测温元件的选择一般根据工艺要求的测温范围确定。热电阻测温范围为-200℃～650℃，热电偶测温范围为-269℃～2800℃；通常，测温范围小于350℃时，建议采用热电阻；测温范围大于350℃时，建议采用热电偶。

② 有振动的场合，宜选用热电偶测温元件；精确度要求较高、无剧烈振动、测量温差等场合，宜选用热电阻。

③ 测量设备或管道外壁温度时，选用表面热电偶或热电阻。

④一个测温点需要在两个地方显示或要求备用时，选用双支式测温元件。

⑤测温元件有弯曲安装要求、需快速响应工况及设计认为必要的场合，可选用铠装热电偶、热电阻。

（4）温度测量仪表一般采用M27×2螺纹连接形式。6．3, 压力测量仪表

6．3.1 就地指示压力表的选用

（1）压力在40kPa以上的一般介质，一般选用弹簧管压力表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。

（2）压力在-40～0kPa～+40kPa的一般介质，宜选用膜盒压力表，表壳可为圆形或矩形，精确度等级为2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5。

（3）压力在-0.1～0MPa～0～2.4MPa的一般介质，应选用压力真空表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。（4）压力在-0.1MPa～0MPa的一般介质，应选用真空表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。

（5）对于粘度较高原油的测量，选用隔膜式压力表、膜片式压力表或采用灌隔离液措施的弹簧管压力表，精确度等级为1.5级或2.5级，压力表接头螺纹为M20×1.5，刻度盘直径一般选用φ100mm或φ150mm。

（6）对于炔、烯、氨及含氨介质的压力测量，应选用乙炔压力表和氨用压力表。

（7）对硫化氢及含硫化氢介质的压力测量，应选用抗硫压力表。

（8）对于有剧烈振动场合介质的压力测量，选用耐震压力表或数字式压力表。（9）对强腐蚀性且高粘稠、易结晶、含有固体颗粒状介质的压力测量，宜选用膜片式压力表（防腐型），或采用吹气、冲液法进行测量。

（10）对于温度高于或等于300℃油品的压力测量，须设置隔离器（或弯管），必要时，可选用耐酸压力表。

6．3.2 远传压力仪表的选用

（1）要求以标准信号输出的压力测量仪表，应采用压力变送器。

（2）对于高粘度、含有固体颗粒、易堵、易结晶、腐蚀性强介质的压力测量，可选用法兰膜片式压力变送器（温度不高于200℃），如采取隔离措施，亦可选用一般压力变送器。

（3）对于有剧烈振动场合介质的压力测量，可选用数字压力变送器。

（4）工艺管线内介质的压力测量，宜选择短连接式压力变送器；当介质温度大于120℃时，应设置隔离容器或适当延长引压管长度。

6．4, 计量及流量测量仪表 6．4.1 油井单井计量方式的选用（1）分离器自动玻璃管计量 分离器自动玻璃管计量是采用玻璃管液位计测量油气分离器的液位，通过小型可编程序控制器（PLC）进行计时和计算，实现单井产液量的自动计量。采用这种计量方式，取消了以往油井计量系统中，管理难度较大的单片机、电控气动阀和密度计，通过人工取样化验原油的含水率，可实现自动连续量油。优点是：设备少，可动部件少，运行稳定、可靠，对油气分离要求低，计量参数具有较高的代表性。玻璃管计量方式适用于含一定油气比油品的计量，不适用于油气比过高或太低油品的计量。

采用这种计量方式的主要有大庆油田采油二厂。

（2）人工玻璃管计量

该方法是采用自力式差压调节阀来控制分离器与集油汇管之间的压差，手动控制液面，通过秒表计时，计量油井的产液量，实现间歇计量。采液量中的含水率通过人工取样化验分析获得。该方式适用于含一定油气比油品的计量，不适用于油气比过高或太低油品的计量。

该方法是目前大庆油田采油一厂～采油七厂广泛采用的方法，约占油田油井总数的90%以上。该方法的优点是装备简单、投资少，维修方便，经久耐用。通常每口井计量4h～8h，15d为一个计量周期。但是，由于油井产液量普遍呈现脉动现象，采用短时间间歇量油的方式来折算全天的产量，难以反映油井的真实产量。

(3）油井计量车

油井计量车方式主要有以下几种方式：

①采用敞口罐接油，气体放空。这种计量车对油井伴生气不能计量，采取气体直接放空排放的方法存在一定的安全隐患，对油井周围的环境会造成不利的影响。

这种计量方式于90年代末在大庆油田的一些外围油田使用。

②采用油气两相分离器配套测重电子衡进行液量测量，气体放空，用空气压缩机将计量后的产出液压回到井口管线。这种计量方式对油井伴生气不能计量，采取直接放空排放的方法，存在一定的安全隐患，对油井周围的环境会造成不利的影响。采用空气压缩机加压，把计量后的产出液打回到集油汇管的方法，也存在一定的安全问题，易将空气压入集油汇管，空气与油气混合会导致严重的后果。这种计量方式在大庆油田的一些外围油田使用。

③ 采用油气两相分离器分离油气，液路采用可以变频调速的滑片泵打回到井口管线，通过计量滑片泵的转数计算出产液量。由分离器分离出的气体经智能旋进旋涡流量计计量后，靠自身压力返回到井口管线。采用这种容积泵的计量方式，由于井口原油物性较差，易造成泵的磨损，计量精度难以保证。目前，这种计量车在大庆油田只有一辆。

④在计量车箱内配备加热器，为容器、管路、仪表和设备进行保温，采用全封闭结构，工艺布局紧凑，自身重量轻，能满足野外油井计量的气候、道路条件。进行计量时，采用工业PC机和笔记本电脑进行控制和计算，并将计量结果进行保存。车上采用车载式分离器，通过微差压变送器和电动球阀控制液位，分离出的气采用旋涡流量计进行计量，分离出的液采用刮板流量计进行计量。在大庆油田有十几辆这种计量车，按油田区块进行分配。

油井计量车适用于低产、外围油田油井采出液的单井计量。

⑤翻斗计量装置

翻斗量油方法可以实现连续自动计量。但是，要使翻斗计量装置正常工作，必须满足一定的工况。气量太大，翻斗的稳定性不好，严重时会将翻斗推翻；气量太小，则排液困难，液体会将翻斗淹没，对于间歇出油的井，很容易出现这种情况。这种计量方式主要在吉林油田及大庆油田采油九厂采用。

翻斗计量装置不适用油气比过高或太低油品的计量，同时也不适用于高粘稠油的计量。

⑥双容积计量装置 单井来油计量采用双容积分离器，通过浮球液位开关及多功能组合控制柜对液位进行控制，实现自动排液计量。多功能组合控制柜通过记录高、低液位的切换次数来计算单井来油的产量。双容积计量装置适应于中、低产油井的计量，这种计量方式在长庆油田广泛采用。

⑦ 油井三相计量装置

三相分离计量装置主要由电动三通自动选井阀组、三相分离器、计量仪表、检测控制系统、微机测控系统等组成。

由油井井口采出的油气水三相混合液通过电动三通选井阀组，将需要计量的油井采出液送入三相分离器内进行分离。经三相分离器分离出的乳状油、游离水和天然气经各自的管路，由计量检测仪表计量后，再汇集一起，与其它未计量的油井采出液一起进入外输管线。

分离出的天然气采用气体计量仪表进行计量，并进行温度和压力补偿。含水油和游离水计量采用液体计量仪表进行计量。在三相分离器计量装置的油出口安装在线含水分析仪，与流量计配合，通过控制器计算出总液量、纯油量、纯水量及含水率，为合理开发油气资源提供准确的数据。

该计量方式在大庆油田100多座计量站采用，适用于产液量3～450t/d的油井，其中油的计量精度为±5％，水的计量精度为±5％，气的计量精度在±10％以内。

⑧不分离计量技术

近年来中石油的发展重点集中到海上。在海上由于受到面积及重量的限制，分离计量方式失去了自身的优势，需要开发一种新的计量装置，不需分流的分离器及其配套的控制设备和管线，以满足海上及恶劣条件下油田开发的要求。

油井采出液油气水不分离计量分为取样计量和直接在线计量两种方式。

取样计量方法一方面是测量管道内混合液的体积流量和密度，另一方面是由一个微型分离器从主管道上取样并进行气相和液相分离，然后由密度测量仪表测量出油水各自的密度。根据测量的结果，结合温度和压力的测量，间接计算出油、气、水各相的体积流量。

在线计量法是依据流体力学和传热学原理，采用静态混合器、文丘里管测量出总液量，应用倒U型管测量气液比，应用温差变送器测量油水比。计算机根据所有测量的结果，计算出油、气、水各相的体积流量。

不分离计量方式主要用于滩海油田。

⑨ 软件量油

软件量油是利用由井口测量得到的数据，经过分析计算，得出油井产量的方法。主要包括液面恢复法和功图法。

（a）液面恢复法计量

液面恢复法的原理是，从地层中流入井筒的流体体积（换算成地面体积）与地面采出液的体积是相等的。油井在正常生产情况下，抽油机井的动液面在某段时间里应保持相对稳定。对正常生产的抽油机井进行关井，在单位时间内，从地层中流入井筒的流体体积等于油井套管空间的动液面增高所增加的体积。

这种方法适用于地层条件渗透率较低（约低于100×10-3μm2）、生产压差为6~8MPa、保证关井时与正常生产压差不大、液面恢复高度一般控制在60m以下、压差变化控制在10%以内的工况条件。液面恢复法计量精度可达到8.3%，对于井深小于2000m，日产液量小于30t/d，油气比较低，不产生泡沫段的油井都能适用。

液面恢复法量油方式于1986年开始在大庆采油八厂进行试验，目前已经形成一套比较成熟的油井计量技术，在大庆外围油田广泛采用，取得了显著的经济效益，降低了基建投资，取消了计量站，改双管掺水流程变为环形单管流程。50口油井可配备一套便携式量油仪（2.5×104元/台），方便了生产管理，降低了生产管理费用，为低产断块油田的开发开辟了新的途径。（b）功图法

功图法是采用地面示功图数据计算单井产液量的方法。通过试验研究，建立数学模型，为了进一步提高计量精度，还需建立试验修正方法的模型。

抽油机进行工作时，液体进入抽油泵后被举升至地面。而抽油泵本体可看作是一个定容积的容器，也就是说可以把抽油泵体作为计量器具，检测抽吸过程中每次进入泵内的液量，将其连续累加便得到产液量计量结果。

抽油井在实际生产过程中，影响产液量计量精度的因素很多，但从深井泵工作的三个基本环节（活塞让出体积、介质进泵、从泵内排除介质）来看，可归结为抽油杆柱和油管柱的弹性伸缩、气体影响和漏失影响。因此，在进行产液量计算时，还需对各种影响因素进行修正。

软件量油方法适用于低产、少气油井的单井计量，但不能适用于工况不稳定、间歇出油、气量较大油井的单井计量。

6.4.2 气井计量

气井计量多在集气站进行。气井产气量计量多采用分离计量方式。站内计量分离器的数量，一般按配产气量相对接近的气井共用一套计量装置进行设置。

气井产液量，在气藏数据分析中是一个很重要的生产参数，它是气井单井计量中不可缺少的一部分。尤其在开发生产初期，该数据将成为制定生产工艺、确定生产流程和生产管理方式的重要决策依据。气井产液量多采用容积式计量方式，以适应气井带液量不稳定、不均匀、各井之间的产液量相差很大的特点。

气井的单井产量计量，按照现行国家标准GB50350《油气集输设计规范》的规定，对于产气量在气田总产量中起重要作用的气井；对气田的某一气藏有代表性的气井；气藏边水、底水活跃的气井；产量不稳定的气井，宜采用连续计量。

对于产量稳定的中、低产气井，可采用间歇计量方式。

对于采用间歇计量的方式，单井计量时，将被计量井切换至计量分离器进行气液分离后，实现该井的天然气、液量计量。根据单量时间内的产量计算该井的日产气、液量，交替对所有进站气井的产量进行计量。一般情况下，每口井的单独计量持续时间一般均能达到24h，对于少数计量持续时间少于24h时（不得少于8h），则适当调整其计量周期，来达到准确计量的目的。

集气站内生产分离器用于非计量井的混合生产，其工作方式同计量分离器，但无计量装置。

采用上面计量方式有代表性的气田是长庆气田。长庆气田在集气站内计量分离器的数量按配产气量相对接近的每3～4口井共用一套计量装置进行设置。单井产气计量仪表多采用差压式孔板流量计。在具体应用当中，节流元件采用高级孔板阀、标准孔板等，检测仪表包括温度变送器、压力变送器和差压变送器等，统一采用4～20mADC标准信号，集气站内站控系统自动完成单井瞬时流量和累计流量的计算。

6.4.3 原油流量测量仪表的选用

(1）粘度较高的原油及含有污水、砂、蜡的油井采出液的流量测量，宜选用容积式流量计。如腰轮流量计、椭圆齿轮流量计、金属刮板流量计、双转子流量计。)(2）粘度不大于5mP•s的轻质原油的流量测量，宜选用涡轮流量计。

6.4.4 天然气流量测量仪表的选用

(1）单井气量的计量仪表应根据油、气井单井气量的大小和工艺流程的要求选用气体涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计和气体腰轮流量计，不宜采用标准节流装置的计量方式。(2）用于生产装置内部监视、控制气量的测量仪表，可选用旋进旋涡流量计和气体腰轮流量计。

(3）对于外输天然气的流量测量，当用于贸易结算时，可选用超声波流量计、气体涡轮流量计或标准节流装置。

当采用超声波流量计时，气体超声流量计测量管内天然气的流速不宜超过流量计标称最高流速的90%，根据现行国家标准GB/T 18604《用气体超声流量计测量天然气流量》的规定，被测天然气流速范围宜为0.3-30m/s。气体超声流量计的选择，同时应满足A.G.AReportNo.9 《采用多声道超声波计量天然气流体》的要求。

当采用标准节流装置时，应符合国家现行标准GB/T2624.2 《流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体测量》和现行行业标准SY/T6143《天然气流量的标准孔板计量方法》的规定。

气体涡轮流量计在国际上的标准有ISO 9951《Measurement of Gas Flow in Closed Conduits-Turbine Meters》和EN 12261《Gas Meters；Turbine Gas Meters》，可参照执行。

6.4.5 水流量测量仪表的选用

(1）供水系统清水流量的就地指示，可采用水表。

(2）供水系统污水流量的就地指示，可采用干式耐温水表。

(3）高压注水系统水流量的就地指示，可采用水平或垂直螺翼式远传水表。

(4）需进行远传输出信号的水流量测量，可采用电磁流量计(电导率大于10μs/cm)、涡街流量计、涡轮流量计。

(5)蒸汽流量测量仪表的选用

①油田热采注气及锅炉蒸汽流量的就地指示，可采用蒸汽流量计。

②需进行远传输出信号的蒸汽流量测量，可采用涡街流量计，也可选用标准节流装置配差压变送器。

6．5液位测量仪表

（1)就地液位指示仪表可根据被测介质的特性、温度、压力及仪表安装方式进行选用；被测介质为原油时，一般选用浮球液位计；被测介质为轻质油和水液位时，一般选用玻璃板液位计或磁翻板液位计。

（2)地下水池的液位测量，可选用顶装式浮球液位计或深度计。

（3)污油、污水池的液位测量，可选用电容物位计。

（4)介质为含水油的卧式压力容器的液位连续测量，宜选用插入式法兰差压液位变送器；当气相有大量冷凝液析出时，可选用双插或正插负平双法兰差压液位变送器。

（5)介质为液烃的卧式压力容器的液位连续测量，宜选用差压液位变送器，对于气相极易液化的介质，负压引压管应设置隔离容器，隔离液一般为(重量比)50%的乙二醇水溶液，或选用双平法兰差压液位变送器、磁致伸缩液位计。

（6)常压水罐的液位测量，宜选用压力变送器或差压变送器。

（7)原油储罐的液位测量，宜选用雷达液位计；轻质油储罐和液化气球罐的液位测量，宜选用伺服液位计。

（8)测量原油和水的界面，可选用微波式、辐射式、短波式等界面检测仪，探头要插入介质的敏感区，并且探头周围要有不小于200mm的空间，也可选用射频导纳式连续料位变送器或差压式液位变送器。

（9)测量轻质油和水的界面时，宜选用射频导纳式连续料位变送器或差压液位变送器，当采用差压液位变送器时，要求总液面始终高于上部取压口。（10)需实现上、下限液位报警信号输出的消防水池、污水池、生活污水调节池的液位测量，可选用带上、下限报警开关的磁浮子液位计。

（11)当储罐上、下限液位报警点需参与联锁控制时，应采用液位开关。

6．6, 油气生产过程分析仪表

（1)原油含水率的在线测量：当含水率大于20%时，宜选用短波法、辐射法原油含水检测仪，当采用辐射法原油含水检测仪时，应符合国家现行对放射性仪表使用规定，并得到当地环保部门的认可；当含水率小于20%时，宜选用超短波法、辐射法、射频导纳法、电容法原油含水率检测仪。

（2)原油密度的测量，宜选用振动式密度计。

（3)原油、污水、锅炉用水等水中溶解氧量的分析，根据被测介质的含量，当需要连续检测时，可选用水中溶解氧分析仪。

（4)冷却用水、锅炉用水、高纯度水及水蒸汽的含盐量的测定，可选用电导率分析仪或盐量计。

（5)经阳离子交换树脂处理后的锅炉用纯水中的钠离子浓度的测定，当钠离子浓度在2.3～2300μg/l之间时，可选用钠离子浓度计。

（6)经阴离子交换树脂处理后的锅炉用纯水中的硅酸根离子浓度的测定，当硅酸根离子浓度在0～100μg/l之间时，可选用硅酸根自动分析仪。

（7)为防止锅炉结垢，在控制脱盐水中磷酸盐的加入量时，可选用磷酸根自动分析仪，连续检测水中磷酸根的含量。

（8)加热炉、锅炉等烟气含氧量测量，宜选用氧化锆氧量分析仪。

（9)天然气（含油田伴生气）的组分测定，宜选用工业气相色谱仪。（10)可燃气体及有毒气体泄漏检测，参照现行规范SY6503《可燃气体检测报警器使用规范》、SH3063《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》执行。

6．7, 控制阀

（1)控制阀的选型参照现行规范SY/T0090《油气田及管道仪表控制系统设计规范》执行。

（2)气液联动执行机构是可以将自身输送的气体介质作为驱动源的执行机构。适用于没有气源或电源比较困难的场合，且需要大推力、快速切断的场合。

（3)电液联动执行机构适用于没有气源和大负荷电源供应困难，需要快速切断的场合。

油气田各类自动化仪表的合理选型，可以更好的发挥自动化系统在油气田开发建设中的作用，可提高油气田生产的管理水平，是满足油气田生产工艺过程操作安全、稳定、经济运行的可靠保证。在进行油气集输站场仪表选型时，应选用安全可靠、经济合理、品种规格力求统一的产品，应满足环境条件要求或采取相应的防护措施。沙漠油气田油气集输站场的检测仪表，还应具有适应温差大、防沙、防辐射等性能。另外，自动化系统的设计应适应油气田开发生产的需要，应合理确定检测点的数量。目前，现场仪表的发展十分迅速，正在向一体化、多功能和智能化发展。

第二篇：油气田自动化调研报告

油气田生产数字化建设与应用情况调研

报告

信息管理部 202_年6月

油气田生产数字化建设与应用情况调研报告

“十一五”以来，随着集团公司信息化建设的深入，各油气田企业陆续加大了生产操作过程的数字化建设与应用，把面向生产前端的数字化管理作为转变生产发展方式的重要抓手和举措，实现信息系统和自动化设备的充分结合，在优化生产作业流程、精简组织机构、提高企业管理水平、减少员工劳动强度、降低操作成本、提高安全生产等方面发挥了显著作用，同时也极大地丰富了集团公司统一部署的信息系统的建设和应用。

为进一步了解和推动油气田生产数字化建设，深化“十一五”统一建设信息系统的应用，做好“十二五”信息技术总体规划，按照集团公司领导的指示精神，信息管理部和勘探与生产分公司共同组织油田专家，于3月下旬至5月末深入到9个油气田（大庆、辽河、长庆、塔里木、新疆、西南、吉林、大港、华北）的井场、站库、作业区、采油厂等生产一线开展了专题调研（详见附件1），并通过调研问卷方式收集了其他油气田数字化建设情况。同时，邀请多家国外公司进行了交流研讨（详见附件2）。现将调研情况和主要收获汇报如下：

一、油气田生产数字化建设与应用情况

油气田的信息化建设总体上可以划分为三个层面：一是面向生产操作过程的数字化；二是面向生产管理、科学研究的信息化；三是面向企业经营管理的智能化。“十五”和“十一五”期间，按照信息技术总体规划，集团公司统一组织实施的勘探与生产技术数据管理系统、油气水井生产数据管理系统、ERP系统等，在很大程度上是集中在后两个层面的信息化建设。

近些年，随着技术的进步，围绕油气田生产的自动控制、通讯、视频监控、信息应用等技术日趋成熟；各油气田企业按照集团公司战略发展的要求，结合生产管理需要，对一些生产地域分散、自然条件较差、人工作业较难的生产现场实施了第一个层面的数字化建设。面向生产操作过程的数字化建设主要由数据自动采集系统、数据传输网络系统、生产管理系统、自动化控制系统、井站配套支持系统等部分组成。通过在井场、站库等现场安装数据自动采集、监控装置及自动化控制设备，实时采集各项生产数据和工业视频信号，并通过无线或有线网络将这些数据、信号传输到后方的生产指挥调度中心或中央控制室进行集中管控，借助生产管理系统对收集的信息进行汇总、综合处理与应用分析，提供生产指挥决策支持，初步实现了生产操作自动化、生产运行可视化，管理决策系统化。

本次调研主要就是针对第一个层次，即面向生产操作过程的数字化建设。

（一）各油气田企业都围绕井站开展了数字化建设工作，取得了初步成效。

目前，大多数油气田都开展了以井、站库为核心的面向生产前端操作过程的数字化建设试点工作，实现了井口温度、压力、载荷、流量等生产数据的实时自动采集和站库生产流程运行状态的实时监控。2

我们现场调研的九家油气田各具特色，均取得了试点成功，有些油田正在组织力量推广。

大庆油田积极探索，取得初步成效，已经完成1296口井、628座站的数字化试点建设。采油二厂通过实施工业视频监控，实现全厂中转站、联合站的视频监测、安全报警，保证了一线生产设备的安全运行及女工人身安全。天然气分公司则通过实施的生产自动监控与指挥系统实现172条、总计1220公里长的油气输运管道的集中管控，大屏可视化展示。

辽河油田充分发挥钻采院技术力量，将信息技术与自动控制设备相结合，已经完成2291口井、45座站的试点建设。在曙光采油厂实现了产液量的自动计量和汽窜报警停抽；在特油公司实现了井口、井下实时动态数据采集。

长庆油田成功探索出适合“三低”油气藏有效益开发的数字化管理模式，将开发生产前端的数字化与劳动组织结构和生产工艺流程优化相结合，已经完成8834口井、294座站的数字化建设，正在全面推广。长庆苏里格气田预计产能达到200亿立方米时，用工控制在202_人以内，有力支撑油田快速发展。

塔里木油田数字化建设起点高，单井产量高，已经完成212口井、50座站的数字化建设，目前正在研究全油田推广方案。英买力、克拉

2、迪那气田自动化率达到100%。其中克拉2气田通过对生产全过程监控，有效保证井口、处理厂内各装置安全运行，为西气东输管线提供稳定气源。

新疆油田通过融合信息化、自动化系统，将现场生产管理由传统的经验管理、人工巡检，转变为智能管理、电子巡井；将前方分散、多级的管控方式，转变为后方生产指挥中心的集中管控，已经完成3914口井、609座站的数字化建设，正着力推进改造进度。陆梁油田实现了市区外240公里范围生产现场的远程监控，大大改善了沙漠油田一线员工的生产生活条件。

西南油气田积极试点高含硫天然气田的数字化建设，已经完成233口井、251座站的数字化建设。在利用信息技术、自动化技术提高安全生产、实施集中管控等方面正做着有力探索。

吉林油田推进信息化和自动化集成应用试点，已经完成111口井、303座站的数字化试点建设，长岭气田初步实现了单井、集气站、指挥中心为生产控制单元的三级生产管理网络。

大港油田依托地面简化优化工程的实施，经过近几年的大规模建设，成功实现了油水井自动计量和诊断；实现了老油田撤销计量站、停运掺水系统、缩短工艺流程，达到了优化工艺、节能降耗、高效管理的目的，已经完成2324口井、25座站的数字化建设，正总结经验，筹划推广。

华北油田逐步形成了自我为主研发、建设、管理和维护的发展模式，已经完成1779口井、201座站的数字化建设。通过采油五厂数字化示范建设试点，推动以区块、油田为单元整体建设和劳动组织形式转变。202_年在沁水盆地建成国内第一个数字化的煤层气田。目前用工控制在400人，而传统管理却需要1300人。

（二）由于条件不同、重视程度不一，各油气田企业的数字化建设范围、规模也不同。

通过综合分析各油气田面向生产操作过程的数字化建设，可以看出油井与气井建设的不均衡、井与站建设的不均衡、东部与西部建设的不均衡、新区与老区建设的不均衡。

在单井方面，目前集团公司油气水井总计22.8万口，已经实现数字化自动采集和监控的约2.36万口，占总井数的比例为10.3%。其中油水井21.9万口，实施数字化的比例为9.0 %；气井8996口，实施的比例为43.7 %。出于安全生产和管理的需要，数字化管理的气井数普遍高于油水井。

在联合站、中转站、处理站、计量间等站的建设方面，据不完全统计，目前集团公司约11007座，实现数字化的站为2640座，约占24%。其中：联合站已建606座，占总数的50.8%；中转站已建472座，占总数的50.1%；处理站已建279，占总数的63.1%；计量间已建1283座，占总数的15.2%。

在地域方面，西部油田由于生产地域相对分散、自然环境恶劣，需要技术创新，数字化建设及探索较之东部油田实施的程度和数量都比较高。从单井角度统计数字化建设程度可知，新疆15.1%、长庆22.3%、塔里木16.2%；而，大庆1.5%、辽河10.9%、吉林0.4%。

在试点建设进展方面，多数油田在新产能建设的同时，设计数字化应用环节，取得经验和效益后，推广实施到老油田改造。在建设规模上，多以局部试点实施为主，长庆、新疆等部分油田经过这几年的

快速发展，具有一定规模，成效明显。如长庆苏里格气田3个处理厂、62座站点及2800余口气井全部纳入数字化管理，实现了自动采集、远程传输、电子巡井、视频监控、远程开关控制等功能，从而对整个气田生产过程进行实时管控和决策指挥；新疆陆梁作业区2座处理站、62座计量站及1124口油水井完成数字化后，中控室搬迁到克拉玛依市内，使油田生产步入了现代化的集中管理模式，大幅提高了生产管理效率。

（三）国际油公司始终把面向生产操作过程的数字化建设作为油田开发的重要基础。

国外油公司开展数字化建设的时间比较早，持续进行了一系列的数字化技术的探索与应用。20世纪60年代，Arco油气公司在Iatan East Howard油田将自动化技术用于注水控制，并很快发展到报警、泵控、撬装试井装置等领域。20世纪90年代，DCS的功能越来越强，工作效率越来越可靠。随着通信技术的发展，SCADA（Supervisory Control and Data Acquistion，即监控与数据采集系统）越来越多地用于油田的生产控制与管理。进入21世纪后，各油公司的应用越来越普及，目前国际油公司基本上都实现了生产数据的自动收集、处理、计量；并在此基础上进一步发展形成生产自动预警、生产装置自动监控、支持生产指挥决策。比如，英国石油公司的工程师可以通过测量井下压力和温度等参数的传感器获得实时数据，对生产进行监控和优 6

化，保证地层油气达到最大采收率。壳牌石油公司对中东阿曼的3000多口油井通过数字化改造，实现了油田无人值守，所有员工可以在任何地点，实时获得油井及其设备的实时数据，通过监视持续的信息流，进行快速响应，实施远程操作。BP公司已经在20个油田使用了油井监测技术，获得了1—3%的产量效益。

近些年，国际石油公司非常重视油田生产信息化和自动化建设，已经充分认识到在提高工作效率、降低生产和管理成本上的巨大作用，并不断加大在这方面的投入，进一步实现企业流程再造，变革企业生产发展方式，提高企业经济效益和增强竞争力。

二、油气田生产数字化建设效果

油气田生产数字化建设一开始就是从企业的战略发展出发，从实际的生产管理需要出发，通过反复研究与实践，实现了信息系统和自动化设备的充分结合，在优化生产作业流程、精简组织机构、提高企业管理水平、减少员工劳动强度、降低操作成本、提高安全生产等方面发挥了显著作用，实现了生产发展方式的转变，在一线生产管理中发挥了实际作用，取得了很好的效果，真正体现了为企业创效、为员工谋福。具体表现在：

（一）改变了传统的生产管理方式，提高了工作效率和管理水平数字化建设使生产管理方式转变成为可能，使现场生产管理由传统的经验管理、人工巡检、大海捞针、守株待兔的被动方式，转变为智能管理、电子巡井、精确制导的主动方式。将前方分散、多级的管 7

控方式，转变为后方生产指挥中心的集中管控，这些方式的转变有助于围绕生产运行管理，优化工艺参数、简化工艺设施，优化生产过程，从而大大提高生产效率。例如巡井由平均3天一次，提高到5-10分钟一次，效率提高了800倍。

（二）优化了生产管理流程，减少了一线用工总量，节约了成本 将数字化与劳动组织结构和生产管理流程优化相结合，使作业区与联合站共建、井站结合、多站合建成为可能，从而减少了管理层级，控制了一线用工总量，构建了与数字化管理相配套的新型劳动组织架构。例如长庆西峰油田由原来的五级流程转变为三级流程后，用工总量由1700人下降到1000人以内，新疆陆梁油田优化流程后用工总量控制在500人以内，用工仅为新疆油田同等规模采油厂的20％，实现了市区外240公里生产现场的远程监控，改善了沙漠油田一线员工的生产生活条件。

（三）提供了更好的技术手段，保证人员、设备的安全和生产持续稳定运行

电子巡井、实时跟踪、过程监控、智能预警等数字化技术的应用，能够及时、准确、连续地掌握一线生产动态，保证了生产持续稳定运行；实现了生产现场的自动连续监控，一旦发生生产异常等情况可以及时采取措施，避免现场设备启停带来的风险；减少了员工和车辆的出行，降低了高压、高温装置的巡检、有毒有害环境下的操作风险。

(四)改善了员工的工作生活环境，提高了素质，体现了以人为本的理念

油田生产现场往往远离城市，地域分散，环境恶劣，传统的管理主要依靠现场人员值班，耗费大量的人力和物力。通过油气田生产数字化，将员工从驻井看护、油区巡护、资料录入等简单、重复性劳动中解脱出来，员工集中居住。使员工的工作生活环境和生活质量得到大大改善；同时，员工有更多的时间学习和培训，提高了素质，促进了一岗多能、复合型员工队伍的建设。

油气田生产数字化建设也是响应国家发展战略的要求，节能降耗，清洁生产、保护环境的重要举措，通过井站合并，减少了耕地、草原等占用；通过采用太阳能或风能等环保型供电方式，减少了碳的排放量，保护了环境。所有这些必将进一步提升企业形象，促进社会和谐发展。

三、油气田生产数字化建设的体会和认识

通过这次调研，了解到不同油气田生产数字化建设的成果和做法，深刻认识到数字化建设工作在勘探开发生产管理中的重要作用，主要有以下几点体会和认识：

（一）油气田生产数字化建设十分必要、实施效果明显

面向生产操作过程的数字化建设，就是通过信息技术与工业生产的融合，紧紧围绕生产运行管理，提高生产操作每个单元的自动化程度，保证了生产持续、稳定、高效运行；为优化生产管理流程，实施 9

精细化管理创造了条件，提供了保障，并根据生产管理特点，按流程建立劳动组织架构，优化一线员工布局，从而把人和机器的效率发挥到最佳水平。长庆、新疆、塔里木等油田的实践充分证明数字化建设十分必要的、能够有力地支撑油田科学快速的发展。

（二）实施油气田生产数字化建设的技术是成熟的、经济可行的

各油气田地理特点、气候条件、社会环境各不相同，井网密度、开发历史和建设基础差别较大，在数字化建设过程中通过不断试点摸索，充分应用国内外的成熟技术和产品，逐步成功研发出适应当地生产实际和管理要求的技术和产品，并得到了实际的应用。总体上看技术是成熟的，产品大多实现了国产化，价格在不断降低，并且形成了一些有效的建设模式。如以新疆陆梁为代表的沙漠油田数字化模式和以长庆苏里格为代表的气田数字化模式，对于后续数字化建设推广具有十分重要的借鉴和学习意义。

（三）数字化生产管理融入到整个生产管理流程中，实用性强

数字化以油田或区块为单位，分析优化生产作业流程，从生产一线需求出发，与岗位相结合、与生产相结合、与安全相结合开展实施建设，解决生产过程中的实际问题，使生产操作的每个环节和过程都是基于数字化管理，成为日常工作的一部分，改变了以往的粗放型生产管理方式，管理更加科学和有效。体现了业务主导，满足了实际应用需要。

（四）领导高度重视，员工积极参与、持续稳定投入是成功的关键

数字化是一场深刻的管理革命，必须与优化生产流程和组织结构相结合才能取得明显的成效。实践表明，只有企业的主要领导充分认识到数字化的作用和意义，大力支持，动员企业全体员工共同参与，才能克服困难，取得成功。

四、存在问题

数字化建设在一些油田取得了一定成效，但还存在着问题和不足，主要表现在以下几个方面：

（一）数字化建设没有统一规划，无企业统一标准，建设不平衡 集团公司层面尚未统一规划，统一设计，还处在各油气田公司自发组织建设，目前各油田采用的技术标准不统一，应用的产品设备不标准，数据开放性差，不同厂商的水平参差不齐。同时各油田公司投入不足、实施范围和程度不同，建设不均衡。

（二）生产现场网络基础差

中转站、联合站、处理站与采油厂和油田的网络连接通常采用有线的方式。而计量间和单井点多面广，大多数远离城市，地处偏僻的山区、戈壁或沙漠，可依托的公共通信资源稀缺，需要的投入较大，多数尚未接入公司企业网络，严重制约了数字化的发展。

（三）数字化建设投入有限，缺乏专项投资

数字化建设投入主要来自新区产能建设投资和老区配套改造投资。由于成本控制，数字化建设的费用往往有限。通常，百万吨产能的油田用于数字化建设的投入大约在2亿元左右，在整个投资中不足3%。目前，往往还是通过挤占勘探开发的投资，直接影响了数字化的推进。

（四）认识理念的束缚

数字化建设是一场新的革命，是企业转变生产发展方式的有效途径，必将带来管理思想、认识理念、体制、流程、组织模式、工作习惯的改变，会面临机构固化、人员求稳等困惑，需要积极的引导和疏通。

五、下一步工作建议

（一）总体思路

数字化建设要总体规划，统一标准，因地制宜，稳步推进。新区数字化建设要与产能建设同步进行；老区数字化建设要以井站工艺流程改造与数字化技术应用相结合为突破口，全面推进数字化应用。“十二五”期间面向生产操作过程的数字化建设要作为重点工作来抓，力争基本完成油气田生产数字化建设任务。建议开展三方面的工作：一是，编制油气田生产数字化建设指导意见，开展数字化建设标准研究，跟踪国内外行业标准，建立中国石油油气田生产数字化建设标准体系。

二是，编制油气田生产数字化建设总体方案，开展可行性研究，引入物联网技术，设立信息化专门项目，建成油气田生产物联网系统。三是，加强国际合作交流，吸收国内外先进技术和建设经验，提高技术和产品的国产化率；培育拥有自主知识产权、高素质专业化的技术队伍。

（二）“十二五”油气田生产数字化建设的主要内容

近年来，基于井场、站库等油田生产现场的数据采集、智能识别、数据融合、过程控制、参数优化等油气田物联网建设凸现重要。将油气田生产数字化建设和物联网技术结合起来，统筹考虑，是油气田信息化建设发展的必然趋势。油气田生产数字化建设主要包括数据自动采集系统、数据传输网络系统、生产管理系统、自动化控制系统和井站配套支持系统，共五个部分。

其中，数据自动采集系统、数据传输网络系统和生产管理系统与信息化的关系更为紧密，建议在“十二五”期间，以“油气生产物联网系统”为项目名称，完成老油田数字化改造。自动化控制系统、井站配套支持系统按油田配套项目组织实施。

（三）组织方式

数字化建设要继续坚持“业务主导，部门协调”的原则，在各油气田同步开展，全面推进。

（1）在集团公司层面设立项目建设指导委员会，负责项目的总体 13

协调。下设项目经理部和由生产工艺、自动化、信息等方面人员组成的技术专家组，负责项目的组织和技术把关。各油气田建立相应的组织机构，负责项目的具体实施。

（2）由信息管理部和勘探与生产分公司在集团公司层面明确建设的目标范围、技术标准，确定产品选型，统一组织入围招标，并做好项目实施的全过程监督与控制。

（3）由于项目具有实施范围广、资金投入大等特点，为充分调动各油气田的积极性，建议根据各油气田的工作量情况按直接下拨建设资金，各油气田在集团公司的总体框架下，按照信息管理部和勘探与生产分公司审定的方案组织实施。

（4）项目实施过程中要注重技术人才的培训工作，总部技术专家组与各油气田技术人员定期开展技术交流，把握项目技术方向，指导项目实施。

（四）投资估算

长庆苏里格气田数字化生产管理系统3年总投资2.8亿元，平均每口气井的自动化和信息化投资10万元，其中信息化约为2.5万元/井，集气站（计量站）55万元/站，处理厂496万元/厂。

新疆陆梁油田数字化建设5年总投资1.2亿元，平均油井5.5万元/井，计量站40万元/站，处理站500万元/站。

根据长庆苏里格气田和新疆陆梁油田数字化建设的模式和经验，结合其他油气田的实施情况，初步测算油、气、水井单井数字化建设 14

费用分别为2.9万元，2.6万元和2.1万元，井场网络建设的单井费用为2.5万元。考虑各油气田建设方式的不同，老系统整合、接口开发和生产管理系统建设等因素，依据由集团公司统一投资建设规模为60%，初步估算油气生产物联网系统建设总投资约为172亿元。其中，油气水井数字化建设费用为56亿元，井场及站库网络建设为97亿元，系统整合、接口开发及生产管理系统建设费用为19亿元。

油田配套项目建设投资估算为96亿元，其中，自动化控制系统10亿元、井站配套支持系统86亿元。

同时，由于建设投资较大，建议分别由总部信息化投资、勘探与生产分公司信息化配套专项投资和各油气田配套投资分别投入。

信息化与自动化紧密结合是石油行业信息化建设的一个重要方向，有着广阔的应用前景。通过长庆、新疆、塔里木等油气田生产数字化建设的不断实践和积累，“十二五”期间应积极推进物联网技术应用，搭建油气田生产物联网系统平台，从集团公司层面建设数据自动采集、数据传输网络、生产运行管理三个系统，配套自动化控制、井站配套支持两个项目，全面实现生产操作过程的数字化，为集团公司持续调整优化结构，加快转变生产发展方式，实现科学发展，着力推进综合性国际能源公司建设发挥巨大作用。

第三篇：自动化仪表考核制度

自动化仪表考核制度

一、对于上级决策执行力度方面：

1、上级下达的任务要按规定时限完成，没有按时限完成的考核直接责任人100分，次要责任人50分。

2、对上级书面下达及会议下达的各种内容，要做到上传下达，保持良好的贯通率，下达24小时，班级职工不知道的，直接考核班长50分。

二、纪律方面：

1、不迟到、不早退，尽职尽责，违者考核责任人50分，连续两次考核按旷工一天处理，旷工一天考核200分，连续旷工三天以上待岗处理。

2、班中有吵闹、斗殴的按公司有关规定执行。

3、不脱岗、不串岗、不睡岗，不提前吃饭洗澡，不玩耍嬉戏打闹，不带小孩进入作业区，班长不做私活，不从事与工作无关的活动，违者考核责任人50分。

4、不开班前班后会的直接考核组长30分。

5、乱扔烟头、纸屑、果皮等杂物、随地吐痰者，考核责任人50分。

6、乱扔塑料袋、一次性餐具者，考核20分。

7、办公现场、公共场所等吸烟者，每人次考核50分。

8、随地大小便者，每发现一次考核50分。

9、乱贴乱画、乱牵乱挂、乱晒衣物者，没发现一处考核50分。

10、损坏公共财物照价赔偿。

11、在禁止通行的铁路边行走者，每发现一次考核50分。

12、在公司厂区、宿舍内赌博者受行政处分。

13、利用职权徇私舞弊，向他人索贿受贿，接受吃请等行为者接受行政处分。

14、故意泄露公司技术，经营上的机密致使公司蒙受重大损失者接受行政处分。

三、班组事务方面：

1、班中事务相互推诿，针对本班能解决而遗留下来班的直接考核摊长50分。

2、因生产紧张、没时间处理的，当班班长没有去检查或没有分析故障原因的考核摊长50分。

3、各班摊长要对本班组成员在当班过程中的一切负责，没有对班组成员负起责任，随波逐流的考核责任人30分，考核摊长50分。

4、各班摊长要正规班组对设备的巡检，没有巡检或巡检不到位的直接考核责任人50分，连带考核摊长30分。

5、各班摊长除每天安排（维护）好生产还要对要害重点部位进行检查（不只局限于包机设备），因检查不到位造成生产停滞，出考核包机人外，考核责任人50分，乱带考核摊长30分。

6、每天三班提前30分钟到岗，当班职工利用30分钟时间检查危险源点及包机设备每班55时必须回来交接班，由接班班组召开班前会，根据调度会内容安排班组事务，同事交班班组召开班后会议，总结当班情况，交接好班中事务，工具及灭火器情况。

7、每班职工到岗时，各班摊长要检查职工是否饮酒，是否劳保穿戴不齐，检查出隐瞒的，没采取果断处理的，考核摊长50分，造成严重后果的，加重考核责任人100分，考核摊长100分。

8、各班因技术问题损坏设备的，考核摊长及责任人各50分。

9、辖区卫生要随时清理，值班室卫生每日交班班组在下班之前要清理干净，随时

保证值班室干净整洁，没有按规定执行的直接考核班组责任人30分。

10、备件室取拿备件要有记录，在消耗中写明名称、型号规格、使用人、使用时间、使用主机。取备件时不能乱拿乱放，违反规定的视情节轻重考核摊长30分。备

件胡乱更换的（没有坏而更换的）直接考核摊长50分，备件室窗户要关好，门

要锁好，不按规定执行的给予考核摊长30分。

11、各班组负责人要督促本班职工对专业知识及安全知识的学习，各班组要对自己

所包机设备的各种指标清楚，抽查不合格者，考核责任人30分，如抽查摊长也

不清楚的考核摊长50分。

12、各班组负责人对班组职工进行打分，但必须实事求是，经调查有意隐瞒过失的，考核摊长50分。

13、班组工具要加强管理，交接班交接清楚，丢失、损坏工具的班组要按价赔偿，隐瞒不报的考核班组50分。

14、班组职工要精诚团结，影响团结、挑拨是非的职工，免除当月奖金，摊长免除

当月奖金或免职。

15、班组职工禁止攒假，休假合理安排，摊长休假只准白天休假，休假按厂规定条

例，违反规定的考核，摊长休假前腰安排好本班事务。

16、杜绝长明灯，各种仪表室要人走灯灭，摊长班长要勤检查，查出未按规定执行的考核摊长及责任人30分。

17、中、夜班出去干活的职工要跟摊长（值班室无人应通知调度室）说明去处，注

意互保，摊长要知道班组成员去向，如长时间不在的，摊长要及时联系，班中

禁止串岗，严重的摊长免职，职工免除1/2奖金。

四、对没有造成停产故障、事故等不良后果、但存在缺陷的设备以及不规范的操作、检

修等。按如下标准考核包机人：

1、误操作：发现一次考核20分；

2、蛮操作、超负荷运行：发现一次考核50分；

3、螺栓脱落或松动，每一个考核2分；

4、现场设备无包机牌及设备名称、包机人，每一处考核摊长20分；

5、设备卫生差，不干净、油污多，灰尘多，每一处考核20分；

6、设备、备件不按要求摆放，无定制管理，修复件与未修复件混放，一次考核20

分；

7、检修完后，现场未打扫清理，更换的备件、材料未清走，每一处考核20分。

8、设备、管网、软管中的跑、冒、滴、漏，每一处考核20分。轴流风机不用是未

关，一处考核50分。

9、设备部件不完善，部件装配部规范或带病工作的，每一次考核20分；

9、不重视设备管理，当月考核累计达200分，扣单位当月奖金40%；

10、设备专业人员对设备存在的问题不检查、不制止、不考核、视而不见、督查不

力的，每次考核100分；

五、补充规定：

1、安工段制定的时间提前15分钟到厂，上下班不准迟到、早退，每发现一次考核

责任人50分，每月累计3次按旷工一天处理。

2、按时参加班前、班后会，不准迟到、早退。不走过场，开会时保持会议制度，开会期间手机关掉，不准谈论与会内容无关的事情，会后记录签名，每违反一

项考核责任人50分，摊长考核100分。

3、公休或有事必须提前由本人填写假条，经班长段长签名后方可休班，每违反一

次考核50分，在家有事打电话请假按事假处理（急病或直系亲属有急病需照顾的除外）必须开据镇级以上医院诊断证明并附带药费凭证；事假按炼钢厂考核管理管理规定进行考核。

4、当月睡岗一次考核50分，二次交厂部。班中不准脱岗，串岗干与工作无关的事

情，每违反一项考核50分，摊长在现场考核100分。

5、违章、违纪、打架、骂人、现场吸烟每人次考核50分，严重造成后果的考核当

事人奖金50%或交厂部处理。

6、进入车间劳保用品穿戴整齐，当月一次提出警告并整改，二次将考核50分，三

次以上者考核当月奖金30%。

7、责任岗位卫生不合格，当月一次不合格考核50分，下班后整改完毕。由班长复

查合格后方可离开，不整改者考核200分。

8、发生安全事故专业员及班长、摊长当月无管理奖，责任人并按上级规定处理，危险源点不按时检查走过场的考核责任人100分，发生事故按炼钢厂修理车间管理规定处理。

9、值班室照明设备人走时及时关闭电源，每发现一次考核责任人50分。

10、班中使用的工具使用后擦净并保管好，不准丢失、损坏每发生一项考核使用班

组责任人50分，丢失，无故损坏的照价赔偿。

11、工段内交给班组的工作任务要及时完成，未完成考核班组责任人50分，班长

100分（有特殊原因以书面形式报告上交工段）。

12、门、窗开关要到位，天气发生变化要及时关闭，不准有损坏现象，每发生一次

考核班组责任人50分，班长100分。

13、各班吃饭休息时间不超过30分，每超过一分钟考核责任人10分，考核摊长

50分。

14、炼钢厂厂区及值班室不准吸烟，违者考核责任人50分。

15、每月工段闭卷考试一次，将纳入月底工资考评。

16、各种记录不准丢失或撕毁，考核相关责任人50分，各项记录填写不规范、乱

涂乱画，记录不全面每发现一次考核50分，后果严重的考核100-200分。

17、周一安全会填写真实不准有涂改现象，下班后组织培训经本人核查后签字，公

休人员转天补齐，每发现一次不合格考核50分。

18、外来人员出入要害部位登记表要认真填写，每发现一次考核相关责任人50分。

19、每班安排人员查看调度室物流系统时间及网络连接情况，如发现网络中断长达

3小时以上时间、日期不对的，直接考核摊长50分。

20、软件程序，未经许可不得擅自修改、删除、拷贝、违反视其软件程序的重要性

一次考核50-300分。

21、下班后，必须关掉电脑、打印机等后，才能离开办公室，否则，每违反一次扣

200分，对于因未关机而造成的机器损失由隔热板照价赔偿。

22、用电脑时，严禁玩游戏，看录像等工作外之事，违反者每次考核100分。

23、员工行为损坏企业形象，对企业造成恶劣影响受行政处分。

24、公休不按时休假的直接考核50分。

25、借巡检之名干其他与工作无关的事情，或借口故意拖延巡检时间的考核当事人

50分。

注：本规定自下发之日起执行，未尽事宜按照以后的补充管理规定执行。

设备处自动化科

第四篇：仪表自动化年终总结

自动化专业属于电气信息类的一个专业，它是以自动控制理论为基础，以计算机技术、微电子技术、电力电子技术、传感器技术等现代科学技术为主要控制手段，组成各种自动化控制装置和系统，实现工业生产和社会生活自动化，是国民经济建设和人民生活急需的专业。下面是小编收集的仪表自动化年终总结，欢迎阅读。仪表自动化年终总结1

我是XX，现年30岁，男，汉族，于20xx年7月毕业于郑州轻工业学院电气工程及其自动化专业，现任XX信息自动化公司自动化部技术员。现将本人的工作总结如下：

从参加工作以来，参与的新建工程有本钢8、9号焦炉的的电除尘PLC系统，本钢7号转炉水处理PLC系统，马耳岭球团厂变频器安装调试，燃气厂第三加压站二期工程PLC系统等新建工程，参与的改造工程有焦化四五号焦炉除尘PLC系统改造工程，燃气厂第七加压站PLC系统改造工程，二氢站及十一加仪表和PLC系统改造工程，六环水处理站PLC系统改造等，日常维护工作有供水厂的三环水、四环水，六环水、十四环水处理站，三热轧水处理站，污水厂等日常维护工作。

在工作中一直以一个自动化人的职业道德来要求自己，尽自己努力完成各项本职工作，在现场工作中积极发扬了自动化人不怕苦不怕累的工作精神，各项工作都受到现场人员的好评和肯定。

通过这几年的工作时间，我对现场的工艺流程有了一定了解，对PLC设备也越来越熟悉。

另外对工程建设当中的施工步骤和施工环节有了整体的认识，在了解PLC系统的同时，也在逐步的提高自身对PLC设备及自动控制的认识，在这几年时间内我的个人工作能力有了一定的提高，这和领导的关心以及身边同事的帮助是分不开的，在今后的工作中我会继续努力，再接再厉，严格要求自己，不断求实创新，不断磨炼自己，尽我所能把工作做好，争取取得更大的成绩。

思想上，坚持实事求是，不断提高自己的政治思想觉悟与水平，不断地探索与追求。

学习上，自参加工作以来我一直严格要求自己，认真对待自己的工作，自身很好的为自己定位，尽管有些自动化现场的工作条件很艰苦，但对我们年青人来说，也不失为一次锻炼自我，挑战自我的机遇。理论来源于生活高于生活更应该还原回到生活，在自动化公司这样的一个地方，还有许多值得我们来发现的好东西，值得我们来深究学习的地方。工作中我时刻牢记要在工作中不断地学习，将理论与实际的工作很好的结合在一起。

在工作中不断地改变自我，适时地对自己提出不同的要求，在工作中不断总结经验，提升自身工作能力的同时，在工作中不断地学习，也在工作中逐渐的成长。

以后的路还有多长，不过我相信，我可以做的更好的，我可以在今后不断的努力中，取得更大的进步。自动化公司有着广袤的发展空间，我坚信我可以得到最好的成长，为本钢信息自动化公司的成长壮大贡献自己一份微薄的力量！

辗转一年将去，我们在忙碌的工作中走过了初春深秋，回首一年的工作，有硕果累累的喜悦，有与同事协同攻关的艰辛，也有遇到困难和挫折时的惆怅，我们仪表班虽然只有3个人，但是在我们的不懈努力下解决了一个又一个的难题。

从全年来看，在正常生产情况下各类仪表参数相对比较稳定，这包括工业四大参数在内的“流量、压力、温度、物位。7号炉料罐压力平凡出现堵塞问题，6号炉虽然也有，但是并不经常出现。

7号炉顶氮气流量出现过一次超量程，喷煤氮气流量也出现过超量程经过查看，喷煤氮气流量原先就超量程只是变送器一只开着气压平衡阀，热风炉上的煤气流量和空气流量都是微差压调节对工艺要求非常高，我们对热风炉各差压变送器做出了定期校准，校零点措施。

各温度参数方面，热风温度和拱角，拱顶温度最为重要直接影响炼铁生产，7号炉热风温度下半年出现过一次波动现象经查看是热电偶丝烧断，6号炉也曾两次更换过热电偶，热风炉拱角温度曾多次出现测量偏高不准，经查看同样也是烧断，这些温度测量点不易更换环境条件也很苛刻，况且这类S型热电偶材料是白金制成比较昂贵，对公司提出的降本增效实属不易，我个人建议采用十字测温仪。

物位测量是最头疼的一项，它传到上的并非标准4—20mA信号，这对于处理问题一直都拿不准到底是何原因，这表明我们的技术还要有望不断提高。全年内各调节阀动作调节不是很理想，我们不断找出问题将反馈调节设定到最符合工艺要求，开关量调节和模拟量调节相对来说模拟量控制比较稳定不容易出现问题，开关量控制平凡出现反馈不准开关不到位和调节时浮动大，我们针对这些问题也费了不少精力。

各主要场合的监控摄像，全年内多次出现信号干扰画面显示不清，对此我们更换了多条视频线路，做了防干扰接地。自动化方面包括PLC在内的PC电脑和一系列的内部软件，为保证自动化正常运行我们对PLC和PC工控电脑定期进行清楚灰尘，10月份热风炉2#电脑出现过历史数据丢失，我们对WINCC归档变量画面修改后在没有出现过此类情况。

纵观全年我个人感觉我们对所维护的设备不遗余力的付出了青春，今后我们还要更加努力向前走去，因为我们前方的路还很远还有更多任务在等待着我们这些年轻人去完成。

往年大地早已经白茫茫的一片了，今年还未曾下过雪。雪是那么的冷，可是它又那么的美丽，我害怕冷，可我还是那么的喜欢它。

第五篇：202_年自动化仪表系工作总结

202_年自动化仪表系工作总结

在学校、学院各级领导和系部的大力支持下，202_年自动化仪表系全体教师兢兢业业，团结奋进，较好地完成了各项工作任务，在教学、科研等诸多方面取得了可喜成绩。包括以下四个方面：

一、教学管理工作

1、圆满完成了各项教学任务，改革08级校内生产实习环节，结合专业特点采购并设计了基于stm系列单片机的智能仪表实践系统，减少成本的同时取得了良好实习效果；

2、认真执行教务处及学院关于教学管理的系列文件精神，在随堂考试、课程考核、实践教学等环节认真落实，力求提高学生上课出勤率和学习兴趣；调整课程设计周期、规范课程设计答辩环节等，完善教学秩序，提高各环节教学质量；

3、组织开展了多种形式的专业交流会和考研动员会，针对本专业各年级学生实际情况开始专业介绍、师生交流和考研咨询活动，明确学生对学科专业的理解和自己的定位；

4、组织成立了“机器人创新”、“车载GPS定位导航”等科技兴趣小组，吸引本科学生进入科技创新活动，激发了学生学习的兴趣，培养他们创新实践为主题的学习模式；

5、开展教学研讨和教学观摩活动，积极探索教学方法和教学模式研究，11年仪表系获批一项学校教学改革课程立项、三项学院教学改革课程立项。多名教师获教学连优评价。

二、科研和研究生工作

（一）、科研和学科建设

1、凝练学科特色，完善学科平台建设的整体布局，制定本系相应的科研平台建设方案，圆满完成中央财政支持地方高校专项资金项目的组织规划；

2、整合研究方向，优化科研队伍，凝聚团队实力申报国家级、省级各类纵向科研项目和企业合作项目。202_科研项目经费合计464.15万(其中横向278.95万，纵向185.2万)，人均科研到款27.89万（居学院首位）； 3、202_年仪表系有1项国家自然科学基金重点项目入围答辩(李志全)；获批一项国家重大专项子课题(刘彬)、2项国家自然科学基金（童凯，王志斌）、3项河北省自然科学基金（张淑清，谢平，郝晓辰）、1项河北省高等学校科学技术研究计划项目（程淑红）、1项教育部高等学校博士学科点专项科研基金（郝晓辰）、2项省重点实验室开放基金(朱丹丹，林洪彬)。

（二）、研究生培养

1、结合学校研究生培养制度修订工作，完成检测技术及自动化装置专业研究生培养计划、学位课、专业课、学科前沿和实际技能科目的修订；

2、制定并完善本专业硕士研究生答辩细则，规范研究生阶段考核和论文答辩程序，强化研究生工程实践能力训练，本研究生学位论文质量得到显著提高；

3、配合学院相关部门顺利完成202_级研究生复试、入学、选导师等各项工作，以及202_级研究生推免工作；

(三)、合作交流、人才引进和培养

1、积极开展国际合作与交流，邀请长江学者顾尔丹教授来访做学术报告，并成功申报河北省千人计划资助项目。

2、今年我系引进教师2人（刘刚、吴晓光）；

3、获得博士学位教师2人（韩立强、程淑红）；

4、有1位教师晋升为副教授（程淑红）。

三．党支部和工会工作

1、响应上级党组织的号召，认真组织系党支部活动，开展一系列的党小组学习和讨论活动，提高教师的综合素质，202_年仪表党支部获燕山大学先进党支部荣誉称号。

2、积极组织教师参加学校和学院工会组织的多种文体活动，202_年赵彦涛老师获学校乒乓球大赛第一名，202_年全系教师共同创作表演的节目“电院走进新时代”获学院迎新年晚会一等奖。

3、系党支部和工会注重组织开展一系列活动丰富教师业务文化生活，如春游、新年联欢、教师节座谈、迎新年座谈会等，提高集体凝聚力，并有助于教师之间以及与学院领导、各部门科室教师的沟通交流。

一系列成绩的取得充分体现了自动化仪表系是一个团结协作、勇于进取的集体，为电气学院和学校的发展等作出了宝贵贡献。202_年自动化仪表系全体教师将更加努力工作、锐意进取、求实创新，为专业发展和学科建设，为学院和学校的不断发展壮大贡献力量!

自动化仪表系

202_年1月20日