储罐信号通信单元TCU、电动阀通信单元MCU、远程信号单元RIU、独立信号单元IDU统 信号接口单元DIU。

小型控制系统microcontrolsystem

3.1.24 电涌防护器surgeprotectiondevice 用于限制瞬态过电压和分流电涌电流，保护电气或电子设备的器件，也称雷电浪涌防护器、电涌 保护器、浪涌保护器。

储罐计量tankmetering

水利工艺、技术交底储罐计量tankmetering

区计量tankfarmmetering 对罐区内所有在用储罐液体物料的静态储量进行精确洲量和终让

对罐区内所有在用储罐液体物料的静态储量进行精确测量和统计。

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下列缩略语适用于本规范。 BOSS油品调和优化及管理系统（BlendingOptimizationandSupervisorySystem） DCS分散控制系统（DistributedControlSystem） DIU 信号接口单元（DataInterfaceUnit） ERP企业资源计划系统（EnterpriseResourcePlanning） HTG静压法储罐计量（HydrostaticTankGauging）

积小于159m或罐高小于3m时，应设置单点热电阻温度计，安装于下部。

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表4.2.1.4多点温度检测元件的点数

图4.2.1.15计量级常压和低压储罐液位连续测量仪表信号连接示意

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4.2.2非计量级常压和低压储罐

4.2.2.1容积大于100m的储罐应在罐顶设置液位连续测量仪表，容积不小于1×10m的储罐宜设2 套，液位连续测量仪表应配罐旁指示仪显示液位，应在控制系统中设置高、低液位报警。 4.2.2.2应根据工艺要求在控制系统中设置高高、低低液位报警及联锁，信号所用的测量仪表应单独 设置，宜采用连续测量仪表，也可采用液位开关；应设置高高液位联锁关闭罐进口管道开关阀、低低 液位联锁停泵并关闭出口管道开关阀的控制方案，报警及联锁应在控制系统中实现。 4.2.2.3非计量级储罐温度测量仅用于过程监测，宜设置单点热电阻配现场温度变送器，输出信号接 入罐区控制系统。 4.2.2.4宜在储罐下部最低液位以下设置双金属温度计，并应符合SH/T3007一2014《石油化工储运 系统罐区设计规范》第5.4.6条“浮顶罐和内浮顶罐上的温度计，宜安装在罐底以上700mm～1000mm 处。固定顶罐上的温度计，宜安装在罐底以上700mm～1500mm处。”的规定。 4.2.2.5低压储罐及需要氮气等情性气体密封的储罐，应在罐顶设置压力变送器测量压力，设置压力 表就地测量压力。 4.2.2.6压力变送器和压力表不得共用同一取源接口。 4.2.2.7 固定顶罐和内浮顶罐等需要氮气等惰性气体密封时，应设置氮封阀或压力分程控制。 4.2.2.8 氮封阀氮气入口管道应设置压力表。 4.2.2. 9 9罐顶仪表应安装在罐顶平台附近，罐壁仪表应安装在扶梯所及之处，所有仪表应便于观察和 维护。 1000非进 24

4.2.3计量级压力储罐

图4.2.2.10非计量级常压和低压储罐液位连续测量仪表信号连接示意

4.2.3.4计量级储罐应设置多点热电阻温度计，安装于罐顶，宜按照储罐有效高度范围内每3m等间 距平均布置的方式确定测温点数，多点温度检测元件的最少点数应符合本规范表4.2.1.4的规定；当 储罐容积小于159m或罐高小于3m时，应设置单点热电阻温度计，安装于罐下部。 4.2.3.5热电阻温度计可单独设置，也可采用与油水界位测量集成的形式。 4.2.3.6应在储罐下部最低液位以下设置双金属温度计。 4.2.3.7介质含水并分层的储罐应设置油水界位测量仪表，可采用单独的测量仪表，也可采用与热电 阻温度计集成的形式，信号直接接入储罐液位连续测量仪表计算实际液位。 4.2.3.8储罐可根据需要设置用于密度计算的差压或压力变送器或其他形式的密度计，取源口设置在 正常操作的最低液位以下、油水界位以上，输出信号接入储罐液位连续测量仪表或储罐数据管理单元。 4.2.3.9应在罐顶设置2台压力变送器测量压力，并在控制系统中设置压力报警，设置压力表就地测 量压力。 4.2.3.10 压力变送器和压力表不得共用同一取源接口。 4.2.3.11 球罐需要氮气等惰性气体密封时，应设置压力分程控制。 4.2.3.12 如需要就地液位指示仪表，不应采用玻璃板液位计。 4.2.3.13 罐顶仪表应安装在罐顶平台附近，罐壁仪表应安装在扶梯所及之处，所有仪表应便于观察 和维护。 4.2.3.14i 计量级压力储罐液位连续测量仪表信号连接见图4.2.3.14

3.14计量级压力储罐液位连续测量仪表信号

4.2.4.4应在储罐下部最低液位以下设置双金属温度计。 4.2.4.5应在罐顶设置2台压力变送器测量压力，并在控制系统中设置压力报警，设置压力表就地测 量压力。 4.2. 4. 6 压力变送器和压力表不得共用同一取源接口。 4.2.4.7球罐需要氮气等惰性气体密封时，应设置压力分程控制。 4.2.4.8如需要就地液位指示仪表，不应采用玻璃板液位计。 4.2.4.9 9罐顶仪表应安装在罐顶平台附近，罐壁仪表应安装在扶梯所及之处，所有仪表应便于观察和

4.2.4.10非计量级压力

4.3.1.1用于计量交接、贸易结算、物料平衡等需要精确测量和库存管理的罐区设计应包括储罐 系统。

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4.3.1.2储罐计量应采用精确测量的油品存量数据，存量可以是质量，也可以是体积，或两者兼顾。 4.3.2储罐计量系统的功能 4.3.2.1储罐计量系统应具备所需要的精度。 4.3.2.2储罐计量系统应能与DCS、PLC、SCADA及罐区生产管理系统TMES连网集成，共享数据。 4.3.2.3所有测量数据和计算结果应能在储罐计量系统的操作站集中显示，应有相应的流程操作画面 满足计量交接、贸易结算、库存控制与管理、油品输送、生产调度、物料平衡、产品购销等方面的需要。 4.3.3储罐计量方法及仪表设置

图4.3.4.3采用自动控制系统实现的储罐计量系

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4.3.4.4用服务器配备专用的储罐计量软件实现的储罐计量系统可采用图4.3.4.4的方案。

4.3.4.4用服务器配备专用的储罐计量软件实现的储罐计量系统可采用图4.3.4.4的方案。

5罐区自动化仪表及工程设计

图4.3.4.4采用服务器实现的储罐计量系统

5.1.1远传信号的温度测量元件应采用Pt100铂热电阻。 5.1.2储罐的温度测量应符合GB/T259642010《石油和液体石油产品采用混合式油罐测量系统测 量立式圆简形油罐内油品体积、密度和质量的方法》的规定。 5.1.3热电阻精度应采用允差等级A。 514让鼻级储铺的温度测量仪表应符合表5. 场安装后的精度

4规定的固有精度和现场安装后的精度。

表5.1.4温度测量仪表的最大允许误差

5.1.5非计量级储罐的温度测量仪表的固有精度不应低于0.5℃，现场安装后的精度不应低于1.0℃。 5.1.6当储罐液位连续测量仪表具有温度补偿计算功能时，多点热电阻温度信号应接入储罐液位连续 测量仪表。 5.1.7非计量用的单点温度测量宜配用现场温度变送器。 5.2压力仪表

5.1.5非计量级储罐的温度测量仪表的固有精度不应低于0.5℃，现场安装后的精度不应低于1 5.1.6当储罐液位连续测量仪表具有温度补偿计算功能时，多点热电阻温度信号应接入储罐液位 测量仪表。 5.1.7非计量用的单点温度测量宜配用现场温度变送器。 5.2压力仪表

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5.2.1压力储罐的压力测量应采用压力变送器。 5.2.2低压储罐的压力测量可采用压力或差压变送器。 5.2.3用于储罐油品密度计算的压力或差压测量应符合GB/T25964一2010《石油和液体石油产品采 用混合式油罐测量系统测量立式圆筒形油罐内油品体积、密度和质量的方法》的规定。 5.2.4计量级储罐的压力测量仪表最大允许误差应符合表5.2.4的规定。

表5.2.4压力变送器的最大允许误差

.2.5非计量级储罐的压力测量仪表的最大允许

1）罐下部用于密度测量的压力变送器P1：零点误差150Pa，线性误差0.2%； 2）罐顶气相的压力变送器P3：零点误差60Pa，线性误差1.0%。 5.2.6当储罐液位连续测量仪表具有密度补偿计算功能时，用于计算介质密度的压力变送器信号应接 入储罐液位连续测量仪表

5.3.1.1液位连续测量仪表可选用雷达液位计、伺服液位计、磁致伸缩液位计、静压式液位计等。 5.3.1.2液位开关类仪表可选用音叉开关、超声波开关、浮子式开关等，也可用液位连续测量仪表代 替液位开关类仪表。 5.3.1.3采用混合法测量系统的储罐液位测量应符合GB/T25964一2010《石油和液体石油产品采用 混合式油罐测量系统测量立式圆简形油罐内油品体积、密度和质量的方法》的规定。 5.3.1.4计量级储罐的液位测量仪表的固 精度和安装后的精度应符合表5.3.1.4的规定

表5.3.1.4液位测量仪表的最大允许误差

5.3.1.5非计量级储罐的液位测量仪表的固有精度不应1 （用于体积）或25mm（用于质量）。 5.3.2雷达液位计

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5.3.2.2雷达天线的选择应根据测量精度、测量范围、储罐类型和介质特性综合考虑。雷达天线形式 的参考选型和适用条件参见表5.3.2.2

表5.3.2.2雷达天线形式的参考选型和适用条

5.3.5.1雷达液位计、伺服液位计、磁致伸缩液位计应配罐劳指示仪，作为液位测量现场监视仪表。 5.3.5.2雷达液位计、伺服液位计、磁致伸缩液位计宜采用通信信号，配套的储罐信号通信单元TCU 应余配置，并应安装在机柜室内。 5.3.5.3当需要配置电涌防护器时，雷达液位计、伺服液位计、磁致伸缩液位计宜配备内置的集成式 电消防护器。 5.3.5.4雷达液位计、伺服液位计、磁致伸缩液位计配置电涌防护器时，TCU的信号输入端也应配 置电涌防护器。 5.3.6音叉液位开关 526 SMRZNTLYA

0.3.6.2首义液位开天应 能够接触被测介质的空间，并应避免与罐内的可移动部件碰撞。 5.3.6.3运动黏度不小于2000mm/s的介质，音叉测量元件不应安装在设备的取源接管内。 5.3.7超声波液位开关 5.3.7.1内壁无衬里和污垢层的各类液体碳钢储罐可采用外贴式超声波液位开关。 5.3.7.2浮顶罐和重质油品储罐宜选用外贴式超声波液位开关。 5.3.7.3液化烃球罐宜选用外贴式超声波液位开关。 5.3.7.4超声波传感器的安装应确定传感器的测量方向在罐内没有管线和部件等障碍，并应避开罐尽

5.4.1.13用于联锁切断进料的紧急切断阀，应在火灾危险区外设置现场手动关阀按钮或开关 危险情况时现场手动操作。

5.4.2气动执行机构

5.4.2.1气动执行机构可采用单作用弹簧复位式执行机构，也可采用双作用执行机构。 5.4.2.2除非工艺有特殊要求，气动执行机构的电磁阀不应带现场手动复位装置，应采用控制室逻辑 复位。 5.4.2.3气动执行机构应根据安全和工艺操作需要确定阀门的全开、全关、保位等故障安全位置。 5.4.2.4 阀位回讯开关可采用接近式开关，也可采用机械式开关。 5.4.2.5气动执行机构上应带有阅位指示，

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5.4.2.6气动开关阀宜采用单作用执行机构，当采用双作用执行机构或采用单作用执行机构且阀门联 锁位置与气源故障位置不一致时，应配备仪表风罐。 5.4.2.7仪表风罐的容积应满足执行机构动作2个全行程所需的风量。 5.4.2.8应合理规定气动开关阀的额定全行程时间，既要考虑储运工艺的需要，又不应因行程时间太 短、阀门动作太快引起管道“水击”或震动，造成开关阀、管道损坏或缩短寿命，额定全行程时间不 宜短于10s×阀门通径mm/100mm。 5.4.3电动执行机构 5.4.3.1电动执行机构宜具备自诊断功能。 5.4.3.2电动执行机构的信号应包括控制、阀位回讯、远程开阀和关阀、联锁动作、就地开阀和关阀、 综合报警等。 5.4.3.3电动执行机构可采用通信信号，也可采用常规信号。 5.4.3.4电动执行机构应带现场操作开关。 5.4.3.5电动执行机构应带现场显示单元。 5.4.3.6电动执行机构应设置手轮。 5.4.3.7应合理规定电动阀的额定全行程时间，应综合考虑储运工艺的需要和执行机构电机的速度特 性，额定全行程时间不宜短于20s×阀门通径mm／100mm。 5.4.3.8当需要配置电涌防护器时，电动执行机构应配内置的集成式电涌防护器。 5.4.3.9大型罐区和信号传输距离较远罐区的电动阀宜采用通信信号，配套的电动阀通信单元MCU 应元余配置，应安装在机柜室内。

5.4.2.6气动开关阀宜采用单作用执行机构，当采用双 锁位置与气源故障位置不一致时，应配备仪表风罐。 5.4.2.7仪表风罐的容积应满足执行机构动作2个全行程所需的风量。 5.4.2.8应合理规定气动开关阀的额定全行程时间，既要考虑储运工艺的需要，又不应因行程时间太 短、阀门动作太快引起管道“水击”或震动，造成开关阀、管道损坏或缩短寿命，额定全行程时间不 宜短于10sX阀门通径mm/100mm。

锁位置与气源敌障位置不一致时，应配备仪表风罐。 5.4.2.7仪表风罐的容积应满足执行机构动作2个全行程所需的风量。 5.4.2.8应合理规定气动开关阀的额定全行程时间，既要考虑储运工艺的需要，又不应因行程时间太 短、阀门动作太快引起管道“水击”或震动，造成开关阀、管道损坏或缩短寿命，额定全行程时间不 宜短于10s×阀门通径mm/100mm。 5.4.3电动执行机构 5.4.3.1电动执行机构宜具备自诊断功能。 5.4.3.2电动执行机构的信号应包括控制、阀位回讯、远程开阀和关阀、联锁动作、就地开阀和关阀、 综合报警等。 5.4.3.3电动执行机构可采用通信信号，也可采用常规信号。 5.4.3.4电动执行机构应带现场操作开关。 5.4.3.5电动执行机构应带现场显示单元。 5.4.3.6电动执行机构应设置手轮。 5.4.3.7 应合理规定电动阀的额定全行程时间，应综合考虑储运工艺的需要和执行机构电机的速度特 性，额定全行程时间不宜短于20s×阀门通径mm／100mm。 5.4.3.8当需要配置电涌防护器时，电动执行机构应配内置的集成式电涌防护器。 5.4.3.9大型罐区和信号传输距离较远罐区的电动阀宜采用通信信号，配套的电动阀通信单元MCU 应余配置，应安装在机柜室内。 5.4.3.10电动执行机构配置电涌防护器时，MCU的信号输入端应配置电涌防护器 5.4.4电液执行机构 5.4.4.1电液执行机构应采用全封闭的集成式液压结构。 5.4.4.2带有蓄能器的电液执行机构应具备阀门全开或全关的故障位置。 5.4.4.3不带蓄能器的电液执行机构在供电正常时，宜具备阀门全开或全关的故障位置。 5.4.4.4电液执行机构宜采用双作用执行机构。 5.4.4.5电液执行机构应具备带锁定功能的手动操作装置，可以在现场通过手动方式操作阀门。 5.4.4.6电液执行机构的蓄能器在执行机构的动力电源中断时，应能使阀门运行到故障安全位置，蓄 能器的静态保压时间应不小于48h。 5.4.4.7电液执行机构宜具备自诊断功能。 5.4.4.8电液执行机构的信号应包括控制、阀位回讯、远程开阀和关阀、联锁动作、就地开阀和关阀、 综合报警等。 5.4.4.9电液执行机构可采用通信信号，也可采用常规信号。 5.4.4.10电液执行机构应带现场显示单元。 5.4.4.11 应合理规定电液执行机构阀的额定全行程时间，应综合考虑储运工艺的要求和执行机构的 液压特性，额定全行程时间不宜短于10s×阀门通径mm／100mm。 5.4.4.12 2当需要配置电涌防护器时，电液执行机构应配内置的集成式电防护器。 5.4.4.13 3大型罐区和信号传输距离较远罐区的电液阀宜采用通信信号，配套的电动阀通信单元MCU 应元余配置，应安装在机柜室内。

5.4.3电动执行机构

5.4.4电液执行机构

5.4.4.1电液执行机构应采用全封闭的集成式液压结构。 5.4.4.2带有蓄能器的电液执行机构应具备阀门全开或全关的故障位置。 5.4.4.3不带蓄能器的电液执行机构在供电正常时，宜具备阀门全开或全关的故障位置。 5.4.4.4电液执行机构宜采用双作用执行机构。 5.4.4.5电液执行机构应具备带锁定功能的手动操作装置，可以在现场通过手动方式操作阀门。 5.4.4.6电液执行机构的蓄能器在执行机构的动力电源中断时，应能使阀门运行到故障安全位置，蓄 能器的静态保压时间应不小于48h。 5.4.4.7电液执行机构宜具备自诊断功能。 5.4.4.8电液执行机构的信号应包括控制、阀位回讯、远程开阀和关阀、联锁动作、就地开阀和关阀、 综合报警等。 5.4.4.9电液执行机构可采用通信信号，也可采用常规信号。 5.4.4.10电液执行机构应带现场显示单元。 5.4.4.11 应合理规定电液执行机构阀的额定全行程时间，应综合考虑储运工艺的要求和执行机构的 液压特性，额定全行程时间不宜短于10s×阀门通径mm／100mm 5.4. 4.12 当需要配置电涌防护器时，电液执行机构应配内置的集成式电涌防护器。 5.4.4.13 大型罐区和信号传输距离较远罐区的电液阀宜采用通信信号，配套的电动阀通信单元MCU 应元余配置，应安装在机柜室内。

5.4.4.14电液执行机构配置电酒防护器时，MCU的信号输入端应配置电涌防护器。

5.4.5.1对固定项罐、内浮顶罐等存储易挥发类液体的常压、低压储罐，氮气密封系统应设置氮主 5.4.5.2氮封阀型式应为减压式外取压阀后压力控制型。 5.4.5.3氮封阀应安装在尽量靠近罐顶入口的氮气管线上，外取压管线的取源点宜设在罐顶，以 测罐内的真实压力。

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5.4.5.4氮封阀压力设定点应为储罐正常操作压力，压力设定值可调范围的选择应使设定点处于范围 的中段，并应能覆盖最大操作压力。

用于爆炸危险场所的所有电动仪表应符合对应爆炸危险场所的防爆标准，并取得中国国家级或国 际防爆检验机构颁发的防爆合格证。

5.6仪表取源过程接口规格

5.6.1储罐上安装的仪表应采用法兰连接，法兰密封面形式应与设备法兰相匹配。 5.6.2仪表及仪表过程连接法兰的压力等级应与设备压力等级相同或高于设备等级。 5.6.3法兰材质应符合所在设备和安装管道的《管道材料等级规定》。 5.6.4罐区过程接口具体规格应根据设计需要确定。

5.7.2罐区或局部不便于在地下敷设电缆的区域，应采用镀锌钢保护管或带盖板的全封闭具有防腐措 施的金属电缆槽的方式敷设，不应采用非金属材料的保护管或电缆槽。 5.7.3仪表电缆选型应符合SH/T3019《石油化工仪表管道线路设计规范》。 5.7.4通信信号电缆应采用屏蔽双绞通信电缆，并应适用于相应的通信信号以及通信距离。 5.8供电

5.8.1控制系统供电

5.8.2现场交流供电仪表

5.8.2.1现场仪表需采用380VAC、220VAC电源时，为保证用电安全，应由现场提供并按照 电气专业规范设计交流供、配电。 5.8.2.2不宜采用从控制室、机柜室的仪表配电柜向现场仪表交流供电的方式。 5.8.2.3电动执行机构及电液执行机构应采用380VAC，3相，50Hz，级负荷电源供电，应 场供配电方式，电源系统的设计应符合SH/T3038《石油化工装置电力设计规范》的规定。 5.8.2.4采用220VAC电源供电的雷达液位计、伺服液位计，应为一级负荷。 5.8.2.5现场分析仪表、质量流量计等采用220VAC电源供电的仪表，应为级负荷。

5.8.3现场直流供电仪表

6.1.1罐区自动控制系统应具备罐区运行的过程控制、信号检测、数据处理、记录存储、人机 生产操作、报表、数据服务等功能。

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6.1.2罐区自动控制系统应采用DCS、SCADA、PLC等控制系统，小型罐区、分散的、远距离的罐 区也可以采用小型控制系统。 6.1.3计量级储罐的雷达液位计、伺服液位计、磁致伸缩液位计的信号可接入专用的储罐数据管理单 元TMU进行罐容计算和管理，也可接入自动控制系统，在DCS中通过组态实现。

6.2过程信号的连接方案

6.2.1过程信号的连接方案见图6.2.1.

6.其他通信信号，例如：储罐数据管理单元（TMU）与DCS之间的通信信号、系统内部OPC通信方式的 信号等

6.2.2储罐液位仪表信号

1过程信号连接方案结

6.2.2.1计量级储罐的液位、多点温度、油水界位、密度等信号应直接接入储罐液位连续测量仪表， 转换成通信信号，通过储确信号通信单元接入储罐数据管理单元或确区自动控制系统 6.2.2.2非计量级储罐的液位连续测量仪表宜采用通信信号，通过储罐信号通信单元接入储罐数据管 理单元或罐区自动控制系统：对于仪需要液位测量，而不做罐容计算和库存管理的场合也可采用常规

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信号，接入罐区自动控制系统。 6.2.2.3电动阀控制及状态信号宜采用通信信号，通过电动阀通信单元接入罐区自动控制系统，也可 采用常规信号，接入罐区自动控制系统。 6.2.2.4传输距离较近的常规仪表信号，应直接接入自动控制系统的1/O模件。 6.2.2.5传输距离较远的常规仪表信号，宜通过自动控制系统的远程信号单元接入，远程信号单元应 安装在机柜室或具有相应防护功能的现场机柜或模件箱内。 6.2.2.6特殊需要的场合，常规仪表信号也可通过独立信号单元接入自动控制系统，独立信号单元安 装在机柜室或具有相应防护功能的现场机柜或模件箱内

6.3储罐液位仪表的信

图6.3.2.2储罐信号通信单元接线箱的接线方式

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6.3.2.3当多组储罐液位仪表共用一个储罐信号通信单元的通道并且距离较远时，为便于线路安排和 敷设，可增设二级接线箱，各液位仪表的信号分别就近接入一级接线箱和二级接线箱，二级接线箱的 通信电缆经一级接线箱接到储罐信号通信单元。

6.4电动控制阀的信号连

6.4电动控制阀的信号连接

房地产项目6.4.1电动阅通信单元

6.4.2信号连接方案

.4.2.1电动阀与配套的电动阀通信单元的连接路径可根据情况选择环形、树形、混合等。 .4.2.2应在罐区适当位置设置现场接线箱，将附近同一通信线路上的电动阀接线汇集到接线箱 接线箱中并联接线，再将通信电缆接到电动阀通信单元，接线箱的典型接线方式见图6.4.2.2。

6.5罐区库存数据的统计和管理

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5.1罐区管理系统应具备库存统计和信息管理功能，有多个罐区的工厂，宜设计和配备专用商业软 的罐区库存统计和信息管理系统。 5.2库存统计和信息管理系统应至少具备下列功能： a）记录现场的液位、温度、压力、静压、密度、水位、报警等储罐过程数据，存入罐区管理系 统数据库，并能按照管理需要进行计算、统计等数据处理； b）提供储罐参数基础数据管理及维护功能； c) 根据储罐过程检测数据，结合罐容积表、石油计量表、化验室采样分析等相关数据计算储罐 的实际库存量； d) 实时计算各储罐、各品种的库存量，综合统计出全罐区的总库存量； e）建立全厂油品储运的进、出、库存、运输数据库，适应计划调度、统计查询的需要： f）支持电子表格数据交换，将数据库的实时和历史数据按用户定义显示在Excel表格中，生成 报表、报告等： g）提供在控制系统操作站或服务器上运行的人机操作界面，监测储罐的操作状态、测量值、报 警、存量、作业进程等操作数据，显示储罐的静态、动态和历史数据； h）具备与其他系统如：罐存信息系统、输送订单管理、输送自动化、油品调和优化及管理、化 验室分析等的硬件、软件接口。 5.3控制室内的储罐数据管理单元（TMU）项目管理、论文，用于储罐液位系统测量数据的相应计算，提供罐区库 统计和信息管理的基础数据，储罐数据管理单元（TMU）采用通信方式与DCS连接。

图6.5.4库存统计和信息管理系统的基本结构

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