自动化技术在输油管道和站库的应用探讨
日期：2010-8-7 13:46:54 点击：
来源：中国自动化网
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企业信息化是企业现代化的重要标志，是企业发展的动力源泉，更是提高企业经济效益与竞争力的捷径和主要保证。企业信息化是长期艰巨而又紧迫的任务。胜利油田基层单位分布广，功能差别较大，同时单位的信息化基础相对较薄弱，水平较低。如何结合“数字油田”的建设要求与生产实际情况，探讨所辖基层单位的信息化建设的形式、方法和内容，是信息工程技术人员主要责任和义务。
1 信息化建设背景
永安输油站作为胜利油田重点的中间加温加压站，担负着自上游原油库到下游近二分之一的中转任务。该站动力系统为1984年建站投产设备，性能相对落后，几乎没有生产参数自动采集。2001年该站热力系统设备改建，自动化程度相对较高。如何在现有基础上实现信息化站库建设与管理要求，成为该站迫切解决的难题和重点。
信息化建设前的状况
1） 原油储罐的液位、温度、压力等参数全靠岗位工人现场检尺，看表，工人劳动强度大，计量误差较大。
2） 通过人工巡回检查外输泵机组的各部位振动值、温度值、电机电流电压等运行参数，。
3） 两套热媒炉系统点火控制部分在现场，控制参数仅基于现场数字显示，重点生产数据无法采集上传，不能及时交换生产流程中的重点信息。
4） 站内生产数据不能与首末站生产相关联，生产调控极为简单，无法实施输油系统的优化运行和系统运行安全检测。
2 “数字化”建设的方法与内容
2.1 建设功能
1） 热媒炉系统远程启停控制、系统联锁、炉效实时分析等;
2） 外输泵机组电参数动态采集、远程启停输油泵、泵状态实时检测、泵效实时分析和监视等;
3） 重点生产参数（主要流程管道压力温度、储罐液位温度、热交换区温度压力、地温气温等）实时采集;
4） 常规生产管理流程的自动化操作，如热力越站、水力越站等;
5） 生产参数的网络动态发布，包括生产参数监视系统、泵状态检测系统、UPS动态监视系统等;
2.2 建设具体内容
1） 对重点参数进行了自动采集，包括压力、温度（包括炉膛温度、烟道温度、地温、气温）、油罐、燃油罐、水罐液位和温度等；
2） 对永安输油站流程常规切换的14只手动阀加装电动执行机构；
3） 对原油外输流量计（两台）、燃油流量计（两台）进行自动计数采集、累计量计算；
4） 对3台泵机组电机实时用电参数进行实时采集，包括三相电流、电压、频率、功率因素、有功电量、无功电量等；
5） 对热媒炉系统原控制柜功能移到PLC系统，实现了远程起停、联锁保护；
6） 对3台输油泵的前后轴承振动、温度进行实时监测，实现在线状态监测和故障诊断；
7） 实现3台输油泵远程启停控制；
8） 对泵房区及全站设立视频监视，并4路可燃气体报警接入系统；
9） 系统后备电池及UPS建设，为系统提供4～8小时电源支持，并提供动态监视画面;
10）对进出站输油压力温度流量等参数纳入长输管道泄漏检测系统。
2.3系统建设硬件
1） PLC系统硬件如图1所示
两台上位机主要满足操作站和监视站功能。操作站主要进行现场生产运行的自动操作/手动操作。操作站直接读取PLC数据。监视站通过双网卡，满足读取PLC只读点的数据动态显示，并与油田信息网接入，实时发布只读点信息。
2）泵状态检测硬件构成如图2所示：
FAS站是S8100机泵群在线状态监测系统的重要组成部分，负责完成现场传感器的供电、信号采集和处理，并采用RS485通讯协议与通讯。FAS站采用防爆设计，可以安装在危险环境中[2]。
输油泵状态监测系统Station8100相对独立，实时监测泵轴承振动、温度数据，一旦出现数据超标，立即给出报警，通过对振动数据的频谱分析，可以分析判断出机组振动超标的根源、故障的类型，从而保障机组安全运行。该系统同时提供数据的动态网络发布，管理人员可以本地浏览器（IE）查看现场机泵的实时运行状态数据，得到机泵的实时运行信息[4]。
2.4 信息化建设中软件功能
1）上位机和PLC系统软件构成
系统软件包括PLC下位机控制软件和上位机组态软件两部分，下位机主要完成数据采集、流程切换控制、状态监测、故障报警、连锁保护等功能。上位机主要完成分类流程画面、数据动态监视、数据历史查询、报表自动生成、运行参数的高级应用等。PLC运行控制软件为OMRON公司编程软件CX-PROGRAMMER4.0，上位机组态软件采用国产三维力控组态软件[1]。上位机通过以太网（ETHNET）方式直接与PLC进行通讯。
2）上位机实现的功能
①通过组态，把各种现场需要操作的指令，比如开关阀门、启停泵、启停热媒炉、流程切换等传送到下位机控制器里，然后由控制器控制现场的相应设备，进行动作，完成相应任务[5]。
②设置各种报警参数，比如说是进站压力上下限、大罐液位上下限、泵电压上限等需要报警的参数的限值，这样当这些参数超过设定值时，上位机就会报警，提示操作人员去进行相关的检查或操作。
③关键参数的历史和实时趋势曲线显示，比如热媒炉温度曲线、进出站压力曲线、外输泵压力曲线。
④结合胜利油田“源头数据”建设要求，通过上位机软件，自动生成班报、日报等，并满足手动数据的录入，如含水密度等参数。
3）上位机功能模块如图3所示
4）下位机（PLC）完成功能
通过各功能模块与现场仪表线的联接，完成模数转换（A/D），状态量（DI）的采集，输出点（DO）控制，高速脉冲的计数（PI），以及通讯模块的数据转换等底层数据的处理，并完成生产常规流程的控制和自动运行。
5）泵状态检测软件系统[2]：
S8100系统是专用检测振动软件系列之一，以SQL Server2000为后台数据库，并满足网络发布功能，以它主要提供包括棒图、波形图、频谱图、趋势图等）。以下为网络浏览时的画面。
6）泄漏检测系统[3]
长输管道泄漏检测系统，由我公司自主开发的应用软件，主要利用负压波法和流量“实时”对比法进行检测。负压波主要用于泄漏点的定位，流量采集用定量分析管道的泄漏情况。永安输油站主要作用是“实时”采集进出口压力和流量计读数，通过网络将数据送到三级调度进行专职人员的监视和分析。
3 经验交流
1）同信号多采集解决方法
由于泄漏检测系统对信号采集要求较高，对进出压力信号采集频率在100HZ左右，同时对流量脉冲信号以每5秒累计计算出瞬时流量。如果利用PLC采集结果通过通讯方式与泄漏检测系统连接，对压力波的捕获和流量动态对比上很容易产生不可预计的时间差，使泄漏检测系统增加误报或漏报的概率。通过硬件接线的现场应用，解决了同信号多采集的问题。对进出站压力（仪表输出4-20毫安）采用分信号办法，即通过专用设备（带隔离耦合）输出两路与输入相同的信号，分别满足PLC系统和泄漏检测系统的采集要求。对流量脉冲信号，由于输出是12伏的电压信号，直接对该信号进行并联采集即可。缺点是增加了投资和设备，优点是完全满足了不同系统的应用要求。
2）智能电量采集模块的现场接线法
本次信息化建设属于改造工程，一方面要满足改造前的生产运行方式，另一方面要将生产“数字化”信号全部纳入信息系统。在智能电量采模块的接线中，主要对低压配电接线进行改造，并同时满足原模拟表的正常显示和智能模块的正常工作。在智能模块技术人员的指导下进行安装后，模拟表正常显示，智能表电流数字信号出现近15安培的偏相。对于三相交流大型电机，这种偏相电流很容易造成相间电流的产生，对电动机工作十分不利。但原模拟表只有两相电流的显示，无论是线电流还是相电流，总与智能模块的电流数字信号不相符合。通过对智能模块的接线方式进行了重新认识，发现了问题所在，即电压采集与原信号并联，电流采集与原信号串联，并与厂方技术人员进行了核实与交流，查出了故障。接线前如图4所示，错误接线如图5所示，正确接线如图6所示。图5与图6的差别正是电流的串联与并联的关系，这正是导致电流不平衡的原因。
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1 信息化建设背景
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永安输油站作为胜利油田重点的中间加温加压站，担负着自上游原油库到下游近二分之一的中转任务。该站动力系统为1984年建站投产设备，性能相对落后，几乎没有生产参数自动采集。2001年该站热力系统设备改建，自动化程度相对较高。如何在现有基础上实现信息化站库建设与管理要求，成为该站迫切解决的难题和重点。
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信息化建设前的状况
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1） 原油储罐的液位、温度、压力等参数全靠岗位工人现场检尺，看表，工人劳动强度大，计量误差较大。
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2） 通过人工巡回检查外输泵机组的各部位振动值、温度值、电机电流电压等运行参数，。
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3） 两套热媒炉系统点火控制部分在现场，控制参数仅基于现场数字显示，重点生产数据无法采集上传，不能及时交换生产流程中的重点信息。
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4） 站内生产数据不能与首末站生产相关联，生产调控极为简单，无法实施输油系统的优化运行和系统运行安全检测。
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2 “数字化”建设的方法与内容
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2.1 建设功能
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1） 热媒炉系统远程启停控制、系统联锁、炉效实时分析等;
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2） 外输泵机组电参数动态采集、远程启停输油泵、泵状态实时检测、泵效实时分析和监视等;
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3） 重点生产参数（主要流程管道压力温度、储罐液位温度、热交换区温度压力、地温气温等）实时采集;
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4） 常规生产管理流程的自动化操作，如热力越站、水力越站等;
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5） 生产参数的网络动态发布，包括生产参数监视系统、泵状态检测系统、UPS动态监视系统等;
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2.2 建设具体内容
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1） 对重点参数进行了自动采集，包括压力、温度（包括炉膛温度、烟道温度、地温、气温）、油罐、燃油罐、水罐液位和温度等；
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2） 对永安输油站流程常规切换的14只手动阀加装电动执行机构；
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3） 对原油外输流量计（两台）、燃油流量计（两台）进行自动计数采集、累计量计算；
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4） 对3台泵机组电机实时用电参数进行实时采集，包括三相电流、电压、频率、功率因素、有功电量、无功电量等；
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5） 对热媒炉系统原控制柜功能移到PLC系统，实现了远程起停、联锁保护；
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6） 对3台输油泵的前后轴承振动、温度进行实时监测，实现在线状态监测和故障诊断；
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7） 实现3台输油泵远程启停控制；
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8） 对泵房区及全站设立视频监视，并4路可燃气体报警接入系统；
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9） 系统后备电池及UPS建设，为系统提供4～8小时电源支持，并提供动态监视画面;
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10）对进出站输油压力温度流量等参数纳入长输管道泄漏检测系统。
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2.3系统建设硬件
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1） PLC系统硬件如图1所示
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两台上位机主要满足操作站和监视站功能。操作站主要进行现场生产运行的自动操作/手动操作。操作站直接读取PLC数据。监视站通过双网卡，满足读取PLC只读点的数据动态显示，并与油田信息网接入，实时发布只读点信息。
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2）泵状态检测硬件构成如图2所示：
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输油泵状态监测系统Station8100相对独立，实时监测泵轴承振动、温度数据，一旦出现数据超标，立即给出报警，通过对振动数据的频谱分析，可以分析判断出机组振动超标的根源、故障的类型，从而保障机组安全运行。该系统同时提供数据的动态网络发布，管理人员可以本地浏览器（IE）查看现场机泵的实时运行状态数据，得到机泵的实时运行信息[4]。
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1）上位机和PLC系统软件构成
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系统软件包括PLC下位机控制软件和上位机组态软件两部分，下位机主要完成数据采集、流程切换控制、状态监测、故障报警、连锁保护等功能。上位机主要完成分类流程画面、数据动态监视、数据历史查询、报表自动生成、运行参数的高级应用等。PLC运行控制软件为OMRON公司编程软件CX-PROGRAMMER4.0，上位机组态软件采用国产三维力控组态软件[1]。上位机通过以太网（ETHNET）方式直接与PLC进行通讯。
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2）上位机实现的功能
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①通过组态，把各种现场需要操作的指令，比如开关阀门、启停泵、启停热媒炉、流程切换等传送到下位机控制器里，然后由控制器控制现场的相应设备，进行动作，完成相应任务[5]。
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②设置各种报警参数，比如说是进站压力上下限、大罐液位上下限、泵电压上限等需要报警的参数的限值，这样当这些参数超过设定值时，上位机就会报警，提示操作人员去进行相关的检查或操作。
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③关键参数的历史和实时趋势曲线显示，比如热媒炉温度曲线、进出站压力曲线、外输泵压力曲线。
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④结合胜利油田“源头数据”建设要求，通过上位机软件，自动生成班报、日报等，并满足手动数据的录入，如含水密度等参数。
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3）上位机功能模块如图3所示
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4）下位机（PLC）完成功能
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通过各功能模块与现场仪表线的联接，完成模数转换（A/D），状态量（DI）的采集，输出点（DO）控制，高速脉冲的计数（PI），以及通讯模块的数据转换等底层数据的处理，并完成生产常规流程的控制和自动运行。
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5）泵状态检测软件系统[2]：
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6）泄漏检测系统[3]
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长输管道泄漏检测系统，由我公司自主开发的应用软件，主要利用负压波法和流量“实时”对比法进行检测。负压波主要用于泄漏点的定位，流量采集用定量分析管道的泄漏情况。永安输油站主要作用是“实时”采集进出口压力和流量计读数，通过网络将数据送到三级调度进行专职人员的监视和分析。
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3 经验交流
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由于泄漏检测系统对信号采集要求较高，对进出压力信号采集频率在100HZ左右，同时对流量脉冲信号以每5秒累计计算出瞬时流量。如果利用PLC采集结果通过通讯方式与泄漏检测系统连接，对压力波的捕获和流量动态对比上很容易产生不可预计的时间差，使泄漏检测系统增加误报或漏报的概率。通过硬件接线的现场应用，解决了同信号多采集的问题。对进出站压力（仪表输出4-20毫安）采用分信号办法，即通过专用设备（带隔离耦合）输出两路与输入相同的信号，分别满足PLC系统和泄漏检测系统的采集要求。对流量脉冲信号，由于输出是12伏的电压信号，直接对该信号进行并联采集即可。缺点是增加了投资和设备，优点是完全满足了不同系统的应用要求。
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2）智能电量采集模块的现场接线法
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本次信息化建设属于改造工程，一方面要满足改造前的生产运行方式，另一方面要将生产“数字化”信号全部纳入信息系统。在智能电量采模块的接线中，主要对低压配电接线进行改造，并同时满足原模拟表的正常显示和智能模块的正常工作。在智能模块技术人员的指导下进行安装后，模拟表正常显示，智能表电流数字信号出现近15安培的偏相。对于三相交流大型电机，这种偏相电流很容易造成相间电流的产生，对电动机工作十分不利。但原模拟表只有两相电流的显示，无论是线电流还是相电流，总与智能模块的电流数字信号不相符合。通过对智能模块的接线方式进行了重新认识，发现了问题所在，即电压采集与原信号并联，电流采集与原信号串联，并与厂方技术人员进行了核实与交流，查出了故障。接线前如图4所示，错误接线如图5所示，正确接线如图6所示。图5与图6的差别正是电流的串联与并联的关系，这正是导致电流不平衡的原因。
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