獨烏原油管道投產過程中的遠程調控

摘 要：在原油管道投產過程中，遠程調度有助于管道順利投產。以獨烏（獨山子-烏魯木齊）原油管道投產過程為例介紹了遠程調控的工作內容。在管道投產前控制中心進行離線仿真模擬投產過程，投產過程中監測管道參數，控制管道設備，收集并分析投產過程中的數據。

關鍵詞：原油管道 投產 遠程調控

中圖分類號：TU81 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2012）12（c）-0087-02

管道遠程調控是利用管道的SCADA系統（數據采集與控制系統）與站控系統，在遠離管道與場站的控制中心實時監測并控制設備的狀態。在原油管道的投產過程中，遠程調控可以有效、及時指揮現場作業人員進行作業，保障管道內流動安全、設備正常投運。隨著我國油氣管道信息化程度的提高，管道投產中遠程調度的作用將越來越大。2006年中國石油集團成立了北京油氣調控中心，集中管理、遠程調控中石油所屬長距離油氣管道。獨烏管道輸送從中亞國家進口的原油，是我國西部一條重要的原油管道，于2012年12月初順利投產。筆者以獨烏原油管線投產過程中的遠程調控為例，介紹原油管道的投產工藝、投產時控制方案、遠程調控的作用以及工作內容。

1 獨烏線投產與控制方案

1.1 投產方案

獨烏管道起點為獨山子泵站，終止于烏魯木齊末站，線路長231 km，管徑610 mm。全線共設2座工藝站場以及截斷閥室7座（編號依次為1#-7#）。投產范圍包括原油管道、獨山子原油首站、烏魯木齊原油末站、干線閥室及附屬配套設施。管道投產采用常溫輸送空管投油，油頭前充氮氣，在油頭出站后發送一個帶跟蹤器的清管器。投產分三個階段進行：管道部分充氮、管道投油、不同輸量下的管道試運。2012年11底，管道開始投產，12月初，投產順利完成。

投產時，獨山子泵站與1#閥室之間的管道充滿氮氣，注氮口選擇在獨山子分輸泵站發球筒上側放空管線處，1#閥室放空閥處排放空氣。該氮氣段長度約為30.14 km，在氮氣置換完畢后，獨山子原油首站啟泵對管線進行充油，充油300 m3以后發送一個帶跟蹤器的清管器，在充油過程中位于高點的2#、6#、7#閥室排氣，消除管道中的不滿流。烏魯木齊原油末站作為氮氣的集中排放點，待油頭到達烏魯木齊原油末站后再運行72 h，投產結束。

1.2 管道的控制方案

管道的控制級別分為三級：中心控制、站控控制與就地控制，中心控制由北京調控中心和廊坊備用調控中心實施。投產過程中采用中心控制，具備遠程控制條件的設備都置于遠控狀態，故障或正進行維護不具備遠控條件的設備置于就地狀態。投產過程中調控中心掌握控制權，但經調控中心同意后可以由中控切換到站控或就地控制。

在北京主調度控制中心由于各種原因不能對本條原油管道沿線的各個遠方監控點實施監控時，備用控制中心將自動或人工接管系統監控權，并與北京主調度控制中心功能一致。各工藝站場的站控系統（SCS）作為管道SCADA系統的現場控制單元，對站內工藝變量及設備運行狀態進行數據采集、監視控制及聯鎖保護。除完成對所處站場的監控任務外，同時負責將有關信息傳送給調度控制中心或備用控制中心，并接受和執行其下達的命令。在正常情況下，北京調度控制中心對全線各工藝站場和線路截斷閥通過SCS、RTU（遠程終端控制系統）進行遠程監視、控制、調度和管理。當數據通信系統或控制中心主計算機系統發生故障或/和發生意外事故時，各站控制系統獨立承擔本站的站場級控制功能。

2 投產過程的遠程調控

2.1 遠程調控的作用

北京主調度控制中心主要完成管道投產過程數據采集、監視、各種流程的自動切換、生產設備聯鎖保護、順序控制、緊急關斷、全線ESD保護等任務。在控制中心，調度人員能夠24小時不間斷監測管道與設備的狀態，及時發現投產過程中存在的異常情況。在投產前，對投產過程中的水管道與設備的狀態進行離線模擬，并對調控人員進行培訓，保證工作人員高效、準確的判斷投產過程中管道與設備的狀態。在投產時，調控中心直接控制沿線場站以及閥室的設備，能夠防止現場出現各種原因引起的誤操作。及時收集、匯總、分析投產中各參與單位匯報的信息，向指揮人員匯報，并在有需要時向現場作業人員下達指令。據投產方案以及指揮人員指令控制沿線各場站以及閥室的閥門、輸油泵等設備的開啟以及開度，保證信息通暢與指令下達及時。

2.2 投產前準備

在管道投產之前，調控中心成立專門的投產調控組，并組織人員完成中控調度的各項崗前培訓及考核取證工作（包括理論培訓、模擬操作、現場學習和跟班培訓），為承擔管道運行調度做好準備。同時完成管道模擬仿真培訓，培訓內容包括啟輸、增量、減量、停輸等正常工況操作，以及干線閥關斷、調節閥故障、泄漏、甩泵等緊急工況操作。根據投產方案，在油頭到達烏魯木齊末站后，將選擇三種不同的輸量進行聯合試運，利用離線仿真系統，分別對這三種工況進行了模擬，并將仿真系統與投產方案的模擬結果進行了對比，離線仿真模擬結果誤差較小（小于3%）。通過培訓與仿真模擬，調度人員的業務水平能夠得到保障，可以掌握投產過程中管道的水力特點，能及時發現、處理投產中出現的問題。

2.3 投產過程中的遠程調控

投產過程持續數天的時間，在此期間，調控中心掌握控制權，遠程操作、調試設備，及時發現設備的機械故障以及控制軟件中的問題，并引導現場工作人員消除故障，保證投產后管道設備的正常運轉以及運行調度的順利進行。另外在管道出現緊急情況時，按照預案快速采取措施。如11月30日調控中心啟動獨山子泵站2#泵失敗，原因為電機軟啟動柜16 s超時，后現場將軟啟動柜電流設置進行了修改，泵順利啟動。

12月1日獨山子泵站1#泵在控制中心的電流顯示不正常，后檢查因為接線錯誤導致，在1#泵停泵后修改后恢復正常。在12月2日根據現場情況調整獨山子泵站流量，保證原油在白天到達烏魯木齊末站。

2.4 投產過程的數據收集與分析

在投產中，調控中心收集各作業方作業的狀態以及調控中心無法監測的數據，最終形成完整的投產過程記錄材料，并對所收集的參數進行分析，判斷管道的運行狀態。如在投產過程中，需要跟蹤氮氣頭以及清管器的位置，而反映這些界面位置的參數無法直接遠傳到控制中心，必須由現場工作人員將數據匯報到控制中心，控制中心再判斷界面的位置。

氮氣頭的跟蹤為根據排氣點中氧氣的濃度判斷，在管線沿線的排氣口可以檢測氣體中氧氣的含量，含氧量采用便攜式氣體檢測儀檢測，檢測結果不能遠傳。在氮氣頭到達排氣點以前，排出的氣體中氧氣的與空氣中的相同。在氮氣頭到達后，氧氣濃度逐漸下降，在純氮氣段經過時，排氣口排放的氧氣含量為0。在2#，6#，7#以及烏魯木齊末站監測管道中排出氣體中氧氣的含量。如6#閥室監測人在不同的時間匯報閥室排氣口氧氣的濃度，11·30日20：51，氧氣濃度為20.1%；12·1日8：30，氧氣濃度仍為20.1%；在12·1日11：23，氧氣濃度降為19.0%，調控中心判斷此時氮氣頭已經過該閥室。

清管器的跟蹤為通過監測清管器通過各個監測點的時間判斷。在管道沿線設置十余處清管器監測點，由現場工作人員驅車沿線追蹤。由于清管器速度遠小于車速，故工作人員可以提前趕到檢測點等待清管器的通過。調控中心人員根據現場工作人員的報告，便可判斷清管器的位置，進而可以分析清管器的速度，評估清管器后部原油的竄漏情況。在清管器追蹤過程中也出現了一些問題，如由于外界高壓電干擾，個別監測點檢測設備工作不正常，無法監測清管器的通過，而且由于大雪，不得不放棄個別監測點。

3 結語

在原油管道投產過程中，遠程調度能夠提前進行仿真模擬，并組織專業的調度人員，提前進行人員培訓、保證工作人員的專業水平；能夠收集分析各方面的信息，同時起到聯系指揮人員以及現場工作人員紐帶的作用，保證了信息上傳下達的通暢；能夠及時檢測、控制管道的運行，有助于管道的順利投產。

建議：在排氣點安裝能夠連續檢測并遠傳的含氧量檢測儀表，以連續監測含氧量變化，以精確的判斷氮氣頭經過閥室的時間。清管器監測點選擇應避開有外界干擾源的地點，建議在檢測點安裝自動設備，在清管器通過時可以向調控中心發送信號，不僅可以檢測清管器通過各檢測點的時間，同時可以減少工作人員的工作量。