大慶油田天然氣分公司數(shù)字化技術(shù)應(yīng)用和構(gòu)想

張赴先 遲東輝 陳超 胡登艷 張旭 王云鵬

1大慶油田天然氣分公司規(guī)劃設(shè)計研究所

2大慶油田天然氣分公司機(jī)關(guān)

近年來，油田自然資源量減少、人員遞減、設(shè)備設(shè)施落后的總體趨勢日益突出，大慶油田天然氣分公司的裝置和管網(wǎng)的自動化、智能化改造勢在必行[1]。需采用先進(jìn)的自動化、數(shù)據(jù)信息采集分析、計算機(jī)和通信技術(shù)等數(shù)字化、信息化技術(shù)來提升油氣處理裝置自動化程度，提高閥組及管道的精細(xì)化調(diào)配能力，打造自動預(yù)警、科學(xué)判斷、科學(xué)指揮于一體的生產(chǎn)指揮體系，實現(xiàn)操作、管理智慧化，最終達(dá)到降本增效、提高設(shè)備設(shè)施的本質(zhì)安全能力、管理科學(xué)及高效的目的[2]。

1 數(shù)字化建設(shè)現(xiàn)狀

天然氣分公司已建油氣處理裝置29 套（其中輕烴回收裝置17套，天然氣凈化裝置3套，原油穩(wěn)定裝置9套），增壓站5座，輕烴儲庫2座，計量閥組間87 座；輸氣、輸烴、輸油管道216 條，合計2 027 km；受托管理呼倫貝爾分公司二氧化碳采集、液化、注入業(yè)務(wù)；四站儲氣庫群先導(dǎo)試驗區(qū)已投入生產(chǎn)運行，在油田天然氣季節(jié)調(diào)峰中已發(fā)揮重要作用。近年來，天然氣分公司通過數(shù)字化站場、網(wǎng)絡(luò)設(shè)施、生產(chǎn)指揮平臺建設(shè)，使運行分析更加及時準(zhǔn)確，生產(chǎn)指揮更加科學(xué)高效，生產(chǎn)管理水平持續(xù)提高[3]。

1.1 數(shù)字化站場建設(shè)

天然氣分公司生產(chǎn)布局特點決定了數(shù)字化建設(shè)的必要性和緊迫性。2015 年起，天然氣分公司逐步推進(jìn)數(shù)字化建設(shè)，開展了裝置集中監(jiān)控改造工作，目前已完成25 套油氣處理裝置的集中監(jiān)控改造（尚有4 套裝置計劃改造）。將裝置運行數(shù)據(jù)統(tǒng)一傳輸至中心控制室，生產(chǎn)崗位由原來的87 個整合至目前的33 個，平均每個站場精減操作人員6人，優(yōu)化了生產(chǎn)組織模式，提高了本質(zhì)安全能力，進(jìn)一步提升了現(xiàn)代化管理水平。同時完成了10 座油氣加工裝置和計量間的安防視頻監(jiān)控系統(tǒng)改造工作，實現(xiàn)了事前預(yù)警、事后追蹤、實時顯示等功能，為安全生產(chǎn)提供了保障。

2018 年，實施了4 座計量間的集中管控改造，將生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)、813計量系統(tǒng)、視頻監(jiān)控系統(tǒng)及可燃?xì)怏w報警器等數(shù)據(jù)傳輸至中央控制室和生產(chǎn)指揮系統(tǒng)，人員精減6 人，2 座計量間無人值守，實現(xiàn)了人員優(yōu)化配置。

2019年，天然氣分公司在北I-2深冷和南八原穩(wěn)裝置試點“自動化工廠”建設(shè)，增設(shè)自動控制設(shè)備73 處、參數(shù)預(yù)警98 處。投運后員工現(xiàn)場操作頻率由每天78 次減少至25 次，不僅降低了員工在室外的操作強度，提高了工作效率，還有效避免了誤操作，實現(xiàn)了關(guān)鍵部位的泄漏預(yù)警，裝置的安全性能得到進(jìn)一步增強。

1.2 網(wǎng)絡(luò)設(shè)施建設(shè)

在網(wǎng)絡(luò)設(shè)施建設(shè)方面，進(jìn)一步完善了42 個生產(chǎn)站隊和計量閥組的網(wǎng)絡(luò)鏈路，目前27 個生產(chǎn)站場、24 個計量閥組和所有生產(chǎn)輔助單位共78 個節(jié)點均接入了油田局域網(wǎng)。

1.3 生產(chǎn)指揮平臺建設(shè)

自2005 年起，從提高生產(chǎn)效率、降低運行成本出發(fā)，針對生產(chǎn)設(shè)施分散的特點，逐步開展了數(shù)據(jù)采集、視頻監(jiān)控、管線巡護(hù)、生產(chǎn)運行、應(yīng)急管理、管道完整性、崗位報表、協(xié)同辦公等生產(chǎn)指揮信息化建設(shè)，完成了1.4 萬個生產(chǎn)數(shù)據(jù)、273 個視頻點信息的實時采集，實現(xiàn)生產(chǎn)裝置、儲庫、計量閥組間等設(shè)備運行數(shù)據(jù)的自動采集和在線分析，生產(chǎn)數(shù)據(jù)量近100 TB，報表統(tǒng)計時間縮短80%，使運行數(shù)據(jù)更準(zhǔn)確，生產(chǎn)指揮更高效，為生產(chǎn)指揮和專業(yè)管理的數(shù)字化、智能化奠定了基礎(chǔ)。

2 數(shù)字化建設(shè)存在的問題

天然氣分公司數(shù)字化建設(shè)具有良好的基礎(chǔ)，起步早、重投入，雖然取得了一些成效，但隨著技術(shù)的快速發(fā)展，距離油田公司要求的“集中監(jiān)控、無人值守、自動控制”的要求還存在較大差距，主要體現(xiàn)在數(shù)字化站場、網(wǎng)絡(luò)設(shè)施、生產(chǎn)指揮平臺建設(shè)3個方面。

2.1 數(shù)字化站場

油氣處理裝置自動化程度低，目前深冷、淺冷、原穩(wěn)裝置自動控制回路數(shù)平均為110、80、16個，不具備“全自動控制”和關(guān)鍵機(jī)組“一鍵啟停”功能，如果實現(xiàn)該功能，還需分別增加控制回路數(shù)220、160、40個。關(guān)鍵設(shè)備運行智能化監(jiān)測和分析預(yù)警的應(yīng)用僅處于研究階段。生產(chǎn)裝置過程控制系統(tǒng)涉及多個廠家和多個型號，控制系統(tǒng)老舊，58套控制系統(tǒng)中有46套使用年限超過10年，最長年限達(dá)27年，性能差，故障率高，維修維護(hù)量大，運算速度慢，無法滿足自動化工廠的需求。油氣生產(chǎn)數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳數(shù)量共計14 000個，仍然有1 200個數(shù)據(jù)需要進(jìn)行采集，缺少420塊現(xiàn)場一次表。

2.2 網(wǎng)絡(luò)設(shè)施

天然氣分公司網(wǎng)絡(luò)分布范圍廣，網(wǎng)絡(luò)鏈路敷設(shè)環(huán)境復(fù)雜，上聯(lián)油田企業(yè)網(wǎng)出口涉及信息技術(shù)公司15 個電話站，網(wǎng)絡(luò)完善難度大。由于網(wǎng)絡(luò)設(shè)備老舊、不具備遠(yuǎn)程管理功能，不能滿足中石油對交換機(jī)安全基線配置要求，存在信息安全隱患。分公司生產(chǎn)裝置工控網(wǎng)交換機(jī)普遍采用電信級交換機(jī)，穩(wěn)定性、可靠性不足。

2.3 生產(chǎn)指揮平臺

現(xiàn)有的天然氣業(yè)務(wù)各應(yīng)用系統(tǒng)架構(gòu)技術(shù)老舊，不支持云平臺運行環(huán)境，維護(hù)難度大，運行效率低，系統(tǒng)功能不全面、數(shù)據(jù)集成度不高，信息安全性低等問題日益凸顯。同時缺乏統(tǒng)一的技術(shù)架構(gòu)和數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，實現(xiàn)精準(zhǔn)分析、自動預(yù)警和智能決策難度較大，需升級生產(chǎn)指揮系統(tǒng)。

3 數(shù)字化建設(shè)構(gòu)想

3.1 油氣生產(chǎn)裝置智能化工廠建設(shè)

3.1.1 深冷裝置數(shù)字化建設(shè)

深冷裝置主要劃分為3個單元，分別為壓縮單元、脫水單元、冷凍分離單元，工藝原理如圖1所示。油田伴生氣通過集氣閥組進(jìn)入深冷裝置，經(jīng)壓縮單元增壓后去脫水單元進(jìn)行深度脫水，脫水后原料氣去冷凍分離單元，通過膨脹機(jī)制冷、丙烷輔助制冷和脫甲烷分離得到干氣和輕烴。

圖1 某深冷裝置工藝原理Fig.1 Praess principle of a cryogenic unit

目前，深冷裝置壓縮機(jī)組控制部分存在的問題主要有：裝置自動化程度低，裝置控制以手動為主，報警功能不完善；電動機(jī)轉(zhuǎn)速不能調(diào)節(jié)，只能采用入口閥截流方式調(diào)解流量，壓損嚴(yán)重，能量利用率低且壓力波動大，控制難度高；壓縮機(jī)組控制系統(tǒng)子系統(tǒng)間控制及通信復(fù)雜，無法實現(xiàn)一鍵智能啟車；在啟車和運行維護(hù)時，需要現(xiàn)場工作人員時刻關(guān)注機(jī)組變化，進(jìn)行很多人為操作；機(jī)組控制系統(tǒng)中油路系統(tǒng)、密封系統(tǒng)、電動機(jī)外冷卻系統(tǒng)、相關(guān)冷卻系統(tǒng)和站內(nèi)管路等子系統(tǒng)無法綜合起來實現(xiàn)全自動控制功能；受上游工藝來氣量波動影響，三段出口壓力波動大，流量波動大。

解決以上問題，需進(jìn)行以下改造：

（1）壓縮機(jī)調(diào)速控制。壓縮機(jī)組控制由原來入口閥控制改為變頻調(diào)速控制，入口閥全開；壓縮機(jī)性能控制分為入口流量控制和三段出口壓力控制兩種方式，操作人員可通過操作按鈕進(jìn)行切換選擇，切換選擇過程中，流量設(shè)定和壓力設(shè)定實現(xiàn)無擾切換。當(dāng)流量或壓力檢測點出現(xiàn)故障時，控制系統(tǒng)將立刻發(fā)出報警，并將操作模式從自動模式切換為手動操作模式[4]。

（2）壓縮機(jī)一鍵啟動改造。潤滑油冷卻器及干氣密封系統(tǒng)相關(guān)閥門均更改為氣動薄膜調(diào)節(jié)閥，干氣密封系統(tǒng)相關(guān)閥門更改為氣動控制閥，實現(xiàn)全自動控制；潤滑油泵、潤滑油箱加熱器、主電動機(jī)加熱器等低壓電氣設(shè)備的啟停信號均由壓縮機(jī)控制系統(tǒng)控制，實現(xiàn)全自動控制；在啟機(jī)前模擬檢測工作方面，壓縮機(jī)控制系統(tǒng)中增加一個DCS（集散控制系統(tǒng)）滿足啟機(jī)的輸入信號，包括電動機(jī)吹掃、導(dǎo)熱油、分子篩等，實現(xiàn)壓縮機(jī)組自動啟動、自動停機(jī)、自動加減載調(diào)速、自動防喘振控制[5]。

除此以外，計劃開展以下兩個方面的工作：按照壓縮機(jī)的改造方式對膨脹機(jī)實施全自動控制改造；按照系統(tǒng)—單元—控制點的邏輯順序，以裝置工藝單元為節(jié)點，以單一控制點為要素，分單元逐點對功能完善、參數(shù)適應(yīng)、操作影響和安全性等4方面進(jìn)行梳理并進(jìn)行自動化改造，增加必要的儀器儀表、自動化設(shè)備。通過數(shù)字化建設(shè)，使裝置實現(xiàn)“一鍵啟停，全自動控制”，參數(shù)調(diào)節(jié)更及時、更精準(zhǔn)，減少員工操作頻率。

3.1.2 原油穩(wěn)定裝置數(shù)字化建設(shè)

原油穩(wěn)定裝置主要分為原油緩沖和進(jìn)料單元、原油換熱和加熱單元、原油閃蒸和三相分離單元、輕烴儲運單元、油吸收單元及排污單元共計6個單元，工藝流程如圖2所示。主要工藝原理是對原油進(jìn)行加熱、閃蒸后分離出天然氣、輕烴、原油，原油回到采油廠。

圖2 某原油穩(wěn)定裝置工藝流程Fig.2 Process flow of a crude oil stabilization unit

目前，原油穩(wěn)定裝置存在的問題主要有：裝置自動化程度低，裝置控制以手動為主；報警功能不完善；裝置進(jìn)料波動大，異常工況無自適應(yīng)功能；來油高含水的頻率逐年升高且高含水問題日益突出。為此，需從裝置的原油進(jìn)料單元、換熱單元、加熱單元、穩(wěn)定和分離單元、不凝氣常溫油吸收單元分別進(jìn)行優(yōu)化控制，再以輕烴產(chǎn)量、產(chǎn)品質(zhì)量、能耗為控制約束，進(jìn)行裝置整體調(diào)控，實現(xiàn)裝置全流程優(yōu)化控制。

具體措施如下：

裝置投運時采用手動控制，達(dá)到平穩(wěn)控制后，實現(xiàn)手動/自動切換至裝置全流程控制。

引入動態(tài)建模控制技術(shù)，進(jìn)行PID參數(shù)在線整定和單元優(yōu)化控制，有效克服工藝擾動及原料屬性變化對裝置的影響。原油進(jìn)料單元實現(xiàn)緩沖罐出口流量動態(tài)穩(wěn)定；加熱單元實現(xiàn)加熱爐出口管線防偏流控制，加熱爐出口管線溫度控制；原油穩(wěn)定及分離單元實現(xiàn)空冷器出口管線溫度控制，穩(wěn)定塔壓力、穩(wěn)定塔溫度、空冷器出口溫度平穩(wěn)；不凝氣油吸收單元實現(xiàn)入口壓力穩(wěn)定。輕烴儲運和污水排放單元實現(xiàn)自動控制，減輕操作人員勞動強度。

通過基準(zhǔn)模型理論分析，與現(xiàn)場工況實際數(shù)據(jù)校核，采用動態(tài)建模技術(shù)，含水率3‰以內(nèi)時，以裝置產(chǎn)量為約束條件，實現(xiàn)控制加熱爐出口溫度等工藝參數(shù)；原油高含水率（3‰～8‰）時，實現(xiàn)加熱爐出口溫度、穩(wěn)定塔塔頂溫度、塔頂壓力、空冷器出口精準(zhǔn)控制，避免高含水對裝置的影響；原油超高含水率（8‰）以上時，實現(xiàn)裝置來油自動越站、站內(nèi)循環(huán)、加熱爐烘爐自動控制，原油含水率在設(shè)定時間后回到8‰以下，自動恢復(fù)裝置正常運行。

采用動態(tài)建模技術(shù)，實現(xiàn)對裝置整體調(diào)控。以輕烴產(chǎn)量、產(chǎn)品質(zhì)量、能耗為約束條件，設(shè)定裝置原油流量輕烴產(chǎn)量后，裝置各工藝單元按照已設(shè)定最優(yōu)控制點，自動調(diào)整加熱爐溫度、塔頂溫度、塔頂壓力、空冷器出口溫度、不凝氣壓縮機(jī)入口壓力等參數(shù)，實現(xiàn)產(chǎn)品產(chǎn)量和效益雙提升。

3.1.3 智能化油氣生產(chǎn)裝置建設(shè)

近年來，隨著員工隊伍老齡化嚴(yán)重，退休人員增多，新入廠員工減少，給工作安排和人員管理帶來了很大的困難。因此，提升裝置生產(chǎn)過程智能化程度，改變安全管理方式，變?nèi)朔罏榧挤溃瑥亩岣哐b置的自動化程度，減少員工勞動強度與提高工作效率，是數(shù)字化建設(shè)的發(fā)展要求。

建立三維工廠模型，使管理人員可以遠(yuǎn)程漫游并實時查看工藝流程與設(shè)備參數(shù)。將采集到的設(shè)備運轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)實時展示到3D 可視化模型，在該模型中，管理用戶通過鼠標(biāo)與模型進(jìn)行交互。當(dāng)用戶鼠標(biāo)停留在某個設(shè)備上時，該設(shè)備高亮顯示并彈出氣泡提示諸如設(shè)備規(guī)格、型號、生產(chǎn)廠家、設(shè)備負(fù)責(zé)人等簡要的設(shè)備信息，單擊該設(shè)備可跳轉(zhuǎn)至設(shè)備詳細(xì)信息頁面，并可跳轉(zhuǎn)至該設(shè)備的維護(hù)保養(yǎng)計劃管理頁面，還可設(shè)置模型中某設(shè)備接近維護(hù)時限時在圖上動態(tài)高亮提示。管理人員可通過模型遠(yuǎn)程實時觀測裝置運轉(zhuǎn)情況，建立數(shù)據(jù)分析診斷系統(tǒng)，對歷史運轉(zhuǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行圖譜分析，預(yù)判故障，并自動給出決策建議，減少人為分析查找時間，提高解決故障的效率[6]。

實現(xiàn)設(shè)備智能化檢測。采用非接觸紅外檢測器、振動傳感器、聲學(xué)成像儀、燃?xì)鈾z測等裝置對廠區(qū)設(shè)備進(jìn)行監(jiān)測，代替人工對運行設(shè)備的溫度、聲音、有無泄漏等的巡檢工作，將設(shè)備運轉(zhuǎn)情況與各項參數(shù)上傳到網(wǎng)絡(luò)，使員工和管理人員可以遠(yuǎn)程掌握[7]。

實現(xiàn)智能視頻巡檢。通過與廠區(qū)視頻監(jiān)控進(jìn)行聯(lián)動或增設(shè)相對應(yīng)的高清攝像頭，對站、廠內(nèi)關(guān)鍵巡檢路線進(jìn)行遠(yuǎn)程視頻巡檢，并且可以對巡檢關(guān)鍵點與設(shè)備放大進(jìn)行詳細(xì)查看。根據(jù)實際需要，制定巡檢周期，聯(lián)動云臺視頻對巡檢路線上的多個檢測點進(jìn)行定時放大查看，如果有異常，則報警告知。利用系統(tǒng)視頻攝像頭聯(lián)動裝置，實現(xiàn)電子自動巡檢，從而代替人工巡檢，保證裝置安全、穩(wěn)定運行。

3.1.4 變電所無人值守建設(shè)

天然氣分公司目前共有運行電工248人、維修電工86 人，如繼續(xù)按照目前人員配置模式，面臨的主要問題是缺員，因此進(jìn)行變電所無人值守建設(shè)勢在必行。擬按照無人值守變電所的相關(guān)要求，從變配電所“五遙”、電氣設(shè)備在線狀態(tài)監(jiān)測、消防及安全防范裝置完善、電力專用網(wǎng)絡(luò)建設(shè)等方面著手，建立以SCADA 系統(tǒng)為核心的電力集控中心，對變電所進(jìn)行遠(yuǎn)程監(jiān)控，實現(xiàn)變電所的管理模式由“電力調(diào)度+N座變配電所”向“1座電力集控中心（含電力調(diào)度）+4 個控區(qū)”模式的轉(zhuǎn)變，變（配）電所區(qū)域劃分如圖3所示。同時，在變（配）電所增設(shè)電力巡檢機(jī)器人48 臺，與電力集控中心進(jìn)行雙向信息交互，包括機(jī)器人的運行狀態(tài)、巡檢任務(wù)采集到的可見光圖像、紅外成像、表針讀數(shù)、設(shè)備狀態(tài)等信息，并按照巡檢時間、任務(wù)、設(shè)備名稱等條件進(jìn)行巡檢數(shù)據(jù)查詢，提高電力系統(tǒng)設(shè)備設(shè)施智能化監(jiān)測與預(yù)警能力，最終實現(xiàn)變配電所的無人值守。

圖3 變（配）電所分區(qū)域操控圖Fig.3 Regional control diagram of substation and distribution station

3.1.5 計量間無人值守建設(shè)

對生產(chǎn)數(shù)據(jù)采集、視頻監(jiān)控、可燃?xì)怏w報警系統(tǒng)、網(wǎng)絡(luò)傳輸、RTU等硬件和軟件進(jìn)行完善，采用分區(qū)塊集中監(jiān)控管理的模式，將59座計量間按6個區(qū)塊集中監(jiān)控，達(dá)到計量間無人值守，區(qū)塊控制室對轄區(qū)計量間統(tǒng)一管理、集中監(jiān)控。通過無人值守改造，有效緩解倒班人員不足的問題，富余員工可在天然氣分公司范圍內(nèi)合理調(diào)配或充實到業(yè)務(wù)拓展崗位。

3.1.6 設(shè)備在線狀態(tài)監(jiān)測功能完善

天然氣分公司共有各類壓縮機(jī)111臺，其中離心壓縮機(jī)13臺，螺桿壓縮機(jī)18臺，往復(fù)壓縮機(jī)72臺，膨脹機(jī)（同軸增壓）8 臺；大型機(jī)泵359 臺（套），其中原油泵51 臺，輕烴泵144 臺，胺液泵14 臺，空壓機(jī)組45 套，大型高壓電動機(jī)105 臺。這些壓縮機(jī)和機(jī)泵是油氣處理環(huán)節(jié)的大型關(guān)鍵設(shè)備，其資產(chǎn)原值高、規(guī)格龐大、維護(hù)費用高、能耗大、安全影響大，急需引進(jìn)先進(jìn)的設(shè)備監(jiān)測和維護(hù)技術(shù)，并實現(xiàn)遠(yuǎn)程、在線狀態(tài)監(jiān)控。2017 年，集團(tuán)公司信息管理部啟動工業(yè)互聯(lián)網(wǎng)平臺（設(shè)備運行實時監(jiān)控管理系統(tǒng)）項目（C11），C11項目建設(shè)能夠提高重點關(guān)鍵設(shè)備健康感知水平，保障裝備安全、平穩(wěn)運行，實現(xiàn)設(shè)備在線狀態(tài)監(jiān)測、實時預(yù)警、預(yù)測性維護(hù)，保障企業(yè)生產(chǎn)平穩(wěn)。項目建設(shè)內(nèi)容包括數(shù)據(jù)傳輸、邊緣接入、工業(yè)大數(shù)據(jù)、通用PaaS、統(tǒng)一運營、決策支持管理等共12個模塊。

2020 年，天然氣分公司預(yù)計將31 臺壓縮機(jī)運行狀態(tài)參數(shù)接入工業(yè)互聯(lián)網(wǎng)平臺，剩余80 臺壓縮機(jī)和359 臺大型機(jī)泵還需繼續(xù)立項以完善傳感器、網(wǎng)關(guān)和綜合傳輸設(shè)備，并將運行參數(shù)接入工業(yè)互聯(lián)網(wǎng)平臺。通過對關(guān)鍵設(shè)備進(jìn)行狀態(tài)監(jiān)測完善，實現(xiàn)計劃性維護(hù)向預(yù)防性維護(hù)轉(zhuǎn)變，防止維修不及時造成故障擴(kuò)大化，杜絕過度維修及少修漏修；使分散的技術(shù)人員與各層級設(shè)備管理人員變?yōu)榧斜O(jiān)測、專項管理人員，提高診斷分析和設(shè)備管理水平。

3.2 油氣管網(wǎng)數(shù)字化建設(shè)

3.2.1 集氣、調(diào)氣系統(tǒng)自動化建設(shè)

喇薩杏油田天然氣主要為喇薩杏油田伴生氣，其集輸系統(tǒng)大致可分為集氣系統(tǒng)和調(diào)氣系統(tǒng)兩個部分。該油田共建成與天然氣分公司交接的集氣（增壓）站34 座，集氣（增壓）站至天然氣處理裝置集氣管道40條，線路總長154.9 km。調(diào)氣系統(tǒng)由增壓站、調(diào)氣管道、閥組組成，承擔(dān)區(qū)域內(nèi)及區(qū)域間的調(diào)氣任務(wù)，共建設(shè)增壓站5座，調(diào)氣管道18條。

天然氣分公司共建有13 座同時具備集氣、調(diào)氣功能的濕氣閥組，典型流程如圖4所示。

圖4 濕氣閥組典型流程Fig.4 Typical process of wet gas valve group

通過手動閥門控制進(jìn)入氣處理裝置（這里主要指深冷裝置）和調(diào)氣系統(tǒng)的氣量，其中進(jìn)入調(diào)氣系統(tǒng)的手動閥門處于常開狀態(tài)。進(jìn)入調(diào)氣系統(tǒng)的氣量主要由氣處理裝置手動閥門的開度來進(jìn)行控制，一般來說，開度越小，調(diào)氣量越大。存在的問題是：當(dāng)調(diào)氣系統(tǒng)壓力較低時，由于裝置的手動閥門操作不及時，氣處理裝置負(fù)荷率在未達(dá)到100%的情況下，閥組濕氣就被調(diào)往其他裝置處理，影響天然氣深冷化率和氣烴產(chǎn)量；另外，調(diào)峰裝置（這里主要指淺冷裝置）濕氣閥組內(nèi)各聯(lián)合站來氣、調(diào)氣系統(tǒng)壓力信號采集不完善，且未遠(yuǎn)傳，聯(lián)合站來氣壓力高時不能及時啟動調(diào)峰裝置調(diào)節(jié)系統(tǒng)壓力，未達(dá)到充分集氣、合理調(diào)氣的目標(biāo)，調(diào)峰裝置作用發(fā)揮不充分，調(diào)氣管網(wǎng)運行效率不高。綜合以上兩個方面的問題，將建設(shè)可調(diào)控集氣、調(diào)氣系統(tǒng)，保證各深冷裝置負(fù)荷率，并充分發(fā)揮調(diào)峰裝置的作用，保證全部濕氣進(jìn)入裝置。

集調(diào)氣系統(tǒng)自動化建設(shè)思路：①更換主要運行裝置（深冷裝置）濕氣閥組內(nèi)進(jìn)入調(diào)氣系統(tǒng)的手動閥門為電動調(diào)節(jié)閥，閥位反饋至天然氣分公司調(diào)控中心；②完善調(diào)峰裝置閥組內(nèi)各聯(lián)合站來氣、調(diào)氣系統(tǒng)壓力數(shù)據(jù)采集并遠(yuǎn)傳，用來氣和調(diào)氣系統(tǒng)兩者的壓力差去控制調(diào)峰裝置入口電動閥門（需新建）的開度，來氣壓力高時啟動調(diào)峰裝置，盡量多集氣；③調(diào)控中心新建濕氣調(diào)控平臺，將閥組流量、壓力信號及調(diào)節(jié)閥信號傳送至調(diào)控中心，實現(xiàn)在調(diào)控中心遠(yuǎn)程進(jìn)行集氣、調(diào)氣操作。通過建設(shè)可調(diào)控集氣、調(diào)氣系統(tǒng)，保證深冷裝置高負(fù)荷率，充分發(fā)揮調(diào)峰裝置作用，最終達(dá)到多處理伴生氣、多產(chǎn)深冷烴的目的[8]。

3.2.2 天然氣長輸管道自動化建設(shè)

A、B 長輸管線共設(shè)有9 座閥室，各閥室配有帶爆管檢測系統(tǒng)控制單元的氣液聯(lián)動執(zhí)行機(jī)構(gòu)，可在線監(jiān)測管線壓力及壓降速率，實現(xiàn)超壓報警及自動切斷。存在的主要問題有：閥室干線壓力、壓降速率及氣液聯(lián)動閥閥位反饋等參數(shù)無法遠(yuǎn)傳至站隊及大隊，閥室氣液聯(lián)動執(zhí)行機(jī)構(gòu)無法實現(xiàn)遠(yuǎn)程開啟、關(guān)斷；站場控制系統(tǒng)不完善，目前A長輸管線首站A1 站無ESD 站控系統(tǒng)，無法實現(xiàn)進(jìn)出站氣液聯(lián)動執(zhí)行機(jī)構(gòu)的遠(yuǎn)程開啟、關(guān)斷，且無連鎖放空等功能；A 長輸管線A2 站、B 長輸管線B1 站ESD 站控系統(tǒng)無對應(yīng)進(jìn)出站氣液聯(lián)動執(zhí)行機(jī)構(gòu)的閥位反饋及閥門控制。為此，將進(jìn)行以下改造：對A、B 長輸管線9 座閥室氣液聯(lián)動執(zhí)行機(jī)構(gòu)各加設(shè)一套RTU，包含現(xiàn)場太陽能供電設(shè)備、數(shù)據(jù)采集設(shè)備及執(zhí)行機(jī)構(gòu)遠(yuǎn)程控制設(shè)備；建立A1 站ESD 站控系統(tǒng)，實現(xiàn)進(jìn)出站氣液聯(lián)動閥、放空閥的遠(yuǎn)程連鎖控制；完善A2、B1 站ESD 站控系統(tǒng)，在系統(tǒng)中增加進(jìn)出站氣液聯(lián)動執(zhí)行機(jī)構(gòu)的閥位反饋及閥門控制功能[9]。

通過長輸管道自動化建設(shè)，實現(xiàn)二級管控：站隊對站場所有調(diào)節(jié)閥可遠(yuǎn)程控制，對所有數(shù)據(jù)可遠(yuǎn)程監(jiān)控；天然氣分公司調(diào)控中心對站場關(guān)鍵調(diào)節(jié)閥可遠(yuǎn)程控制，對關(guān)鍵數(shù)據(jù)可遠(yuǎn)程監(jiān)控。

3.3 網(wǎng)絡(luò)設(shè)施改造

3.3.1 數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)提升

在數(shù)據(jù)采集方面，升級或新增數(shù)據(jù)采集計算機(jī)，增加數(shù)據(jù)傳輸網(wǎng)絡(luò)安全防護(hù)設(shè)備，升級數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)平臺軟件，并對天然氣分公司現(xiàn)有實時數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)進(jìn)行整體升級、優(yōu)化。

通過建設(shè)分公司實時數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，使系統(tǒng)運行效率、穩(wěn)定性、安全性和擴(kuò)展性進(jìn)一步提升，實現(xiàn)生產(chǎn)過程、油氣集輸、貿(mào)易交接等實時數(shù)據(jù)的集中采集和統(tǒng)一管理；通過系統(tǒng)升級提高操作的便捷程度和操作效率，為遠(yuǎn)程自動預(yù)警、精準(zhǔn)分析、跨平臺操控等深化應(yīng)用提供技術(shù)支持，讓管理人員能夠隨時掌握生產(chǎn)情況。

3.3.2 生產(chǎn)網(wǎng)建設(shè)

對分公司生產(chǎn)網(wǎng)絡(luò)的傳輸路由、數(shù)據(jù)流量等情況進(jìn)行充分調(diào)研，制定改造建設(shè)方案，運用有線、無線、衛(wèi)星、5G、6G 多種方式融合，優(yōu)化生產(chǎn)網(wǎng)路由結(jié)構(gòu)，建設(shè)邊界清晰可控、雙鏈路及雙設(shè)備冗余，安全性高、可靠性強、邏輯獨立的生產(chǎn)網(wǎng)。

通過建設(shè)，使分公司的生產(chǎn)網(wǎng)絡(luò)覆蓋更加全面，邊界更加清晰可控，可靠性更強，傳輸承載能力、容災(zāi)能力、安全防御能力將進(jìn)一步提升，滿足數(shù)字化管控的網(wǎng)絡(luò)傳輸需要。

圖5 調(diào)控中心平臺建設(shè)構(gòu)想Fig.5 Conceive of control center platform construction

3.4 調(diào)控中心平臺建設(shè)

基于中石油勘探與生產(chǎn)信息化頂層設(shè)計和大慶油田整體規(guī)劃方案，面對天然氣分公司精細(xì)管理、集中控制的實際情況和未來需要，升級分公司生產(chǎn)指揮系統(tǒng)，依據(jù)中石油統(tǒng)一的技術(shù)框架和數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，梳理、整合現(xiàn)有的應(yīng)用系統(tǒng)和數(shù)字資產(chǎn)，建設(shè)生產(chǎn)監(jiān)管、管網(wǎng)調(diào)控、設(shè)備診斷、應(yīng)急指揮、安全環(huán)保、技術(shù)保障、協(xié)同應(yīng)用等于一體的智能化生產(chǎn)管理信息平臺和數(shù)據(jù)共享中心[10]（即調(diào)控中心），調(diào)控中心平臺建設(shè)構(gòu)想如圖5所示。

通過生產(chǎn)管理平臺建設(shè)，可為探索實現(xiàn)油田天然氣、輕烴和二氧化碳業(yè)務(wù)的操作集中化、運營精細(xì)化、決策智能化管理目標(biāo)提供技術(shù)支撐。

4 結(jié)束語

天然氣分公司生產(chǎn)裝置自動化程度低，安全風(fēng)險高，人員遞減嚴(yán)重，信息化設(shè)施落后，亟需加快自動化、智能化改造步伐。為此，通過增加自動化設(shè)備、儀器儀表，應(yīng)用三維、智能化巡檢、狀態(tài)監(jiān)測技術(shù)，提升裝置的自動化程度，提高管網(wǎng)精細(xì)化調(diào)配能力。力爭在“十四五”期間，站場實現(xiàn)全自動控制，管網(wǎng)實現(xiàn)二級調(diào)控，生產(chǎn)指揮平臺標(biāo)準(zhǔn)化、可視化、智能化；“十五五”期間實現(xiàn)站場無人值守，建成天然氣分公司集中操控中心，實現(xiàn)操作、管理智慧化，最終達(dá)到降本增效、提高設(shè)備設(shè)施的本質(zhì)安全能力、管理科學(xué)高效的目標(biāo)。