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

關鍵詞：原油管道 投產(chǎn) 遠程調(diào)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(diào)控是利用管道的SCADA系統(tǒng)（數(shù)據(jù)采集與控制系統(tǒng)）與站控系統(tǒng)，在遠離管道與場站的控制中心實時監(jiān)測并控制設備的狀態(tài)。在原油管道的投產(chǎn)過程中，遠程調(diào)控可以有效、及時指揮現(xiàn)場作業(yè)人員進行作業(yè)，保障管道內(nèi)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(chǎn)中遠程調(diào)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(diào)控中心，集中管理、遠程調(diào)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(chǎn)。筆者以獨烏原油管線投產(chǎn)過程中的遠程調(diào)控為例，介紹原油管道的投產(chǎn)工藝、投產(chǎn)時控制方案、遠程調(diào)控的作用以及工作內(nèi)容。

1 獨烏線投產(chǎn)與控制方案

1.1 投產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)采用常溫輸送空管投油，油頭前充氮氣，在油頭出站后發(fā)送一個帶跟蹤器的清管器。投產(chǎn)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(chǎn)，12月初，投產(chǎn)順利完成。

投產(chǎn)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(fā)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(fā)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(chǎn)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(diào)控中心和廊坊備用調(diào)控中心實施。投產(chǎn)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(tài)，故障或正進行維護不具備遠控條件的設備置于就地狀態(tài)。投產(chǎn)過程中調(diào)控中心掌握控制權，但經(jīng)調(diào)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(diào)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(jiān)控點實施監(jiān)控時，備用控制中心將自動或人工接管系統(tǒng)監(jiān)控權，并與北京主調(diào)度控制中心功能一致。各工藝站場的站控系統(tǒng)（SCS）作為管道SCADA系統(tǒng)的現(xiàn)場控制單元，對站內(nèi)工藝變量及設備運行狀態(tài)進行數(shù)據(jù)采集、監(jiān)視控制及聯(lián)鎖保護。除完成對所處站場的監(jiān)控任務外，同時負責將有關信息傳送給調(diào)度控制中心或備用控制中心，并接受和執(zhí)行其下達的命令。在正常情況下，北京調(diào)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(tǒng)）進行遠程監(jiān)視、控制、調(diào)度和管理。當數(shù)據(jù)通信系統(tǒng)或控制中心主計算機系統(tǒng)發(fā)生故障或/和發(fā)生意外事故時，各站控制系統(tǒng)獨立承擔本站的站場級控制功能。

2 投產(chǎn)過程的遠程調(diào)控

2.1 遠程調(diào)控的作用

北京主調(diào)度控制中心主要完成管道投產(chǎn)過程數(shù)據(jù)采集、監(jiān)視、各種流程的自動切換、生產(chǎn)設備聯(lián)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(diào)度人員能夠24小時不間斷監(jiān)測管道與設備的狀態(tài)，及時發(fā)現(xiàn)投產(chǎn)過程中存在的異常情況。在投產(chǎn)前，對投產(chǎn)過程中的水管道與設備的狀態(tài)進行離線模擬，并對調(diào)控人員進行培訓，保證工作人員高效、準確的判斷投產(chǎn)過程中管道與設備的狀態(tài)。在投產(chǎn)時，調(diào)控中心直接控制沿線場站以及閥室的設備，能夠防止現(xiàn)場出現(xiàn)各種原因引起的誤操作。及時收集、匯總、分析投產(chǎn)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(xiàn)場作業(yè)人員下達指令。據(jù)投產(chǎn)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(chǎn)前準備

在管道投產(chǎn)之前，調(diào)控中心成立專門的投產(chǎn)調(diào)控組，并組織人員完成中控調(diào)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(xiàn)場學習和跟班培訓），為承擔管道運行調(diào)度做好準備。同時完成管道模擬仿真培訓，培訓內(nèi)容包括啟輸、增量、減量、停輸?shù)日９r操作，以及干線閥關斷、調(diào)節(jié)閥故障、泄漏、甩泵等緊急工況操作。根據(jù)投產(chǎn)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(lián)合試運，利用離線仿真系統(tǒng)，分別對這三種工況進行了模擬，并將仿真系統(tǒng)與投產(chǎn)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(diào)度人員的業(yè)務水平能夠得到保障，可以掌握投產(chǎn)過程中管道的水力特點，能及時發(fā)現(xiàn)、處理投產(chǎn)中出現(xiàn)的問題。

2.3 投產(chǎn)過程中的遠程調(diào)控

投產(chǎn)過程持續(xù)數(shù)天的時間，在此期間，調(diào)控中心掌握控制權，遠程操作、調(diào)試設備，及時發(fā)現(xiàn)設備的機械故障以及控制軟件中的問題，并引導現(xiàn)場工作人員消除故障，保證投產(chǎn)后管道設備的正常運轉以及運行調(diào)度的順利進行。另外在管道出現(xiàn)緊急情況時，按照預案快速采取措施。如11月30日調(diào)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(xiàn)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(jù)現(xiàn)場情況調(diào)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(chǎn)過程的數(shù)據(jù)收集與分析

在投產(chǎn)中，調(diào)控中心收集各作業(yè)方作業(yè)的狀態(tài)以及調(diào)控中心無法監(jiān)測的數(shù)據(jù)，最終形成完整的投產(chǎn)過程記錄材料，并對所收集的參數(shù)進行分析，判斷管道的運行狀態(tài)。如在投產(chǎn)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(shù)無法直接遠傳到控制中心，必須由現(xiàn)場工作人員將數(shù)據(jù)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(jù)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(jīng)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(jiān)測管道中排出氣體中氧氣的含量。如6#閥室監(jiān)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(diào)控中心判斷此時氮氣頭已經(jīng)過該閥室。

清管器的跟蹤為通過監(jiān)測清管器通過各個監(jiān)測點的時間判斷。在管道沿線設置十余處清管器監(jiān)測點，由現(xiàn)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(diào)控中心人員根據(jù)現(xiàn)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(xiàn)了一些問題，如由于外界高壓電干擾，個別監(jiān)測點檢測設備工作不正常，無法監(jiān)測清管器的通過，而且由于大雪，不得不放棄個別監(jiān)測點。

3 結語

在原油管道投產(chǎn)過程中，遠程調(diào)度能夠提前進行仿真模擬，并組織專業(yè)的調(diào)度人員，提前進行人員培訓、保證工作人員的專業(yè)水平；能夠收集分析各方面的信息，同時起到聯(lián)系指揮人員以及現(xiàn)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(chǎn)。

建議：在排氣點安裝能夠連續(xù)檢測并遠傳的含氧量檢測儀表，以連續(xù)監(jiān)測含氧量變化，以精確的判斷氮氣頭經(jīng)過閥室的時間。清管器監(jiān)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(diào)控中心發(fā)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。