马光田 邱姝娟 杨军元 张晓

国家管网集团西部管道公司

摘要：远程自控技术是油气管网实现智能化管理的基础。为实现不同建设时期和背景的油气管道集中管理，西部管道公司结合自身特点，建设远程监视、集中监视、数据监控为核心的远程自控和设备设施监测与诊断系统，创新优化生产管理体制，提高了管网运营效率。

关键词：远程自控系统；远程监视；集中监视；数据监控；优化

为了保障油气管道安全稳定运行，同时支持多个管道系统的优化控制和生产管理决策优化，统一数据采集和有效监控生产过程[1]，必须建立自动化控制下的数据管理系统和监控系统，实现油气管道高效运营[2-5]。

本文介绍了西部管道公司远程自控系统的建设及应用效果。表明远程自控系统对管网公司实现高质量、有效益和可持续发展具有重要意义。

1  远程自控系统建设

1.1  集中监视系统　

2018年，公司针对西二线、西三线、涩宁兰管道及二级调控管道启动集中监视项目建设。

集中监视通过采集现场关键工艺设备的报警数据并上传到生产调度中心，实现站场、调度中心对SCADA生产运行数据，以及消防安防工艺、计量、电气自动化、通信等系统报警数据的综合采集。将采集结果上传至乌鲁木齐调度监控中心集中监视终端，实现对设备设施异常状态全程实时监视，同时兼顾原有的SCADA系统等第三方辅助系统，及时发现和处置异常工况[6]。集中监视系统（图 1）与SCADA系统共用一套硬件，其软件搭建在VMware虚拟平台，由多台虚拟机及应用程序组成。

图 1 集中监视系统架构图

集中监视系统按照风险等级以及设备关键程度，探索报警分级，实现自动分级通知和提醒；一键预设报警可对各类工艺参数、设备状态实时监测，智能分类和自动拨打电话，对工艺参数变化及时预警；调度语音系统可语音拨号，或将文字信息转化为语音信息，依托集中监视系统开发的后续功能，更好地发挥监视作用。

1.2  数据中心和关键设备远程运维系统

在实现集中监控的基础上，公司开展了数据管理中心以及关键设备设施远程运维系统建设。数据中心主要包括电气远程监控、自动化远程运维、振动检测、压缩机透传、压缩机CEHM系统、计量远程诊断维护等系统，可实现远程监视、数据采集和设备远程诊断和维护，对异常信息发出预警，减少现场巡检人员数量。关键设备远程运维系统对设备关键参数进行远程监测和诊断，通过长期分析及评估计算，为故障判断、寿命监测、设备视情维修提供技术支持，实现了站场资产超前管理，为开展预防性维修奠定了基础。

2  远程自控系统应用与管理优化

通过提高站场和阀室的工艺、仪表、通信以及电力等系统的感知能力，西部管道公司逐步实现调度控制中心对管道进行全权远程操作与控制，各地区分公司集中配备维护人员与相应设备，进行一体化的运检维作业，减少运营人员[7]。

2.1  远程监视与诊断系统

借助创建的动力设备远程诊断系统，通过长期对压缩机组、泵机组等的运行负荷、内部气流温度、压力及转速等数据分析，实现了机组性能衰减、热端部件等效运行时间计算，为未来机组寿命监测、视情维修提供了技术支持。计量设备远程诊断系统可对现场各类流量计、流量计算机、温变和压变进行远程状态指示、诊断，通过分析压力流量等数据趋势变化和报警信息，远程在线实时监测关键计量设备的健康状态。同时，实现在线油气计量交接，通过SCADA系统采集数据自动生成交接凭证，启用远程电子签章实现在线计量交接，减少了站场现场抄表、录入及完成纸质签章等作业，每个场站可减少计量人员4～6人，如表 1所示。

表 1 计量交接模式改变前后应用效果对比

2.2  基于远程自控系统的管理优化

2.2.1  调控模式优化

集中监视系统建成后，管道运行调控优化为“管网集团调控中心调控、乌鲁木齐监控中心监视或控制、作业区应急值班” 模式。站场实行“作业区集中管理，集中巡、检、维，中间站场无人操作、有人管理”的生产运行模式。作业区设运行调度，负责运行参数监视、接收上级调度指令、流程操作、站场巡检及应急值班，可自主完成95%以上的维检修工作任务，压缩机组、泵机组的自动化运维基本实现自主管理。

2.2.2  巡检模式优化

打破每2小时1次传统巡检模式，实施“1+3 +特殊”巡检制度。即综合巡检1次：由作业区领导带队，各相关专业人员参加，重点检查主要生产设备设施情况；常规巡检3次：由值班干部组织开展，重点检查关键设备、要害部位和检修作业情况；特殊巡检：根据实际需要进行，重点检查异常灾害天气、工艺变更影响情况等。

利用站控系统、视频监控系统、周界安防系统等技术手段，作业区每2小时1次检查，所辖“无人站”和阀室每周1次综合巡检。站场现场检查从之前2小时1次优化为6小时1次。

与原管理模式相比，集中监视管理模式特点如表 2所示。

表 2 原管理模式与集中监视管理模式特点对比

2.2.3  人员结构调整优化

作业区由原来侧重运行监护转变为侧重维护检修，实施无人值守中间站使50%以上站场调度人员从岗位中解放出来。为此，公司推行新型岗位体系，简化基层岗位设置，将作业区、维抢修队的27个岗位整合为6类作业岗位（表 3），站场主要承担设备维检修任务，维抢修队则更多专注于大中型设备专业运维，形成以维抢修队技术员工与作业区工程师为中坚力量的维检修队伍，站场设备自主维修率不断提高，作业区自主运维技能显著提升。基层科级机构精简64%，用工总量下降36%，人均管道里程由2.47千米提高到5.25千米，人均劳动生产率由不到100万元增至550万元。

表 3 基层作业岗位调整前后对比表

3  结语

西部管道公司通过构建远程自控系统并将其应用于运营管理中，提高了设备设施自动化控制水平，优化了管道运行调控模式，创新建立了“生产站场实行作业区集中管理，集中巡、检、维，中间站场无人操作，有人管理”运行模式，消除了之前按管线管理导致的地区分公司间、站场间的重复工作，作业区管辖半径大大缩短，应急响应速度极大提高，为管道智能化管理奠定了基础。

今后，还需提升管道运营自控水平，优化与完善设备设施远程监控与诊断系统功能，实现可燃气体无死角泄漏检测，引进与应用巡检机器人、气质和油品物性监测设备等先进技术，提升站场远程监控与维检修人员能力，深入推进生产管理体制优化。做到管道信息“全”感知、管道状态“深”分析、管道事件“快”响应，全面实现站场无人值守终极目标。

 

参考文献：

[1]高津汉.天然气管道无人化站场的理念及设计要点[J].石化技术，2019，26(01)：176-177.

[2]张建立. 油气集输工艺和自控系统[J]. 中国石油和化工标准与质量，2012，32(7)：298.

[3]赵刚，王伟，刘虎. 原油集输生产过程中的安全管理措施[J].数字化用户，2017，23(48)：142.

[4]WANG Z，ZHAO L. The development and reform of China's natural gas industry under the new situation[J]. International Petroleum Economics，2016.

[5]谭东杰，李柏松，杨晓峥，等. 中国石油油气管道设备国产化现状和展望[J]. 油气储运，2015，34(9)：913-918.

[6]彭太翀，裴陈兵，王多才. 天然气管道生产运行集中监视管理模式创新[J]. 油气田地面工程，2018，37(02)：75-77.

[7]魏文辉，金一丁，赵云军，等.智能电网调度控制系统调控运行人员培训模拟关键技术及标准[J].智能电网，2016，4(6)：626-630.

作者简介：马光田，西部管道公司总经理助理，高级政工师，现主要从事人力资源管理工作。联系方式：13659961295，magt@pipechina.com.cn。

通讯作者：邱姝娟，女，1976年生，高级工程师， 2003年硕士毕业于辽宁石油化工大学油气储运专业，现主要从事长输管道输油气生产工作。联系方式：15981790006，邮箱：qiusj@pipechina.com.cn。