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油气集输总厂干部培训信息自动化知识讲座2013年8月胜利油田分公司油气集输总厂数字化建设情况介绍讲解人：毛树亮2012年6月5日，胜利油田召开“四化”建设启动会，胜利石油管理局局长、胜利油田分公司总经理孙焕泉要求，要突出核心目标，创新内涵，打造具有胜利特色的“四化”管理模式。标准化设计模块化建设标准化采购信息化提升全面感知安全动态自动操控生产活动预测生产变化趋势持续优化生产运行专家系统辅助决策2013胜利油田分公司下文计划到“十三五”中期，“智能油田”建设将力争初具规模，能够“足不出户操控油田”，基本达到世界一流水平的信息化建设和应用能力。对于集输总厂来说，将“信息化集输”进一步建设成“智能集输”是先进设备优势转化为先进生产力的必然选择，是实现站库工艺优化的迫切需要，提高站库决策水平的必由之路。第4页第4页41.总体目标2014年油田根据中石化的要求，规划了智能化管线管理系统的具体内容，主要是面向胜利油田油、气、水全部生产管线，建设具有管线数字化管理、管线完整性管理、管线运行管理、应急响应管理、综合分析与展示五大功能的管线管理系统，厂际管线及环境敏感区域管线具有泄漏报警、紧急关断、视频监控、参数检测等功能，实现油田管线的“标准化、数字化、可视化、自动化、智能化”管理，满足总部、分公司、基层三级管理需求，提升管线隐患预测、风险管控、资源优化能力，管线管理达到中石化一流水平。第5页第5页5建立先进的二维、三维GIS可视化平台，实现油田管线数据、图形、图像、视频的可视化展示。对管线进行自动化升级改造，实现管线运行状态的自动监测、关键设备自动控制。建立管线仿真优化模型和专家系统，实现管线运行优化、风险预测预警。建立完善的油田管线数据中心，实现管线全生命周期的数字化管理。建立油田企业管线业务标准、技术标准、数据标准和制度规范，覆盖管线勘察设计、施工建设、运营维护全生命周期。标准化数字化可视化自动化智能化“五化”管线管理在信息化建设上，制定了“数字化建设”三步走规划。近年来逐步统一了数据监控采集、视频监控、站库PLC控制三个平台，建立了油气站库自动控制、输油管道泄漏报警、气井防盗报警等十大系统，使总厂的生产控制、经济运行、安全监控、设备监测、人力资源配置等各个方面得到了不断完善、优化和提升。利用2－3年的时间，实现生产调度指挥中心对要害生产岗位远程可视化监控，提高规范化操作的到位率第一步利用3－5年的时间，建立调度指挥中心，实现生产调度中心集中指挥操作，变分散指挥为集中指挥，从而降低事故发生率第二步利用5－8年的时间，全面配套信息网络建设，实现调度指挥中心集中控制，变分散控制为“一键式”控制，全面实现自动化操作第三步十大系统之生产调度指挥系统十大系统之油气站库自动控制系统十大系统之天然气自动计量系统十大系统之输油管道检漏系统十大系统之气井井口防盗监控报警系统十大系统之生产管理系统十大系统之视频监控系统十大系统之地理信息系统十大系统之民用气管理系统十大系统之综合信息系统油气集输总厂按照数字化建设“三步走”的构想，以建设与整合同步，开发与应用并行为原则，贯彻整体部署，分步实施的思路，扎实推进数字化进程，实现了由基础建设向信息整合、集成应用的转变。2006年，完成了临淄新库、集贤输油站、孤岛压气站、轻烃储备站和东营压气站自动化改造。成功研制开发了新型气井井口防盗监控报警系统和井口防盗箱。扩充了电子数据采集，进一步扩大了源头数据采集范围。“基层队信息化软件”、“总厂调度值班系统”、“输油管道仿真与优化运行软件”等软件开发完成上线。在油田源头数据推广的基础上，建立了总厂数据中心，对油气集输及开发类数据进行源头采集、集中存储、统一管理，为各类应用提供了基础。2007年，完成了花官输油站、广饶输油站自动化改造项目的设计和孤岛原油库一期自动化改造。推广了天然气自动计量系统。研制成功了太阳能气井防盗箱。完成了油路5个主要四级生产单位47个要害部位、关键生产岗位视频监控系统的软件整合。总厂生产调度指挥系统工程启动，推广应用了源头数据采集平台，为总厂数字化建设“第二步”的实施奠定了基础。2008年，完成了孤岛原油库二期自动化改造工程施工建设和花官输油站建设。安装气井井口防盗箱80口，使气井防盗箱总数增至139口，安装气井防盗箱系统55套，安全监控水平进一步提高。设置了总厂门户服务器，重新编制了“基层信息化管理系统”、更新了“总厂办公系统”，建立门户站点54个。开发建设了独立的地理信息系统平台。编制完成了总厂调控中心和天然气管理中心生产调度监控系统方案。绘制了系统软件数据库设计和大型生产工艺流程图；与清华大学合作完成了输气管道实时泄漏监测技术课题研究，在两条输气管线上进行了三次泄漏试验，取得了重要成果。2009年，在继续抓好自动化建设基础上，以信息化应用为重点，加强软件开发和信息系统整合。建立了总厂数字化调控中心，完成了东营压气站、孤岛原油库等站库的自动化改造项目。围绕生产经营管理，研发了油气生产管理系统软件，实现了生产指挥、协调、监控一体化，促进了管理效能的提高。加强技术创新，开展了实时泄漏监测技术研究，为解决输气管道泄漏监控难的问题打下了基础。总厂90%的油气站库完成了自动化改造，远程视频监控覆盖面达65％，数据采集点达到10万余个，源头数据自动采集率达76%，天然气交接计量口全部实现了自动计量。2010年，以GIS为平台研发了“天然气生产运行系统”，在30个供气小区的进出主管线上安装了60套压力监控装置，有效解决了供气压力“前超后欠”的难题。分别对东营采气队、孤东采气队实施了数字化改造，搭建了以队部为网络中枢，各集气站与队部点对点的“星型”网络结构，实现了集气站生产参数和视频信号的实时采集与监控。在集贤输油站和永安输油站建设了标准统一的中控室。统一了中控室格局，规范了各功能模块和数据采集标准，使输油站库安全生产管理再上新台阶。2011年，完成了孤岛压气站自动化建设项目，通过中控室的建设，不仅更新了生产管理系统的部分功能和数据上传系统的人机界面，使自动化水平进一步提高，还从硬件设施上改善了落后的站内网络及视频监控的状况，增加了电视监控组合屏幕，大大提高了职工监控的力度。对东营压气站外输天然气和垦利新区生活气进行了计量改造，该系统使用总厂科技信息中心自主研发的天然气自动计量程序，实现了主副线自动切换的全自动计量，提高了天然气的计量精度，减少了计量交接产生的纠纷。在东营原油库消防系统改造工程中，通过配备西门子PLC系统，实现了消防系统的自动控制，提高了东营原油库消防水平。2012年，完成了东营原油库管控中心建设。项目包含了室内的布局调整、大屏系统安装、操作台安装、工作站配套、网络和电话布线、空调系统、UPS供电系统等建设内容。主要更换了10台工控机、10台60寸液晶电视、11路高清工业摄像机、1台硬盘刻录机，通过安装全新的网络系统和使用先进的自动化和信息化技术，进一步提高了管控的自动化监控水平，优化了中控室的软、硬件环境，加强了站内自控系统及网络的安全性。实现了各种系统的计算机图文信息和视频信号在中控室的集中显示，和生产运行的实时调度、决策及信息快速反馈。2013年上半年，按照年初职代会工作要求，完成了总厂网上办公平台的推广应用。自3月份网上办公系统试运行以来，先后5批次对总厂办公平台用户200余人进行了推广应用培训。公文收、发流程已经测试通过，同时办公平台每周都进行考核，以促进各单位系统用户信息的维护。同时，按照总厂“五段五化”管理实施要求，打造了一个对施工项目安全监控、风险控制的综合管理平台。实现了项目管理过程的“五化”，即：报告编制数字化、方案审批合议化、作业监控层级化、施工现场可视化、资料档案电子化。从项目建立到项目验收全过程网上审批，文件表单自动生成、电子签章、分权限传阅。近几年来，在数字化硬件建设上，我们完成了总厂数字化调控中心建设，完成了孤岛原油库、东营压气站、孤岛压气站等站库自动化改造项目。建立了“生产指挥调度系统、油气站库自动控制系统、视频监控系统、原油泄漏报警系统、气井防盗报警系统、天然气自动计量系统”等十大信息系统。90%的油气站库完成了自动化改造，远程视频监控覆盖面达68％，总厂源头数据库存储数据400万条，实现了生产数据网上共享，重要站库、场区及重要设备的实时监控与预警分析，基本实现了数字化建设“指挥现场操作”第二步目标。视频监控系统5站库自动数据采集与控制系统1天然气自动计量系统2输油管道检漏防盗系统3气井防盗系统4网络通讯系统6源头数据系统7GIS地理信息系统8总厂生产调度指挥系统9生产管理系统10信息化建设由基础建设向信息整合、集成应用的转变站库自动数据采集与控制系统1总厂已经完成主要油气站库的数据采集与控制系统建设和改造，实现了油罐液位自动采集、流程自动切换、输油泵等重要设备状态监测与故障诊断，对于重要的生产工艺，实现了自动联锁保护，提高了生产的安全可靠程度，提高了生产调度的指挥效率，降低了职工劳动强度，提升了现代化管理水平。天然气自动计量系统2天然气自动计量系统，主要是自动计量以孔板做节流件的天然气输送系统的流量．它可以完全脱离计算机进行流量累积，并可以把天然气流量的累积结果通过以太网或串口传送到计算机，然后在计算机中显示给用户。上位计算机来完成后期数据的整理，完成诸如日报表、月报表、流量实时曲线、计量参数设置、油田局域网的Web等功能，可以让岗位工人在值班室随时监控现场数据、修改各项计量参数，可以让管理人员比如总厂调度随时从油田网上监控现场情况、并据此发出调度令、指挥总厂天然气生产。天然气自动计量系统2（1）数据采集部分天然气自动计量系统主要由现场数据采集、下位控制器、尚未计算机三部分组成。由现场数据采集部分负责采集现场每一路计量的压力信号、差压信号、温度信号，经过安全栅进行安全隔离后，送到下位控制器，在下位控制器中，利用下装的符合SY/T6143-1996标准的计量程序进行计算，计算的结果通过OPCServer传送到上位计算机，然后在计算机中完成计算结果的统计、报表浏览、网络发布等功能。天然气自动计量系统2（2）下位处理部分下位控制器使用的32位的CPU，内嵌了操作系统，有16兆的存储空间，可以流畅运行天然气计算程序。程序运行后，在每个扫描周期中，首先读取预先设定的孔板参数、管径参数、天然气组分等参数，把某一路的压力、差压、温度值分别引入计算中，完成这个扫描周期内的瞬时流量计算，然后把这个结果换算成秒流量m3/s，同时不断对瞬时流量进行累积，求出累积流量。天然气自动计量系统2（3）上位组态部分上位计算机利用OPC软件通过10兆以太网和控制器进行通讯，取得底层设备数据。我们选用北京三维力控公司的组态软件。它通过OPC客户端取得KEP数据库中的数据，完成和底层设备的数据交换。最后生成流量日报表、月报表、历史数据查询、实时曲线显示、计量参数设定等功能。天然气自动计量系统2三部分相互结合，完成一套完整的天然气自动计量系统。天然气自动计量系统2天然气自动计量技术取得的新突破：08年以RTU模式取代PLC，首先对输气末站天然气自动计量控制系统进行了升级改造，提高了计量精度和系统的可靠性，减少了计量纠纷，该模式得到了油田认可，在孤岛压气站、东营压气站与采油厂交接计量中得到应用，提高了油田天然气计量管理水平。天然气自动计量系统21、系统采用了最新的RTU+PC模式来进行天然气流量的计算，瞬时流量和累积流量全部在下位机进行，脱离了计算机死机的干扰。2、天然气流量的计算程序自主开发，计算过程和步骤完全符合SY/T6143-1996的标准，并且计算过程公开，保障了双方的利益。天然气自动计量系统23、排除了现场停电的干扰，这套系统耗电少，一小时仅为1W，是一台计算机耗电的1/500左右，一个小型的UPS就可以保证几天的供电。4、网络功能强大，每个计量点的数据都通过油田网收集到公司的数据库，然后在此基础上统一发布，可以根据权限在办公室里监控所有的计量数据，实时数据可以每秒刷新十次。输油管道检漏防盗系统3技术原理当管道上某处突然发生