张赴先 迟东辉 陈超 胡登艳 张旭 王云鹏

1大庆油田天然气分公司规划设计研究所

2大庆油田天然气分公司机关

近年来，油田自然资源量减少、人员递减、设备设施落后的总体趋势日益突出，大庆油田天然气分公司的装置和管网的自动化、智能化改造势在必行[1]。需采用先进的自动化、数据信息采集分析、计算机和通信技术等数字化、信息化技术来提升油气处理装置自动化程度，提高阀组及管道的精细化调配能力，打造自动预警、科学判断、科学指挥于一体的生产指挥体系，实现操作、管理智慧化，最终达到降本增效、提高设备设施的本质安全能力、管理科学及高效的目的[2]。

1 数字化建设现状

天然气分公司已建油气处理装置29 套（其中轻烃回收装置17套，天然气净化装置3套，原油稳定装置9套），增压站5座，轻烃储库2座，计量阀组间87 座；输气、输烃、输油管道216 条，合计2 027 km；受托管理呼伦贝尔分公司二氧化碳采集、液化、注入业务；四站储气库群先导试验区已投入生产运行，在油田天然气季节调峰中已发挥重要作用。近年来，天然气分公司通过数字化站场、网络设施、生产指挥平台建设，使运行分析更加及时准确，生产指挥更加科学高效，生产管理水平持续提高[3]。

1.1 数字化站场建设

天然气分公司生产布局特点决定了数字化建设的必要性和紧迫性。2015 年起，天然气分公司逐步推进数字化建设，开展了装置集中监控改造工作，目前已完成25 套油气处理装置的集中监控改造（尚有4 套装置计划改造）。将装置运行数据统一传输至中心控制室，生产岗位由原来的87 个整合至目前的33 个，平均每个站场精减操作人员6人，优化了生产组织模式，提高了本质安全能力，进一步提升了现代化管理水平。同时完成了10 座油气加工装置和计量间的安防视频监控系统改造工作，实现了事前预警、事后追踪、实时显示等功能，为安全生产提供了保障。

2018 年，实施了4 座计量间的集中管控改造，将生产运行数据、813计量系统、视频监控系统及可燃气体报警器等数据传输至中央控制室和生产指挥系统，人员精减6 人，2 座计量间无人值守，实现了人员优化配置。

2019年，天然气分公司在北I-2深冷和南八原稳装置试点“自动化工厂”建设，增设自动控制设备73 处、参数预警98 处。投运后员工现场操作频率由每天78 次减少至25 次，不仅降低了员工在室外的操作强度，提高了工作效率，还有效避免了误操作，实现了关键部位的泄漏预警，装置的安全性能得到进一步增强。

1.2 网络设施建设

在网络设施建设方面，进一步完善了42 个生产站队和计量阀组的网络链路，目前27 个生产站场、24 个计量阀组和所有生产辅助单位共78 个节点均接入了油田局域网。

1.3 生产指挥平台建设

自2005 年起，从提高生产效率、降低运行成本出发，针对生产设施分散的特点，逐步开展了数据采集、视频监控、管线巡护、生产运行、应急管理、管道完整性、岗位报表、协同办公等生产指挥信息化建设，完成了1.4 万个生产数据、273 个视频点信息的实时采集，实现生产装置、储库、计量阀组间等设备运行数据的自动采集和在线分析，生产数据量近100 TB，报表统计时间缩短80%，使运行数据更准确，生产指挥更高效，为生产指挥和专业管理的数字化、智能化奠定了基础。

2 数字化建设存在的问题

天然气分公司数字化建设具有良好的基础，起步早、重投入，虽然取得了一些成效，但随着技术的快速发展，距离油田公司要求的“集中监控、无人值守、自动控制”的要求还存在较大差距，主要体现在数字化站场、网络设施、生产指挥平台建设3个方面。

2.1 数字化站场

油气处理装置自动化程度低，目前深冷、浅冷、原稳装置自动控制回路数平均为110、80、16个，不具备“全自动控制”和关键机组“一键启停”功能，如果实现该功能，还需分别增加控制回路数220、160、40个。关键设备运行智能化监测和分析预警的应用仅处于研究阶段。生产装置过程控制系统涉及多个厂家和多个型号，控制系统老旧，58套控制系统中有46套使用年限超过10年，最长年限达27年，性能差，故障率高，维修维护量大，运算速度慢，无法满足自动化工厂的需求。油气生产数据远传数量共计14 000个，仍然有1 200个数据需要进行采集，缺少420块现场一次表。

2.2 网络设施

天然气分公司网络分布范围广，网络链路敷设环境复杂，上联油田企业网出口涉及信息技术公司15 个电话站，网络完善难度大。由于网络设备老旧、不具备远程管理功能，不能满足中石油对交换机安全基线配置要求，存在信息安全隐患。分公司生产装置工控网交换机普遍采用电信级交换机，稳定性、可靠性不足。

2.3 生产指挥平台

现有的天然气业务各应用系统架构技术老旧，不支持云平台运行环境，维护难度大，运行效率低，系统功能不全面、数据集成度不高，信息安全性低等问题日益凸显。同时缺乏统一的技术架构和数据标准，实现精准分析、自动预警和智能决策难度较大，需升级生产指挥系统。

3 数字化建设构想

3.1 油气生产装置智能化工厂建设

3.1.1 深冷装置数字化建设

深冷装置主要划分为3个单元，分别为压缩单元、脱水单元、冷冻分离单元，工艺原理如图1所示。油田伴生气通过集气阀组进入深冷装置，经压缩单元增压后去脱水单元进行深度脱水，脱水后原料气去冷冻分离单元，通过膨胀机制冷、丙烷辅助制冷和脱甲烷分离得到干气和轻烃。

图1 某深冷装置工艺原理Fig.1 Praess principle of a cryogenic unit

目前，深冷装置压缩机组控制部分存在的问题主要有：装置自动化程度低，装置控制以手动为主，报警功能不完善；电动机转速不能调节，只能采用入口阀截流方式调解流量，压损严重，能量利用率低且压力波动大，控制难度高；压缩机组控制系统子系统间控制及通信复杂，无法实现一键智能启车；在启车和运行维护时，需要现场工作人员时刻关注机组变化，进行很多人为操作；机组控制系统中油路系统、密封系统、电动机外冷却系统、相关冷却系统和站内管路等子系统无法综合起来实现全自动控制功能；受上游工艺来气量波动影响，三段出口压力波动大，流量波动大。

解决以上问题，需进行以下改造：

（1）压缩机调速控制。压缩机组控制由原来入口阀控制改为变频调速控制，入口阀全开；压缩机性能控制分为入口流量控制和三段出口压力控制两种方式，操作人员可通过操作按钮进行切换选择，切换选择过程中，流量设定和压力设定实现无扰切换。当流量或压力检测点出现故障时，控制系统将立刻发出报警，并将操作模式从自动模式切换为手动操作模式[4]。

（2）压缩机一键启动改造。润滑油冷却器及干气密封系统相关阀门均更改为气动薄膜调节阀，干气密封系统相关阀门更改为气动控制阀，实现全自动控制；润滑油泵、润滑油箱加热器、主电动机加热器等低压电气设备的启停信号均由压缩机控制系统控制，实现全自动控制；在启机前模拟检测工作方面，压缩机控制系统中增加一个DCS（集散控制系统）满足启机的输入信号，包括电动机吹扫、导热油、分子筛等，实现压缩机组自动启动、自动停机、自动加减载调速、自动防喘振控制[5]。

除此以外，计划开展以下两个方面的工作：按照压缩机的改造方式对膨胀机实施全自动控制改造；按照系统—单元—控制点的逻辑顺序，以装置工艺单元为节点，以单一控制点为要素，分单元逐点对功能完善、参数适应、操作影响和安全性等4方面进行梳理并进行自动化改造，增加必要的仪器仪表、自动化设备。通过数字化建设，使装置实现“一键启停，全自动控制”，参数调节更及时、更精准，减少员工操作频率。

3.1.2 原油稳定装置数字化建设

原油稳定装置主要分为原油缓冲和进料单元、原油换热和加热单元、原油闪蒸和三相分离单元、轻烃储运单元、油吸收单元及排污单元共计6个单元，工艺流程如图2所示。主要工艺原理是对原油进行加热、闪蒸后分离出天然气、轻烃、原油，原油回到采油厂。

图2 某原油稳定装置工艺流程Fig.2 Process flow of a crude oil stabilization unit

目前，原油稳定装置存在的问题主要有：装置自动化程度低，装置控制以手动为主；报警功能不完善；装置进料波动大，异常工况无自适应功能；来油高含水的频率逐年升高且高含水问题日益突出。为此，需从装置的原油进料单元、换热单元、加热单元、稳定和分离单元、不凝气常温油吸收单元分别进行优化控制，再以轻烃产量、产品质量、能耗为控制约束，进行装置整体调控，实现装置全流程优化控制。

具体措施如下：

装置投运时采用手动控制，达到平稳控制后，实现手动/自动切换至装置全流程控制。

引入动态建模控制技术，进行PID参数在线整定和单元优化控制，有效克服工艺扰动及原料属性变化对装置的影响。原油进料单元实现缓冲罐出口流量动态稳定；加热单元实现加热炉出口管线防偏流控制，加热炉出口管线温度控制；原油稳定及分离单元实现空冷器出口管线温度控制，稳定塔压力、稳定塔温度、空冷器出口温度平稳；不凝气油吸收单元实现入口压力稳定。轻烃储运和污水排放单元实现自动控制，减轻操作人员劳动强度。

通过基准模型理论分析，与现场工况实际数据校核，采用动态建模技术，含水率3‰以内时，以装置产量为约束条件，实现控制加热炉出口温度等工艺参数；原油高含水率（3‰～8‰）时，实现加热炉出口温度、稳定塔塔顶温度、塔顶压力、空冷器出口精准控制，避免高含水对装置的影响；原油超高含水率（8‰）以上时，实现装置来油自动越站、站内循环、加热炉烘炉自动控制，原油含水率在设定时间后回到8‰以下，自动恢复装置正常运行。

采用动态建模技术，实现对装置整体调控。以轻烃产量、产品质量、能耗为约束条件，设定装置原油流量轻烃产量后，装置各工艺单元按照已设定最优控制点，自动调整加热炉温度、塔顶温度、塔顶压力、空冷器出口温度、不凝气压缩机入口压力等参数，实现产品产量和效益双提升。

3.1.3 智能化油气生产装置建设

近年来，随着员工队伍老龄化严重，退休人员增多，新入厂员工减少，给工作安排和人员管理带来了很大的困难。因此，提升装置生产过程智能化程度，改变安全管理方式，变人防为技防，从而提高装置的自动化程度，减少员工劳动强度与提高工作效率，是数字化建设的发展要求。

建立三维工厂模型，使管理人员可以远程漫游并实时查看工艺流程与设备参数。将采集到的设备运转数据实时展示到3D 可视化模型，在该模型中，管理用户通过鼠标与模型进行交互。当用户鼠标停留在某个设备上时，该设备高亮显示并弹出气泡提示诸如设备规格、型号、生产厂家、设备负责人等简要的设备信息，单击该设备可跳转至设备详细信息页面，并可跳转至该设备的维护保养计划管理页面，还可设置模型中某设备接近维护时限时在图上动态高亮提示。管理人员可通过模型远程实时观测装置运转情况，建立数据分析诊断系统，对历史运转数据进行图谱分析，预判故障，并自动给出决策建议，减少人为分析查找时间，提高解决故障的效率[6]。

实现设备智能化检测。采用非接触红外检测器、振动传感器、声学成像仪、燃气检测等装置对厂区设备进行监测，代替人工对运行设备的温度、声音、有无泄漏等的巡检工作，将设备运转情况与各项参数上传到网络，使员工和管理人员可以远程掌握[7]。

实现智能视频巡检。通过与厂区视频监控进行联动或增设相对应的高清摄像头，对站、厂内关键巡检路线进行远程视频巡检，并且可以对巡检关键点与设备放大进行详细查看。根据实际需要，制定巡检周期，联动云台视频对巡检路线上的多个检测点进行定时放大查看，如果有异常，则报警告知。利用系统视频摄像头联动装置，实现电子自动巡检，从而代替人工巡检，保证装置安全、稳定运行。

3.1.4 变电所无人值守建设

天然气分公司目前共有运行电工248人、维修电工86 人，如继续按照目前人员配置模式，面临的主要问题是缺员，因此进行变电所无人值守建设势在必行。拟按照无人值守变电所的相关要求，从变配电所“五遥”、电气设备在线状态监测、消防及安全防范装置完善、电力专用网络建设等方面着手，建立以SCADA 系统为核心的电力集控中心，对变电所进行远程监控，实现变电所的管理模式由“电力调度+N座变配电所”向“1座电力集控中心（含电力调度）+4 个控区”模式的转变，变（配）电所区域划分如图3所示。同时，在变（配）电所增设电力巡检机器人48 台，与电力集控中心进行双向信息交互，包括机器人的运行状态、巡检任务采集到的可见光图像、红外成像、表针读数、设备状态等信息，并按照巡检时间、任务、设备名称等条件进行巡检数据查询，提高电力系统设备设施智能化监测与预警能力，最终实现变配电所的无人值守。

图3 变（配）电所分区域操控图Fig.3 Regional control diagram of substation and distribution station

3.1.5 计量间无人值守建设

对生产数据采集、视频监控、可燃气体报警系统、网络传输、RTU等硬件和软件进行完善，采用分区块集中监控管理的模式，将59座计量间按6个区块集中监控，达到计量间无人值守，区块控制室对辖区计量间统一管理、集中监控。通过无人值守改造，有效缓解倒班人员不足的问题，富余员工可在天然气分公司范围内合理调配或充实到业务拓展岗位。

3.1.6 设备在线状态监测功能完善

天然气分公司共有各类压缩机111台，其中离心压缩机13台，螺杆压缩机18台，往复压缩机72台，膨胀机（同轴增压）8 台；大型机泵359 台（套），其中原油泵51 台，轻烃泵144 台，胺液泵14 台，空压机组45 套，大型高压电动机105 台。这些压缩机和机泵是油气处理环节的大型关键设备，其资产原值高、规格庞大、维护费用高、能耗大、安全影响大，急需引进先进的设备监测和维护技术，并实现远程、在线状态监控。2017 年，集团公司信息管理部启动工业互联网平台（设备运行实时监控管理系统）项目（C11），C11项目建设能够提高重点关键设备健康感知水平，保障装备安全、平稳运行，实现设备在线状态监测、实时预警、预测性维护，保障企业生产平稳。项目建设内容包括数据传输、边缘接入、工业大数据、通用PaaS、统一运营、决策支持管理等共12个模块。

2020 年，天然气分公司预计将31 台压缩机运行状态参数接入工业互联网平台，剩余80 台压缩机和359 台大型机泵还需继续立项以完善传感器、网关和综合传输设备，并将运行参数接入工业互联网平台。通过对关键设备进行状态监测完善，实现计划性维护向预防性维护转变，防止维修不及时造成故障扩大化，杜绝过度维修及少修漏修；使分散的技术人员与各层级设备管理人员变为集中监测、专项管理人员，提高诊断分析和设备管理水平。

3.2 油气管网数字化建设

3.2.1 集气、调气系统自动化建设

喇萨杏油田天然气主要为喇萨杏油田伴生气，其集输系统大致可分为集气系统和调气系统两个部分。该油田共建成与天然气分公司交接的集气（增压）站34 座，集气（增压）站至天然气处理装置集气管道40条，线路总长154.9 km。调气系统由增压站、调气管道、阀组组成，承担区域内及区域间的调气任务，共建设增压站5座，调气管道18条。

天然气分公司共建有13 座同时具备集气、调气功能的湿气阀组，典型流程如图4所示。

图4 湿气阀组典型流程Fig.4 Typical process of wet gas valve group

通过手动阀门控制进入气处理装置（这里主要指深冷装置）和调气系统的气量，其中进入调气系统的手动阀门处于常开状态。进入调气系统的气量主要由气处理装置手动阀门的开度来进行控制，一般来说，开度越小，调气量越大。存在的问题是：当调气系统压力较低时，由于装置的手动阀门操作不及时，气处理装置负荷率在未达到100%的情况下，阀组湿气就被调往其他装置处理，影响天然气深冷化率和气烃产量；另外，调峰装置（这里主要指浅冷装置）湿气阀组内各联合站来气、调气系统压力信号采集不完善，且未远传，联合站来气压力高时不能及时启动调峰装置调节系统压力，未达到充分集气、合理调气的目标，调峰装置作用发挥不充分，调气管网运行效率不高。综合以上两个方面的问题，将建设可调控集气、调气系统，保证各深冷装置负荷率，并充分发挥调峰装置的作用，保证全部湿气进入装置。

集调气系统自动化建设思路：①更换主要运行装置（深冷装置）湿气阀组内进入调气系统的手动阀门为电动调节阀，阀位反馈至天然气分公司调控中心；②完善调峰装置阀组内各联合站来气、调气系统压力数据采集并远传，用来气和调气系统两者的压力差去控制调峰装置入口电动阀门（需新建）的开度，来气压力高时启动调峰装置，尽量多集气；③调控中心新建湿气调控平台，将阀组流量、压力信号及调节阀信号传送至调控中心，实现在调控中心远程进行集气、调气操作。通过建设可调控集气、调气系统，保证深冷装置高负荷率，充分发挥调峰装置作用，最终达到多处理伴生气、多产深冷烃的目的[8]。

3.2.2 天然气长输管道自动化建设

A、B 长输管线共设有9 座阀室，各阀室配有带爆管检测系统控制单元的气液联动执行机构，可在线监测管线压力及压降速率，实现超压报警及自动切断。存在的主要问题有：阀室干线压力、压降速率及气液联动阀阀位反馈等参数无法远传至站队及大队，阀室气液联动执行机构无法实现远程开启、关断；站场控制系统不完善，目前A长输管线首站A1 站无ESD 站控系统，无法实现进出站气液联动执行机构的远程开启、关断，且无连锁放空等功能；A 长输管线A2 站、B 长输管线B1 站ESD 站控系统无对应进出站气液联动执行机构的阀位反馈及阀门控制。为此，将进行以下改造：对A、B 长输管线9 座阀室气液联动执行机构各加设一套RTU，包含现场太阳能供电设备、数据采集设备及执行机构远程控制设备；建立A1 站ESD 站控系统，实现进出站气液联动阀、放空阀的远程连锁控制；完善A2、B1 站ESD 站控系统，在系统中增加进出站气液联动执行机构的阀位反馈及阀门控制功能[9]。

通过长输管道自动化建设，实现二级管控：站队对站场所有调节阀可远程控制，对所有数据可远程监控；天然气分公司调控中心对站场关键调节阀可远程控制，对关键数据可远程监控。

3.3 网络设施改造

3.3.1 数据采集系统提升

在数据采集方面，升级或新增数据采集计算机，增加数据传输网络安全防护设备，升级数据采集系统平台软件，并对天然气分公司现有实时数据采集系统进行整体升级、优化。

通过建设分公司实时数据采集系统，使系统运行效率、稳定性、安全性和扩展性进一步提升，实现生产过程、油气集输、贸易交接等实时数据的集中采集和统一管理；通过系统升级提高操作的便捷程度和操作效率，为远程自动预警、精准分析、跨平台操控等深化应用提供技术支持，让管理人员能够随时掌握生产情况。

3.3.2 生产网建设

对分公司生产网络的传输路由、数据流量等情况进行充分调研，制定改造建设方案，运用有线、无线、卫星、5G、6G 多种方式融合，优化生产网路由结构，建设边界清晰可控、双链路及双设备冗余，安全性高、可靠性强、逻辑独立的生产网。

通过建设，使分公司的生产网络覆盖更加全面，边界更加清晰可控，可靠性更强，传输承载能力、容灾能力、安全防御能力将进一步提升，满足数字化管控的网络传输需要。

图5 调控中心平台建设构想Fig.5 Conceive of control center platform construction

3.4 调控中心平台建设

基于中石油勘探与生产信息化顶层设计和大庆油田整体规划方案，面对天然气分公司精细管理、集中控制的实际情况和未来需要，升级分公司生产指挥系统，依据中石油统一的技术框架和数据标准，梳理、整合现有的应用系统和数字资产，建设生产监管、管网调控、设备诊断、应急指挥、安全环保、技术保障、协同应用等于一体的智能化生产管理信息平台和数据共享中心[10]（即调控中心），调控中心平台建设构想如图5所示。

通过生产管理平台建设，可为探索实现油田天然气、轻烃和二氧化碳业务的操作集中化、运营精细化、决策智能化管理目标提供技术支撑。

4 结束语

天然气分公司生产装置自动化程度低，安全风险高，人员递减严重，信息化设施落后，亟需加快自动化、智能化改造步伐。为此，通过增加自动化设备、仪器仪表，应用三维、智能化巡检、状态监测技术，提升装置的自动化程度，提高管网精细化调配能力。力争在“十四五”期间，站场实现全自动控制，管网实现二级调控，生产指挥平台标准化、可视化、智能化；“十五五”期间实现站场无人值守，建成天然气分公司集中操控中心，实现操作、管理智慧化，最终达到降本增效、提高设备设施的本质安全能力、管理科学高效的目标。