油气田站场无人值守探索及展望

张玉恒，范振业，林长波

（中石化石油工程设计有限公司，山东 东营 257026）

由于油气田各区块、油气输送增压/集气站场的位置相对较偏远、交通不便利、自然环境恶劣、倒班轮换周期较长等条件的限制，对站内运行、值守人员产生较大的生理及心理压力[1]。通过建设无人值守站，可以避免员工暴露在高风险环境之中，提高了人的安全性；采用计算机操作提高了运行的可靠性和效率，从而达到安全、可靠、高效的基本要求。同时，油气田无人值守站建设也是落实中央关于“转方式、调结构、促发展”要求的重要举措。

1 无人值守管理模式

目前较为成熟的无人值守管理模式主要有如下几种：中心站场模式、集中管理模式、高水平无人值守模式。

1.1 中心站场模式

以普光气田和输气管道为代表，是依托中心站场，实现对周围几座站场的监控和巡检，便于快速事故处理，多用于高危险站场或复杂站场。

1.2 集中管理模式

以胜利油田“四化”，胜利埕岛油田和元坝气田为代表，采用集中监控，集中或分区域管理，适用于流程相对简单、依托条件较好的站场。

1.3 高水平无人值守模式

以海外部分无人值守平台为代表，除了实现无人值守远程控制外，不需要例行巡检，每年只巡检有限次数即可。

2 无人值守设计

2.1 无人值守站场的技术要求

通过对站场运行、岗位设置、操作频次等的调查，对需人工频繁操作的地方实施自动控制改造，达到现场无人操作或操作频次少，实现无人值守[2]。

无人值守站场应配置数据采集控制系统，负责采集控制站场内的：远控阀门、压力、温度、液位、流量、电参、加热系统等仪器仪表的参数，各仪表设备应具有就地显示及信息远传双重功能[1]。

无人值守站场应配置相应的视频系统和安防系统，实现运行情况监视、入侵探测、防盗报警、出入口控制、安全检查等主要功能。视频和安防系统信号应能够传至监控中心，并具备远程控制、布防、撤防等功能。防区划分应做到避免盲区和死角，有利于报警时准确定位，视频监视和安防系统宜紧密集成[1]。条件许可时可考虑视频与报警的联动。

无人值守站场在保留必要的基本生活设施前提下，可适当简化原常规站场内的为人服务设施。

2.2 设计理念

1）适时开展科学的评估分析

如HAZOP、QRA 和SIL 分析等，根据分析结果指导项目设计和实施，用数据代替经验。

2）工艺流程优化

从提高站场可控性、可靠性、可操作性及保护功能方面考虑，做到尽量简化流程，合理配置执行机构，适当增加监测点，简化辅助系统设计。对于全新建设的无人值守站场可在设计之初进行综合考虑。

3）简化站场设计

如合并站控室、机柜间、阴保、UPS 间，简化HVAC设计等。

表1 有人值守与无人值守站场的区别Table 1 Difference between unattended and unattended stations

4）提高综合监测能力

增加电力设备监控、可燃气体微小泄漏、监控备用通信、HVAC 监控、视频全覆盖、门禁等，提高有效的辅助远程综合监控手段。

5）提高SCADA 及站控水平

站场运行工艺控制、流程及设备操作采用SCADA 系统集中管控，通过实现站场自动逻辑控制、报警管理、ESD关断和事故处理，实现远程设备诊断，降低人为原因产生的操作不确定性或不安全因素，提高站场的管理水平。

通过无人值守站场建设，可有效促进管理模式的转变，压减管理层级，实现运维队伍的专一化、专业化。由各站的分散管控变为集约化的集中管理/中心站管理模式。此外，无人值守站的建立，可以有效缓解人力资源不足的问题，同时也为实现智能化油气田打下坚实的基础。

2.3 无人值守站设计需要注意的问题

有人值守和无人值守最大的区别是是否有人常驻现场，无人值守模式对现有的控制系统及管理水平提出了更高的要求。

因此，为实现高水平的无人值守，需要满足以下条件：实现无人操作，远程控制；及时有效的故障处理措施；自动巡检技术（智能巡检）的应用。

1）实现无人操作，远程控制

自动化程度高、仪表控制系统及通信网络具备高可靠性，以及完善的远程诊断手段，保障主要工艺系统自动、安全、平稳运行，是实现无人值守的前提条件。

2）及时有效的故障处理措施

工艺设计允许自动切换或考虑充分的设计余量，当故障发生时可自动进行事故处理，尽量不影响正常运行，为人员赶赴现场争取充足的时间；自控、视频、安防系统联动，快速准备定位异常事件；对报警信息进行有效的优化管理，防止报警泛滥，实现有效报警。

自控判断备用回路的在运状态：自控回路状态反馈；重要手动回路通过智能读表系统判断手动阀开关状态等。

自动切换逻辑：顺序控制-主要回路/设备具备一键启停功能；冲击负荷控制，保证工艺流程平稳切换；运行时间控制，可根据运行实际自动切换主备流程，保证备用回路的“热备状态”。

图1 保护层设计Fig.1 Protective layer design

3）自动巡检技术（智能巡检）的应用

作为对无人值守站场的保障措施，利用现有技术手段，例如自动抄表、视频巡检、隐患识别（跑冒滴漏）、视频报警联动等代替人工巡检，实现高水平的无人值守。

2.4 可靠性保障

2.4.1 两个保护层设计

无人值守站场的自控系统负责预防阶段的两个保护层控制。即通过过程控制系统PCS 负责正常生产流程的控制和调节，以及报警功能；当超出其调节能力或者发生紧急情况时，安全仪表系统SIS 及时介入，实现安全停车。

以储罐液位为例（见图1），PCS 系统负责正常运行时的液位检测及联锁调节，当液位超出一定限值时进行报警，并提醒操作人员进行处理；当液位仍然无法控制并继续变化超越一定限值后，SIS 系统接入动作（紧急开关阀门或启停泵），并给出更高一级别的报警。

此外，还需要考虑仪表和控制阀的分别设置——以天然气脱硫部分的原料气聚结过滤器为例，PCS 和SIS 分别设置2 台独立的液位检测仪表，调节阀和紧急切断阀也独立设置。

2.4.2 仪表可靠性设计

对于站内重要的控制回路，按照兼顾可靠性又兼顾可用性的原则，采用2oo3 的结构。

多块仪表的偏差报警：在同一监测点设置多台变送器时，设多值比较画面，出现偏差时进行报警。多台变送器可以是在同一检测点处设置的分别进SIS 和PCS 的仪表，或者是同一安全仪表回路2oo3 的仪表。偏差值报警限可设5%（可根据具体应用调整），在同一检测点上任意两块变送器间偏差超过偏差限设定值时，应进行偏差报警，提醒操作员及时对仪表进行维护，从软件上提供仪表可用性，避免因仪表故障引发更大事故。

图2 控制系统保障Fig.2 Control system guarantee

图3 大中型油气田站场智能化建设架构Fig.3 Intelligent construction of large and medium-sized oil and gas field stations

2.4.3 控制系统的可靠性设计

见图2。

2.4.4 远程诊断及设备管理

采用设备管理系统，通过HART 协议采集现场远程仪表、控制阀门的诊断信息。通过振动监测系统或设备自带控制器，实现外输泵、压缩机等转动设备的振动、轴位移、温度等信号的采集和状态监测。实时、准确掌握仪表、关键设备的运行状态，从而实现所有仪表及关键设备的全生命周期管理。

2.5 无人值守关键技术

基于SCADA 平台设置相关高级应用服务器及软件，并打通视频和安防系统，为高水平无人值守提供技术支撑。使用虚拟化技术，利用多台服务器搭建高级应用平台，在平台之上根据需要，动态分配资源给不同的高级应用使用。由虚拟化平台统一管理各物理服务器的CPU、内存、存储设备及外部接入设备，然后进行资源再分配。

2.5.1 高级报警管理系统

报警的主要功能是在过程异常或设备故障时，提醒操作员和其他人员进行处理或响应。无人值守站场正常运行均自动完成，操作员只需响应报警处理必要的问题即可。因此，保证有效报警，避免报警泛滥是报警管理的首要目标，也是保证无人值守的重要一环。

图4 智能抄表Fig.4 Smart meter reading

报警管理系统具有报警优先级设定、过滤无效及虚假报警、保证有效报警输出，提升报警响应速度以及具备历史记录及趋势预测等功能。可以进行有效的管理和评估，进行环比分析，对导致长期和大量报警的工艺和设备瓶颈进行改造消缺，形成管理闭环，报警统计结果还可应用于班组考评统计中，为管理者提供分析、管理、考核依据。此外发生报警时，控制系统还可依据操作规程判断报警原因，给出建议的处理方案。

2.5.2 自控、视频、安防系统联动与数据融合

实现全站的，自控、视频、安防系统联动与数据融合，达到智能视频的目标。可以根据摄像头的现场部署，按节点分层管理摄像头，并对摄像头进行预置位的组态；对视频画面进行布局及显示内容进行组态、关联组态，添加并关联巡检路线，配置并关联异常事件组态等。以及常规的云台控制、抓拍、录像等，提供图像识别一览和历史信息一览等操作记录查看。

2.5.3 智能抄表

自动读取关键参数的就地表指示、阀门开关、手自动状态等，自动记录抄表状态和相关数据，生成抄表报表，并与SCADA 中相应采集值进行比较，偏差超过阈值时报警。对于涉及主备用流程切换的手动阀门，通过视频识别其开关状态，以确认备用流程/设备是否具备自动投切条件。

2.5.4 隐患识别技术

通过视频、红外热成像以及激光扫描式可燃气体检测技术，识别火焰、跑冒滴漏、设备超温、阀门卡堵、法兰腐蚀、保温层脱落和微小泄漏等。

1）智能红外热成像与视频复合

图5 红外热成像技术用于隐患识别Fig.5 Infrared thermal imaging technology for hidden danger identification

图6 激光扫描式可燃气体检测系统Fig.6 Laser scanning combustible gas detection system

工业现场工艺区的温度变化往往意味着事故隐患的产生，例如跑冒滴漏、火气等异常情况均会在事故源周围产生不同情况的温度变化。通过红外热成像图像识别，可以比目测更有效地判定。可以有效弥补可见光视频监控的不足，及时发现隐患和事故。

2）激光扫描式可燃气体检测——站场微泄漏检测

站场无人值守后，日常巡检中难以早期发现的微小泄漏，如引压管、螺纹接口、密封盘根等的刺漏，存在酿成大事故的可能。而站场开放区域安装的点式可燃气体探测器只能探测较大泄漏或恰巧在探测器旁的小泄漏。因此，建议增加可燃气体微泄漏监测手段。如激光扫描式可燃气体检测系统可实现PPM 级的泄漏报警，可实现大范围的实时监控，及时提醒操作人员处理。

3 油气田智能化建设展望

智能化既是国家大战略，又是集团公司的发展方向。以九江石化为代表的智能工厂建设已在中石化下游蓬勃开展。油气田及管道领域的智能化也在不断推进，正在设计的顺北油气田、新气管道和鄂安沧管道按照智能管道工程进行建设，力争实现部分站场无人值守。

图7 全面感知信息网Fig.7 Comprehensive perception information network

通过智能化油气田建设，全面感知油田动态，自动操控油田活动，预测油田变化趋势，持续优化油田管理，虚拟专家辅助油田决策，用计算机系统智能地管理油田。实现油田生产过程自动化、业务管理协同化和全面信息共享，力争达到“看地图调度，听数字指挥，让数据说话”[3]，实现降本增效，提高劳动生产率，提高安全运行水平，提升应急响应能力，提高科学决策和管控能力。同时，围绕油气田核心资产全生命周期管理，打造全面感知、集成协同、预警预测及分析优化4 项能力，助力“高效勘探，效益开发”，实现企业资产价值最大化。

3.1 智能高级应用平台建设

常规的智能化方案，重点强调的还是数字化和信息化的建设，从层次结构上基本分为两层：第一层是基础系统层，主要是数字化管道的建设，包括自控、网络通信、安防等，实现生产信息的全面感知、自动控制及可视化，实现站场的远程监控和操作。第二层是智能管理平台层，以工程建设平台形成的虚拟输气管道模型为驱动，读取基础系统信息，进行数据挖掘和利用；提供第三方接口，与ERP 等系统连接，实现数据在多系统的互联互通。智能管理平台一般由网络/通用软件开发商开发，缺少与实际工艺过程紧密结合的智能属性，主要是完成互联互通及信息处理和发布，因此从功能上看应该叫信息化平台更贴切。

为解决智能化应用的痛点，让智能化真正落地，建议在基础系统和智能管理平台之间再增加一层“智能高级应用系统”。该系统应基于SCADA 平台，打通视频和安防系统，通过专用软件、设备的应用和研究，实现智能控制、智能巡检。同时，随着生产运行数据的积累，不断进行数据挖掘和应用研究，进一步实现智能预测和智能分析，从而为高水平无人值守以及智能化提供技术支撑。

3.2 建议

在智能油田规划指导下，油气田智能化建设建议分3步实施：初期达到无人值守、定时巡检的控制水平；中期实现无人值守、智能巡检；最终目标是实现无人值守、智能巡检、智能优化和智能管理。

4 结论

在油气田站场无人值守建设探索的过程中，需要解放思想、转变观念、在实践中创新，充分发挥采油管理区的主观主管能动性。同时需要认识到，无人值守不能仅仅局限于信息化等技术手段，还涉及劳动组织结构的变革、操作规程的调整以及应急预案等配套管理制度的制定，这些因素的共同努力和作用才是实现油气田站场无人值守乃至智能化油气田的关键。