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输油气管道仪表自动化系统 1、输油气工艺简介 2、仪表自动化系统在输油气管道中的作用 3、仪表对主要设备的监控功能 4、长-呼管道自动化简介 5、输油气管道常用仪表 6、常用仪表的工作原理 7、常用仪表的基本操作及日常维护第一节 输油气工艺简介1、 原油输送工艺高粘度、加温加压输送。2、 成品油输送工艺顺序输送、加压输送、特点分清油品界面、混油的处理。3、 天然气输送工艺低温液化、有水合物（冰堵）、加压输送。第二节 仪表自动化系统在输油气管道中的作用一、 输油气站场的主要设备1、 输油泵（做工）2、 加热炉3、 流量计4、 储油罐5、 色谱分析仪（热值、组份）6、 压缩机管道输送天然气是在一定输送压力下进行的。天然气在长距离管道输送过程中，能量不断消耗，压力逐渐降低，管线的输送能力随之减弱，这将影响天然气的继续输送，减少输送量，以至大大影响用户的生产和生活。因此，为了克服天然气输送距离的限制，使天然气在流动中消耗的能量得到及时补充，连续不断地输送到目的地，并使管线的输送能力得到提高，就需要提高天然气的输送压力，即根据天然气能量消耗的情况，每隔一定距离对天然气进行一次增压，使天然气在输送过程中逐段得到能量的补充，从而保证用户的用气需要。离心式压缩机的典型结构:(见下页图)压缩机的主轴带动工作叶轮旋转时，气体自轴向进入，并以很高的速度被离心力甩出叶轮，进入具有扩压作用的固定导叶中，在这里其速度降低而压力提高，接着又被第二级吸入，通过第二级进一步提高压力，以次类推，一直达到额定压力。1Pa=1N/m21Mpa=106Pa巴（bar）：1bar=105Pa7、 分离器（包括消气器）8、 收发球筒（仪表就是为这些设备服务，为输送工艺服务。运行人员巡检看仪表，坐在值班室监控仪表。设备，工艺发生故障事故仪表要报警、要保护。）第三节 仪表对主要设备的监控功能一、名词解释 1、监控与数据采集系统SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）system以计算机硬件和软件、通讯系统、PLC系统为基础对现场设备进行数据采集、处理、显示和控制的系统。（由调度控制中心主计算机与多套分布在各站场的远程终端相连的系统。该系统可通过计算机实时地接收来自远程终端的数据，或向其发送数据和指令，实现对整个生产过程进行数据采集、监视与控制。）2、PLC Programmable Logic Controller 可编程逻辑控制器3、RTU Remote Terminal Unit 远程终端装置4、GPS Navigation Satellite Timing And Ranging Global Position System全球定位系统（GPS）是以卫星为基础的无线电导航定位系统，具有全能性、全球性、全天候、连续性和实时性的导航、定位和定时的功能。5、ESD 即Emergency Shutdown Device是紧急停车装置的缩写，这种专用的安全保护系统6、自动化仪表 automation instrumentation对被测变量和被控变量进行测量和控制的仪表装置和仪表系统的总称。7、测量仪表 measuring instrument单独地或连同辅助设备一起用以进行测量的仪表。它包括各种实验测量仪器、现场仪表和盘装显示仪表。注：一般将测量油气管道进出站压力、温度和流量仪表，测量油罐液位仪表，以及用于控制的测量仪表称之为重要参数测量仪表。8、现场仪表 local instrument安装在控制室外的仪表，一般安装在被测对象上或被测对象的附近。它包括显示仪表和传感器。9、变送器 transmitter输出为标准信号的一种传感器。10、执行器 final controlling device控制系统中直接改变被控变量的装置。注：阀门执行器由执行机构和阀体两部分组成。通常根据不同供能物理介质，称接受模拟信号的各类阀门执行器为电动调节阀、液动调节阀或气动调节阀等，称接受数字信号的各类阀门执行器为电动阀、液动阀或气动阀等。11、仪表控制系统 instrumentation control system由仪表设备装置、仪表管线、仪表动力和辅助设施等硬件，以及相关的软件所组成控制系统。12、控制中心 control center 监控整条管线的生产过程和进行生产运行调度管理的所在地。13、站控系统 control system of station 对站场的工艺和设备进行监控的计算机系统，它可以接受来自控制中心主计算机系统的控制命令并向其传送实时数据。14、调度控制中心监控各油气管道输送、进行生产运行、调度、管理的中枢。它包括主调度控制中心和备用调度控制中心。15、主调度控制中心 监控各油气管道的生产过程与进行生产运行、调度、管理的主要中枢。16、备用调度控制中心 监控各油气管道的生产过程与进行生产运行、调度、管理的第二中枢。当主调度控制中心发生故障时，能立即接管其监控功能。17、监视监视是指利用计算机终端对SCADA系统采集到的各场站和RTU阀室的生产过程变量和设备数据进行观察、监督和分析，对管道生产运行进行管理。18、监控即远程监控，包括“监视”和“控制”二种功能。油气管道监控可以分为调度控制中心远程监控和站场监控。调度控制中心监控是指利用SCADA系统，通过计算机和通信网络实时接受远程终端（RTU/PLC）的数据，和（或）通过计算机向其发送数据和指令，实现对管道和管网生产过程中各种变量进行数据采集、设备状态的监视和控制。站场监控是指油气管道各站场通过计算机系统实时地对站场生产过程的工艺系统和辅助系统的过程参数设备状态进行数据采集、监视和控制。19、一级调控管道调度控制中心能够通过SCADA系统直接对输油（气）站场的生产过程进行调度、操作和管理，实现对生产过程中的数据采集、设备状态监视和控制等。20、二级调控管道调度控制中心只采集数据，通过电话等方式下达指令到区域调度中心或地区公司下属分公司（管理处）的调度室，由输油（气）站场的各站控制系统执行对生产过程的操作和控制。二、油气管道控制功能划分SCADA系统是管道运行的核心组成部分， SCADA系统的完善与否不仅代表着管道建设水平的高低，同时还是衡量管道运行好坏的一个指标。 三级控制的相互关系1、在调度控制中心与站场间通信正常的前提下，一级调控管道均为调度控制中心远程控制。流量、压力、温度、设备运行状态等所有与工艺主流程有关的参数、变量均应能够在调度控制中心进行监视，并可实现对远程控制设备进行远程控制操作。2、在调度控制中心与站控间通信故障时或调度控制中心出现意外事件（系统故障、检修、失电、恐怖袭击等）时，经调度控制中心授权，站控制系统获得控制权，可进行站控级控制。3、站控级控制包括对本站流量、压力、温度、设备运行状态等所有与流程有关的参数和设备的监控，以及对消防系统、供电及变配电系统、通信系统、阴极保护系统等的数据采集和运行监控。4、就地控制是在站控设备由于系统、通信、电力故障等意外情况下，不能完成对现场设备执行远程控制而进行的由人工进行的就地操作控制方式。5、调度控制中心只对二级管道的主要参数进行监视，其流量、压力、温度、设备启/停等指令通过电话等方式下达。二级管道的控制主要由站场级控制完成。6、三级控制的优先级顺序：调控中心控制远程控制-站场控制-就地操作。 一级调控管道调度控制中心应具备的功能：1、调度控制中心负责管道生产数据的处理、分析及调度管理决策。具备的远程监控功能是基于管道沿线各站场和RTU阀室预先设定的控制逻辑而实现的，主要包括： a） 对全线生产运行实行统一调度指挥； b） 监视各站场和RTU阀室主要运行参数和设备运行状态； c） 对站场主要工艺参数进行设定； d） 通过SCADA系统向站控制系统和RTU阀室下达操作指令，对现场设备进行操作控制； e） 触发全线、区域或站场、阀室ESD紧急关断系统； f） 全线启输、停输（包括计划停输和事故停输），增量或减量输送，注入和分输的批次、流量、压力控制。2、调度控制中心对输油管道远程监控的范围： 2.1 远程控制的范围 a） 输油泵、给油泵机组的主/备用切换和启停； b） 主工艺流程切换，包括过滤器、流量计、调节阀等设备主/备用切换和启停； c） 界面跟踪、油品切换和混油切割； d） 加热炉启停控制； e） 设备单体、区域、场站、干线ESD阀的远程操作； f） 注入量、分输量工艺参数的设定控制； g） 油品温度、压力、流量等运行参数的控制； h） 压力和（或）热力越站的操作； i） 全线停输和启输、增量和降量输送操作； j） 线路截断阀的控制； k） 触发全线、站场、区域或单体设备ESD紧急关断系统。 2.2 远程监视的范围 a） 储罐液位、温度监视； b） 输油泵、给油泵机组本体运行状态及各种温度、振动、泄漏等监视； c） 工艺站场主要检测点温度、压力、流量等监视； d） 加热炉状态、进出炉温度监视； e） 站场地温和管道沿线阀室地温； f） 泄压系统状态； g） 降凝剂注入流量； h） 计量系统状态及温度、压力； i） 站场（包括RTU阀室）通信状态； j） 供、配电及发电系统状态、参数的监视； k） 站场火气系统状态监视、综合报警和故障报警监视； l） 输油泵、加热炉等主要耗能设备的监视。 m）线路截断阀状态的监视。3、调度控制中心对天然气管道远程监控范围： 3.1 远程控制范围： a） 站场流程操作，包括过滤分离设备的主/备切换、启停； b) 压缩机组等主要工艺设备的启停； c） 分输流量/压力参数设定和控制； d） 设备单体、区域、场站ESD阀的远程操作； e) 流量计主备流路切换和启停； f） 调压流程主备切换和启停； g） 线路截断阀的控制； h） 触发站场、区域或单体设备ESD紧急关断系统。 3.2 远程监视范围： a） 压缩机组运行状态及参数的监视； b) 过滤分离设备状态监视； c） 进出站温度、压力、流量监视； d） 站场地温和管道沿线阀室地温； e） 计量系统状态和数据； f) 调压系统状态、参数监视； g） 在线分析仪表数据； h） 空冷器状态及运行参数监视； i） 站场（包括RTU阀室）通信状态； j） 供、配电及发电系统状态、参数的监视； k） 线路截断阀的状态监视； l） 站场火气系统状态监视、综合报警及故障报警监视。 一级管道站控制系统功能：油气管道的控制逻辑都是在站控制系统中完成，在通常生产状态下，除完成对站场的温度、压力、流量等生产运行数据实行监视外，油气管道的站控制系统分别具有以下功能： 1、输油管道站控制系统的主要功能a）流程的自动判断、切换操作（过滤、计量、调压、泵机组等）；b)输油泵、加热炉及其辅助系统的监控；c）罐区流程及参数监控d）收发油作业进行监控；e) 贸易交接计量仪表及仪表标定系统状态监控；f）压力泄放设备的状态监视；g）加剂流程各设备状态、参数监控；h）仪表风系统状态监控；i）站场供、配电及发电系统状态、参数的监视；j）站场阴极保护系统监视；k）清管作业过程监视；l)站场火气系统状态监视、综合报警和故障报警监视；m）站场局域网数据通信的监控和管理；n）实现向调度控制中心实时传输数据；o）触发站场、区域或单体设备ESD紧急关断系统；p）对介质物性进行监测； 2、天然气管道站控制系统的主要功能a）流程的自动判断、切换操作（过滤、计量、调压、压缩机组等）；b）压缩机组的负荷分配；c）压缩机的启停监控；运行参数的设定；d）站场阴极保护系统监视；e）清管作业过程监视；f）贸易交接计量仪表及仪表标定系统状态监控；g）压力泄放设备的状态监视；h）仪表风系统状态监控；i)站场火气系统状态监视、综合报警和故障报警监视；j)站场供、配电及发电系统状态、参数的监视k）站场局域网数据通信的监控和管理；l）实现向调度控制中心实时传输数据；m）触发站场、区域或单体设备ESD紧急关断系统；n）对介质物性进行监测； 3、在调度控制中心的授权下，站控制系统可以向站控设备下达操作指令，对站场内的设备进行操作，以达到对生产运行参数控制的目的。 就地控制功能;就地控制是在站控设备由于系统、通信和电力故障等意外情况下，不能完成对现场设备执行远程控制而由人工进行的就地操作控制方式。当系统、设备在安装调试时，通常也采用就地操作的控制方式。 1、通过压缩机组、泵机组等就地控制系统进行人工现场操作； 2、各类设备的就地人工操作。 远程监视终端（局处级）功能：远程监视终端通常设在地区公司和或管理处生产管理部门（控制室），其生产数据统一由调度控制中心SCADA系统发布，为地区公司的生产管理提供数据支持，以实现管道运行的过程监视，主要数据应包括：a） 主要检测点的温度、压力、流量等生产运行数据的监视；b） 阴极保护系统的有关数据的监视； c） 站场火气系统状态监视、综合报警和故障报警监视；d） 自动消防系统状态监视；e） 站场供、配电及发电系统状态、参数的监视；f） 压缩机的启停以及各辅助系统等监视；g） 输油泵、加热炉辅助系统的监视；h） 收发油作业进行监视；i） 清管作业进行监视；j） 贸易交接计量仪表及仪表标定系统状态监视；k） 压力泄放设备的状态监视；l） 加剂流程各设备状态、参数监视；m）仪表风系统状态监视；n） 站场局域网数据通信的监视；三、仪表自动化在工艺系统及设备的应用1、加热炉的控制加热炉热油泵站的关键设备之一。按原油加热的的方式不同可以分为原油直接加热式加热炉和间接加热式热媒炉。系统的主要控制指标是被加热介质的出炉温度， 烟道含氧量、被加热介质的流量、炉子的热效率及自动顺序点火、报警安全联锁保护等。影响加热炉平稳运行的干扰因素有：被加热介质的流体的流量、入炉温度，燃料总管的压力、成分、温度，助燃风的流量、温度，雾化风的压力，环境温度等。针对这些随机的干扰，根据生产过程的特点和实际需要，常见的加热炉温度控制方案有如下几种：（1）以炉出口温度为输出，燃料油流量为调节参数的单回路调节方按；（2）以炉出口温度为主参数，燃料油压力为副参数，燃料油流量为调节参数的串级调节方按；（3）以炉出口温度为主参数，炉膛温度副参数，燃料油流量为调节参数的串级调节方按；（4）以炉出口温度为主参数，燃料油压力为副参数，燃料油流量为调节参数，并辅以被加热介质流量为前馈信号的前馈-串级调节方按；以上各种方案还要配备以燃料油流量为主参数，以助燃风流量为从动参数，以烟道含氧量作为最后控制指标的燃油-助燃风串级比值控制系统。2、简单控制系统以炉出口温度为被调参数，燃料油流量为调节参数的单回路调节调节系统。3、离心泵的自动控制方案离心泵是最常见的液体输送设备。它的压头是由旋转翼轮作用于液体的离心力而产生的。转速愈高，则离心力愈大，压头也愈高。离心泵流量控制的目的是要将泵的排出流量恒定于某一给定的数值上。流量控制在化工厂中是常见的，例如进入化学反应器的原料量需要维持恒定，精馏塔的进料量或回流量需要维持恒定等。 离心泵流量控制大体有三种方法: 1、控制泵出口阀门开度(出口节流式) 图44 改变泵出口阻力调流量 图45 泵流量特性曲线与管路特性曲线通过控制泵出口阀门开度来控制流量的方法如图44 所示。当干扰作用使被控变量（流量）发生变化偏离给定值时，控制器发出控制信号，阀门动作，控制结果将使流量回到给定值。改变出口阀门的开度就是改变管路上的阻力，为什么阻力的变化就能引起流量的变化呢？这得从离心泵本身的特性加以解释。在一定转速下，离心泵的排出量 Q与泵产生的压头H有一定的对应关系，如图4-5曲线A所示。在不同流量下，泵所能提供的压头是不同的，曲线A 称为泵的流量特性曲线。泵提供的压头又必须与管路上的阻力相平衡才能进行操作，克服管路阻力所需压头大小随流量的增加而增加，如曲线1所示。曲线1称为管路特性曲线。曲线A与1的交点C1即为进行操作的工作点。此时泵所产生的压头正好用来克服管路的阻力，C1点对应的流量Q1即为泵的实际出口流量。当控制阀开度发生变化时，由于转速是恒定的，所以泵的特性没有变化，但管路上的阻力却发生了变化，即管路特性曲线不再是曲线1，随着控制阀的关小，可能变为曲线2或曲线3了。工作点就由Cl移向C2或C3，出口流量也由Ql改变为Q2或Q3。以上就是通过控制泵出口阀门开度以改变排出流量的原理。采用本方案时，要注意控制阀一般应该装在泵的出口管线上，而不应该装在泵的吸入管线上。这是因为控制阀在正常工作时，需要有一定的压降，而离心泵的吸入高度是有限的。控制泵出口阀门开度的方案简单可行，是应用最为广泛的方案。但是，此方案总的机械效率较低，特别是控制阀开度较小时，阀上压降较大，对于大功率的泵，损耗的功率就相当大，因此是不经济的。 2、转速调节这是一种通过调节离心泵转速实现压力调节的控制方案。与前一种控制方案相比，系统的控制元件由出口节流调节阀改为离心泵原动机的调速机构。视离心泵原动机的不同，调速方案也因之而异。通常输油泵大多由电动机驱动，因此，变频调速是最理想的实施方案。采用调速电机调节泵出入口压力的自动选择性控制方案如图4-19所示。图4-19 变频调速泵压力控制系统由于变频调速自身构成一个闭环控制系统，由选择器选出的信号不直接控制电动机的转速，而是作为调速系统的速度给定信号。它与由测速电机ST来的反应电动机此时的实际转速的信号相比较后，调速控制器SIC 根据其偏差信号，调节电动机的转速。 图4-26 加热炉出口温度简单控制系统示意图 图4-27 加热炉单回路温度调节系统方框图4、输油管道安全保护系统安全保护系统做为SCADA系统重要组成部分，是用于发现管道异常状况的重要手段，一旦发现危险，安全保护系统会自动及时采取保护措施，保护管道安全。ESD紧急停车系统按照安全仪表系统安全独立原则要求，独立于DCS集散控制系统，其安全级别高于DCS。在正常情况下，ESD系统是处于静态的，不需要人为干预。作为安全保护系统，凌驾于生产过程控制之上，实时在线监测装置的安全性。只有当生产装置出现紧急情况时，不需要经过DCS系统，而直接由ESD发出保护联锁信号，对现场设备进行安全保护，避免危险扩散造成巨大损失。1) 为什么投用保护系统 根据有关资料，当人在危险时刻的判断和操作往往是滞后的、不可靠的，当操作人员面临生命危险时，要在60s内作出反应，错误决策的概率高达99.9%。因此设置独立于控制系统的安全联锁是十分有必要的，这是作好安全生产的重要准则。该动则动，不该动则不动，这是ESD系统的一个显著特点。2) ESD与DCS的的主要区别 ESD与DCS是完全分离的。DCS主要用于过程工业参数指标的动态控制。在正常情况下，DCS动态监控着生产过程的连续运行，保证能生产出符合要求的优良产品。而ESD则是对于一些关键的工艺及设备参数进行连续的监测，在正常情况下ESD是“静止的”，不采取任何动作。但是当参数发生异常波动或故障时，它会按照已定的程序采取相应的安全动作，使装置停在安全水平线上。所以ESD和DCS在过程工业中所起的作用不同，既有分工，又成互补关系。 同时，ESD也不单是实现联锁关系，它应该凌驾于生产过程控制之上，具有独立性，这样降低了两者同时失效的概率，ESD的安全等级要高于3) 紧急停车系统必须是故障安全型 故障安全指ESD系统在故障时使得生产装置按已知预定方式进入安全状态，从而可以避免由于ESD自身故障或因停电，停气而使生产装置处于危险状态4) 单体ESD 即设备ESD，由设备厂商配置，输油管道单体ESD分为紧急停泵和紧急停炉。 1、紧急停泵（2） 泵机组自身运行异常、越限，执行ESD单独停车（2）触发所有运行的泵机组ESD保护停车，关闭泵机组进出口截断阀2、紧急停炉（1）加热炉或热媒炉机组自身运行异常、越限，执行ESD单独停车（2） 触发所有运行加热炉或热媒炉机组ESD保护停车（加热炉区泄露）。给油泵机组联锁保护主要故障保护有：6种，泵轴承温度超高保护、泵轴承振动保护、电机定子温度超高保护 、机械密封泄漏保护 、泵壳温度超高保护 、电机定子温度超高保护 。高报警，高高报警并停车。当具备以下条件之一时，触发泵ESD：（1）输油主泵就地ESD按钮动作；（2）接到调控中心指令；（3） 输油主泵自保护触发输油主泵ESD。（4）触发泵ESD系统的结果：紧急停泵。输油泵机组联锁保护主要故障保护有：7种，电机过载1、加热炉保护：2、熄火保护：当炉子在运行中因某种原因使其火焰熄灭时，系统就会立即报警并停炉。3、被加热介质出入炉差压低保护：当介质在炉盘管内流速低或未流动而造成入出炉差压低时报警并不允许启炉。4、排烟温度过高保护：当系统检测到排烟温度超过允许值时，就会立即停炉并发出过高报警，提醒操作者进行适当的处理，以防止管泄漏。5、炉膛温度高保护：当检测到炉膛温度过高时，系统判断为发生火灾，此时报警停炉并投入氮气灭火。6、程序控制器报警保护:报警原因是燃烧器故障。对于燃气燃烧系统，可能存在的故障有检漏器报警保护、风压过低、燃气压力低、燃气压力高、未点着火、火焰检测未通过等原因；对于燃油燃烧系统，可能存在的故障有风压过低、燃油来油压力低、燃油回油压力高，燃油来油温度低、点火失败等原因。7、检漏器报警保护：主要检测主燃气电磁阀是否有泄漏，如有泄漏则不启炉。 当具备以下条件之一时，触发炉ESD：（1）站内炉就地ESD按钮动作；（2）接到调控中心指令；（3）炉自保护触发输油炉ESD。（4）触发泵ESD系统的结果：紧急停炉。5) 站场ESD站场均安装了独立的ESD PLC，借助站控系统的PC机和PLC实现各站的ESD功能。输油泵站的ESD系统完成本站的紧急停车，同时接受控制中心下达的ESD命令。紧急停车（ESD）系统是保证管道及沿线站场安全的逻辑控制系统。ESD系统命令优先于任何操作方式。除站控制系统ESD外，还包括输油主泵的ESD系统。该系统用以完成输油主泵安全的逻辑控制，它将由独立的控制单元或由站控制系统完成，通过网络和硬线与SIS连接。根据危险程度的不同，ESD系统分三级：第一级：泵机组自身运行异常、越限，执行ESD单独停车；第二级：触发所有运行的泵机组ESD保护停车，关闭泵机组进出口截断阀；第三级：由站控或中心触发站场ESD保护停车，关闭进出站阀，启动消防系统。站控制系统ESD手动按钮的设置除在控制室内设置外，还在工艺站场边界区、输油主泵区的相关地方设置。ESD系统动作可手动（调度控制中心、站控制室中的ESD手动按钮）或自动（调度控制中心、站ESD系统）触发。无论ESD命令从何处下达及SCS或UCP处于何种操作模式，ESD控制命令均可直接到达被控设备，并使它们按预定的顺序动作。所有ESD系统的动作将发出闭锁信号，使泵机组、站场ESD阀门在未接到人工复位的命令前不能再次启动。当具备以下条件之一时，触发站ESD系统：2个及以上站内可燃气体浓度探测仪检测到可燃气体浓度超过最低爆炸下限的50时报警，持续40s后仍然报警，则自动触发站场ESD； 2个及以上工艺设备区、罐区火焰探测仪或可燃气体浓度探测仪报警时报警 ，持续40s后仍然报警或经人工确认；站内发生火灾或管道发生泄漏，手动触发站场ESD按钮；接到调控中心ESD指令。触发站ESD系统的结果：触发泵ESD，紧急停泵；关进、出站ESD阀门。6) 全线ESD全线ESD命令由调度控制中心或者安全系统前置PLC发出，触发全线ESD条件有：线路远控截断阀事故关闭；不可越站的工艺站场ESD；经确认危及管道安全运行造成环境破坏、人员伤亡的情况发生，如管线较大的泄漏、发生火灾等。7) 超前保护由调控中心通过SCADA系统对站场、阀室、实施ESD监控，必要时采取全线停输。以全线安全仪表系统作为主控，各站控制系统的安全仪表系统作为从控，组成站间联动的超前保护系统。采用“超前保护”方法的核心是超前获得水击信息并发出控制指令，超前完成某些特定的水击保护动作，如改变控制阀开度或逻辑顺序停运泵机组。5、输气线路截断阀的保护作用线路截断阀采用全焊接全通径埋地球阀，配置气液联动执行机构，可进行压降感测和压降速率关闭值的设定，在管道运行发生事故，压降速率超过设定值时能可靠地进行干线截断， 将天然气放空损失量降低到最小。 待事故处理完后，人工复位。当控制中心接到线路阀门离开全开限位或全关信号，调度控制中心则根据全线运行情况，判定线路紧急截断阀关闭原因。对于阀室干线紧急截断阀误关闭，调度控制中心操作人员可根据具体情况，在确保安全的前提下将误关闭的阀门远程开启，以确保下游用户用气要求。5.1线路爆管、泄漏事故控制 当管道出现爆管、断管、泄漏等工况时，首先远控关闭事故段上、下游 RTU 阀室或站场的线路截断阀（这两个阀门也可以根据压降速率自动关断），下游站场执行站场正常停运程序，上游站场维持输气。 RTU阀室的线路截断阀可以实现有条件远方开，即在判断为误关的情况下，可以远方开。若为触发ESD 条件下的关闭，则仅允许就地开启。5.2爆管检测控制 （1）检测进站压力下降的速率，实现爆管检测控制。 同时检测3 台进站压力变送器测量压力的压降速率。 压降速率支持远程设定。 仅 1 个压力的压降速率持续低于设定值（0.25MPa/min，该值可通过 HMI 进行修改）5 分钟，产生 1 个二级报警至 SCS/DCC，提醒操作员注意。 第四节 长-呼管道自动化简介第五节 输油气管道常用仪表1、 压力表2、 压力变送器3、 温度计4、 温度变送器5、 雷达液位计6、 超声波流量计7、 椭圆齿轮流量计8、 刮板式流量计第六节 常用仪表的工作原理1、 压力表2、 压力变送器工作原理CDS3 151变送器由传感器和电子线路板两部分组成，传感器部分包括：敏感元件、直接数字电容电路、温度传感器和传感器特征化EEPROM等组成；电子线路板部分包括：微处理器、数模信号转换器、数字通信和存储器EEPROM等几部分组成，完成压力信号到 420mA DC的转换。以下对其原理进行简单的说明： （1）传感器部分 温度传感器：用来测量压力传感器的工作介质温度，并将其转换为数字信号，供微处理器进行数字温度补偿。 （2）敏感元件：介质压力通过隔离膜片和灌充油传递到室中心的测量膜片，该测量膜片是一张紧 的弹性元件，用于检测在测量膜片上的差压。测量膜片的位移量与差压成正比，最大位移量为0.004inch（0.10mm）。测量膜片的位置由它两侧的电容固定极板通过压力频率转换电路检测出来。在接数字电容电路：该电路是用来将敏感元件所承受的压力转换成频率信号，并使该信号与压力信号成比例关系，供CPU采样使用。特征化EEPROM： 保存变送器温度补偿、传感器特征化曲线及特征数据和数字微调数据等。即使关闭了电源，仍能完整地保存存储器中的数据。EEPROM 总存贮容量512字节。3、 温度计4、 温度变送器5、 雷达液位计6、 超声波流量计超声流量计是一个测量仪表，它利用声学原理来测定流过管道的流体的流速。在气体的测量现场主要的检测元件包括一对或几对超声传感器。这些传感器都安装在管壁上，每一组传感器的表面都彼此具有规定的几何关系。由一个传感器发射的超声脉冲由同一组内另一个传感器接收。如图2-1所示。 LXDj图2-1 信号反射路径 声波由上游向下游传输的时间(由于声波被气流推动)小于声波由下游向上游传输的时间(声波被气流反向阻挡) 声波由一个探头发射另一个接收，不经管壁反射 这两个时间之差与气流的速度存在某种对于关系 从上下游测得的传输时间可以计算出气流的平均速度和声波的速度脉冲发生器接收单元检测单元时钟本安型传感器信号检测回路120 kHz 超声波信号( 大大给予调节阀的干扰频率60 kHz)t1 = Lc - v(x/L) t2 = Lc + v(x/L) LFlowXD流量从上述方程中求出v =L2x(t1-t2)t1t2c = L2(t1+t2)t1t2v = 流体速度c = 声速t1 = 上游传输时间t2 = 下游传输时间2（1） 流速的测量超声脉冲穿过管道从一个传感器到达另一个传感器，就像一个渡船的船夫在横渡一条河。当气体不流动时，声脉冲以相同的速度（声速，C）在两个方向上传播。如果管道中的气体有一定流速V（该流速不等于零），则顺着流动方向的声脉冲会传输得快些，而逆着流动方向的声脉冲会传输得慢些。这样，顺流传输时间tD会短些，而逆流传输时间tU会长些。这里所说的长些或短些都是与气体不流动时的传输时间相比而言；这样就有： L t1 = - (2.1) C + V cosj和 L t2 = - (2.2) C V cosj式中，L代表两个传感器之间声道的直线长度，可按下式确定L： L D = - (2.3) 2 sinj 采用电子学手段来测量此传输时间。根据时间倒数的差，可按下式计算流速V L 1 1 V = ( )-(2.4) 2cosj tD tU（2）体积流量的计算在管道流动状况下的体积流量QLine按速度分布修正后的气体的平均流速Vm乘以测量管的内横截面的面积A： pD2 QLine = Vm A = Vm -(2.11) 4在标准状况下的体积流量QBase按下式计算： Zo P To QBase = QLine -(2.12) Z Po T式中：Zo,Po,To是在标准（或参比）状况下气体的压缩因子，绝对压力和绝对温度；Z，P，T是在管道流动（或计量）条件下气体的压缩因子，绝对压力和绝对温度。7、 椭圆齿轮流量计PDF从原理上讲是一台从流体中吸收少量能量的水力发动机，这个能量用来克服流量检测元件和附件转动的摩擦力，同时在仪表流入与流出两端形成压力降。 典型的PDF（椭圆齿轮式）的工作原理如图1所示。两个椭圆齿轮具有相互滚动进行接触旋转的特殊形状。P1和p2分别表示入口压力和出口压力，显然p1p2，图1（a）下方齿轮在两侧压力差的作用下，产生逆时针方向旋转，为主动轮；上方齿轮因两侧压力相等，不产生旋转力矩，是从动轮，由下方齿轮带动，顺时针方向旋转。在图1(b)位置时，两个齿轮均在差压作用下产生旋转力矩，继续旋转。选装到图1(c)位置时，上方齿轮变为主动轮，下方齿轮则成为从动轮，继续旋转到与图1(a)相同位置，完成一个循环。一次循环动作排出四个由齿轮与壳壁间围成的新月形空腔的流体体积，该体积称作流量计的循环体积。设流量计循环体积为，一定时间内齿轮转动次数为N，则在该时间内流过流量计的流体体积为V，则 VN （1） 椭圆齿轮的转动通过磁性密封联轴器及传动减速机构传递给计数器直接指示出流经流量计的总量。若附加发信装置后，再配以电显示仪表可实现远传只是瞬时流量或累积流量。 虽然有许多分割方法形成各种形式的PDF，但大部分都有相似的基本特征。PDF产生误差的主要原因是分割单个流体体积的活动测量件和静止测量室之间的缝隙泄漏量所形成。产生泄漏的原因之一是为克服活动件摩阻力；之二是受仪表水力学阻力形成压力降的作用。8、 刮板式流量计9、 色谱分析仪原理及结构图GC 是使用样气注入元件,样气分离元件,及分离组分的识别和测量的元件组合.它可以用于分析气态条件下的气体,液体和固体的组分。色谱仪是一种测量混合气体中各组分尝试的分析仪器。它首先将混合气体分离成各单一组分，然后用某种特定的监测器，将各单一组分的浓度信号转换成相应的电信号，然后进行信号放大，噪声抑止，色谱峰检测和综合计算等处理，最后得到混合气体中各单一组分的浓度计算值。其基本原理如下图所示:典型的气相色谱原理图CarrierGas注入阀外部输出及数据处理单元SSO分离色谱柱检测器检测器出口出口天然气样气标气 出口旁通载气流量计算机电子单元加热炉气相色谱原理图1.3色谱分析仪工作原理图Step 1 取样分析之前（1）（2）（3）在第一阶段,六通阀V-1中的1和2导通,5和6导通,样气走SAMPLE LOOP一路，通过六通阀后直接被排出,样气并不进入分析路径中。六通阀V-2中的1和6导通,2和3导通,4和5导通；六通阀V-3中的4和5导通，6和1导通。Step 2 5-10秒（1）（2）第二阶段中,六通阀V-1中2和3导通,4和5导通,这样部分样气通过六通阀进入分析路径中,通过载气推动样气到色谱柱1.六通阀V-1中的1和6导通,后来的样气直接排出。Step 3 10-42秒（1）（2）第三阶段中,六通阀V-1的1和2导通,5和6导通,样气直接排出,不经过分析路径。由于样气各组分的质量不同，因此在分析路径中的速度不同，质量越大的速度越慢，当样气经过色谱柱1时，质量较大的C8、C7、C6因速度慢而滞留在色谱柱1中，其它的组合则先后进入色谱柱2中。Step 4 42-165秒（1）（2）第四阶段，当除C8、C7、C6的样气各组分进入色谱柱2后，六通阀V-2改变通路，5和6相连，3和4相连，1和2相连，这样就形成载气反吹色谱柱1。色谱柱1中的C8、C7、C6反向运动，最先进入色谱柱4中，并进入探测器中。（1）（2）当C8、C7、C6全部排出后，六通阀V-3发生变化，3和4导通，1和2导通，色谱柱3实际上与分析回路隔绝，N2、C1、CO2、C2被滞留在色谱柱3中。而C3、IC4、NC4、NEOC5、IC5、NC5通过R-1反吹到色谱柱1，然后经过色谱柱4排出。Step 5 165-220秒（1）第三阶段中,六通阀V-3的4和5导通,1和6重新导通,色谱柱3中的气体随着载气重新开始运动。（2）整个分析过程结束，越是质量大的组分越是最先分离出来，分离的顺序如上图：C6+、C3、IC4、NC4、NEOC5、IC5、NC5、N2、C1、CO2、C2第七节 常用仪表的基本操作及日常维护7.1 安全维护要求7.1.1 从事仪表自动化设备的维护工作应严格执行有关安全操作规程。7.1.2 需要拆、装或调试涉及控制与保护的仪表设备时，应填写工作票，并需得到主管人员批准后方可进行。7.1.3 在拆、装或调试现场运行仪表设备前，应了解工艺流程和设备运行状况，并通知调度运行人员，在征得同意后方可操作。拆装带压管道上的仪表设备时，应有人监护。7.1.4 在防爆场所进行电动仪表的开盖检查前应关掉电源。7.1.5 采用手持通信器对智能变送器进行校准时，其接线点应在非防爆区一侧。7.1.6 在防爆场所不应拆除或短路仪表系统中的安全栅。7.1.7 在防雷场所不应拆除或短路仪表系统中的电涌防护器。7.1.8仪表及自动化设备的电路板不应带电插拔（有带电插拔保护功能的除外），在进行插拔电路板前应佩带防静电肘，持续30s后方可进行插拔电路板的操作。 7.1.9 需要进行仪表自动化设备、安全联锁保护回路或仪表控制回路的改造前，应将方案上报到上级主管部门，待批准后方可实施。 7.1.10 不应擅自取消安全联锁保护回路中的保护项目或修改保护回路的设定值。7.1.11 当有外来人员进入油气管道生产现场进行施工时，仪表人员应向有关人员主动提出隐蔽仪表设施的保护注意事项。7.1.12 SCADA系统应严格执行用户操作权限管理。系统管理宜设置专职系统管理员。专职系统管理员的用户名和密码应备份和定期更新，并应保密存放。7.1.13 SCADA系统的操作系统软件、应用软件应定期进行双备份。7.1.14 每条油气管道的SCADA系统应有事故处理紧急预案。7.1.15 SCADA系统网络不应与办公信息网络直接联网，不应在SCADA系统网络的计算机上进行与生产运行操作无关的任何操作。7.2 巡回检查7.2.1 通则7.2.1.1 巡回检查人员应穿戴工作服装，携带工具、物品和有关维护技术资料，沿巡回检查路线图进行定时维护检查。7.2.1.2 重点参数、重点设备运行状态、异常情况和遗留问题应留下记录。巡回检查记录本应内容齐全、填写字迹工整和数据真实可靠。7.2.2 日巡回检查7.2.2.1 有人值守站每天应进行一次仪表自动化设备的巡回检查。其主要内容有： 检查控制室内计算机设备、盘装仪表、UPS电源和通信接口设备的运行状况； 检查空调、加湿机及干燥机的运行状况； 检查现场取源部件、测量仪表、执行器和盘装仪表的运行状况； 检查仪表设备动力源、仪表管线和仪表线路的技术状况； 查看重要参数测量仪表的指示值； 通过控制室操作员工作站查看无人值守站仪表自动化系统的运行情况。7.2.2.2 日巡回检查发现的问题应及时处理。具体要求有： 分析SCADA系统出现的报警信息，及时协调处理或通知有关部门； 比较现场显示仪表与盘装显示仪表的示值差、同管段上下游仪表的示值差、盘装显示仪表与计算机显示的示值差，及时发现和处理仪表超差故障； 由于某种原因一时处理不了的问题应及时向主管人员汇报。7.2.3 季巡回检查每季度应对无人值守站的仪表自动化设备进行一次巡回检查。7.2.4 半年巡回检查每半年应对仪表及控制系统和SCADA系统设备进行一次集中巡回检查。在进行半年巡回检查前应编制方案，报上级主管部门审批。巡回检查过程中应统一协调、相关专业配合、严