第一篇：浅析油田联合站设计的分析与研究doc
浅析油田联合站设计的分析与研究
【摘要】随着经济和科技的发展，科技不管是在开采开发技术方面还是在油气集输方面都有着广泛的影响。油田联合站就是新科技成果之一，它在油田的油气集输系统占据着重要位置,随着对油田联合站的优化升级，油田联合站在安全控制系统和生产控制系统的管理上日趋合理，油田联合站将消防安全作为其整个安全控制系统的重中之重。本文将从简析油田联合站、简述油田联合站设计的原理、油田联合站在辽河油田中的应用、油田联合站设计的意义等几方面入手，旨在了解油气联合站在油气集输方面的作用和功效，更好的将其应用于实践，为生产和生活服务，促进油田油气集输系统技术的不断完善，促进经济的发展。
【关键词】
油田联合站
油气集输
计算机监控系统一、简析油田联合站
1.简析油田联合站
油田联合站作为转油站的一种，在油田中普遍存在。其原称为油气集中处理联合作业站。主要包括油气集中处理(原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等)、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。
联合站（库）是油田原油集输和处理的中枢。在联合站（库）包括：输油，脱水，污水处理，注水，化验，变电，锅炉等生产装置。其主要作用是通过对原油的处理，达到三脱、三回收、出四种合格产品（天然气，净化油，净化污水，轻烃）以及进行商品原油的外输。所谓的“三脱”即原油脱水，脱盐，脱硫；天然气脱水，脱油；污水脱油。而“三回收”则指回收污油，污水，轻烃。因而站内必须具有相应的处理设备，包括原油处理系统，转油系统，原油稳定系统，污水处理系统，注水系统，天然气处理系统等。
2.简述油田联合站设计的目的联合站是高温，高压，易燃，易爆的一级要害场所。又因为其是转油站的一种，在油气田集输过程中担负着重要作用，直接关系到外输原油的质量，并且其系统之间关联紧密、操作规程严格、系统在运行过程中状况复杂多变且流程多变。通过对油田联合站的设计有助于避免和减少安全事故的发生、为油田原油集输处理做好充足的桥梁纽带作用，更好的为工业油气集输服务、为有效地提高油田的生产率和产量，提高经济效益、促进工业化和现代化建设服务。
二、油田联合站设计的原理及主要岗位
油田原油集输生产中最重要的生产工艺过程就是集油水分离、污水处理、原油及天然气集输等多个工艺系统为一体的综合性生产过程，主要包括输油脱水、污水浅处理、注水、锅炉和配电等生产岗位或工艺环节的油田联合站。
1.简析油田联合站设计原理
作为油田原油处理系统中的重要组成部分的油田联合站，其过程是原油通过联合站使用的脱水、脱气等处理技术，使原油成为合格的商品原油。原油脱水转油系统、污水处理系统、卸油系统、天然气净化系统及其它配套设施成为了油田联合站不可缺少的技术设备。
其各技术设备的系统流程为：
a油系统 中转站来油—进站阀组—游离水脱除器—段加热炉—沉降罐—含水油缓冲罐
—脱水泵—段加热炉—脱水器—净化油缓冲罐—外输泵—计量—外输.b.水系统
游离水脱除器—污水站—注水站；沉降罐—污水缓冲罐—污水泵—污水站；
脱水器—污水站
c.天然气系统
中转站来气—收球配气间—除油器—增压站—计量—外输
d.加药系统
调配罐—加药罐—加药泵—阀组汇管
目前，人工监测控制、常规仪表自动监测控制、计算机检测控制等方法是油田联合站生产工艺过程中的主要控制方法。其在操作中利用了数字化与自动化等高科技设计理念，运用科技来发展生产力。
根据其操作过程和设备用途来观测其设计原理：即利用回声原理工作的声纳装置可以对联合站的大罐原油厚度进行检测，是利用电力进行水下定位的一种仪器，可以在海上油田的探测、勘探等方面使用。导波液位测量技术能够提高对原油的测量水平，提高原油的质量、从而提高了原油的利用率和附加值。
2.联合站设计主要岗位
联合站主要岗位包括：脱水岗（沉降岗）、输油岗、污水岗、注水岗、集气岗、化验岗、仪表岗、变电岗、锅炉钢，维修岗等岗位。其中化验岗又分为了原油化验岗、污水化验岗、锅炉化验岗三个岗。各个主要岗位之间及其与相关设备在实际运作中相互配合、相辅相成、共同为提高原油质量、处理污染、保护水质服务。
三、简析油田联合站在辽河油田中的应用
辽河油田位于辽河中下游平原、内蒙古东部及辽东湾滩海地区。30年中该油田建设了联合站．计量站、注气站等转油站1086座，并利用先进的工程设备、高科技的勘探开发及炼油技术促进了辽河油田的经济的蓬勃发展。
辽河油田采纳、借鉴、吸收国外先进的科技，利用油田联合站将勘探开发的稀油、稠油、超稠油、高凝油等经过联合站设备的处理、系统的转化使其符合原油的质量标准和安全操作要求，为客户和用户提供了优质的过程、合格的原油产品、获得了巨大的社会经济效益的同时，也为该油田树立了良好的形象，获取良好的美誉。有效地加强了其开发企业或公司在竞争中的优势地位。其公司总部设在在风景秀美的辽宁省盘锦市，包括采油、科研、集输、销售等 20 个厂，为油田开发勘探及联合站的建立和发展提供了良好的支撑，奠定了雄厚的基础。例如位于油田下游的一石化厂在1997年就通过了ISO9000 质量体系认证。
同时，辽河油田在管理上不断地借鉴和学习先进的科技及经验，善于在实际运用发现问题，并及时的解决和处理矛盾、状况，在油田联合站的管理上，不断的进行科研攻关、不断地更新设备，优化升级相关的配套设施、严把产品质量关，并从每个环节入手，谨慎细微的做好油田联合站的设计和实际应用工作，从而使油田联合站的最大作用得到有效地发挥，在保证原油质量的同时，减少和避免油田经济损失，减少和预防事故发生的潜在因素、使得企业整体利益得到最大程度的维护。
四、油田联合站设计的意义
油田联合站作为新科技的产物，其设计理念在综合、全面的考虑中使其在实际应用中发挥更大的功效，提高原油质量的同时，也为能源环保方面做出了重要贡献，提高油气的利用率，减少污染、将经济效益、社会效益、环境效益有机的协调起来，从而推动工业化和现代化建设。同时，油田联合站在设计中也要根据实际的具体情况，不断地改进和完善，提高新科技的研发的水平和实际应用标准，更好的为油田开发和科技创新服务。
五、结语
科技是第一生产力，作为油田转油站之一的联合站也不例外，其设计是在科学、具体、准确和可行性的基础之上，并能够在实践中得到检验和完善，降低降低生产成本、提高社会经济效益。
参考文献：
[1]油田联合站控制系统的设计 2008年06期
[2] PLC在油田联合站消防控制系统中的应用研究 2011年07期 张伟
第二篇：油田联合站故障树评价研究
油田联合站故障树评价研究
张乃禄 赵晓姣 胡长岭(西安石油大学电子工程学院)
摘要：故障树分析是在油田桑输联合站安全评价中被广泛应用的一项重要技术。通过对采油厂集输联合站工艺流程和危险因素的分析，建立采油厂集输联合站的故障树。采用布尔代数。求得故障树的最小割集，给出故障树顶事件失效概率和底事件结构重要度，进而确定该采油厂集输联合站顶事件的事故概率．得出影响该采油厂集输联合站安全性的重要因素。
关键词：联合站；安全评价；事故树
本文以延长油田股份有限公司某采油厂联台站为背景，对采油厂集输联合站工艺流程和危险危害因素进行分析，并进行故障树定性定量分析和评价，确定该采油厂集输联合站顶事件的事故概率。
l 工艺流程与危险因素分析
1．1工艺过程危险性特点分析
(1)油气分离。一般采用多级分离，运行的关键是控制分离器的压力和液面。控制液面主要是为了防止原油进入天然气管道或气进入油管道。在油气分离中最易发生的事故就是分离器跑油u·。
(2)原油加热。为了提高油温，降低粘度，需要将原油加热。完成对原油加热任务的加热炉是承受高温的密闭设备，由于长期在不同的压力和温度下工作，具有发生火灾和爆炸的危险性。
(3)原油储存。原油一般由大罐储存，由此产生的蒸发损耗，既增加了环境污染，又加大了原油的挥发，而且由于操作不当易引起冒顶和憋压。
(4)原油外输。原油外输主要设施是输油泵、容器、加热炉和工艺管线等。泵房内有一定浓度的可燃气，有可能形成爆炸和火灾事故的隐患。输油系统操作不当易引起憋压、跑油、抽空等安全事故。
1．2介质危险性分析
集输联合站的工作介质为原油和天然气。
(1)原油的危险性。易燃性液体，易蒸发，易产生静电，易受热膨胀、沸溢。(2)天然气的危险性。易燃性，易爆性，毒性。事故树的建立
根据对延长油田股份有限公司某采油厂联台站的资料分析和现场调研，建立起联合站事故树因素表和联合站故障树，如表
1、图1所示。该故障树共包含了59个基本事件，其中x。，x。，……x。为基本事件代号。事故树的定性分析
故障树定性分析的任务就是求出故障树的全部最小割集。通过对最小割集的分析，可以找出系统的薄弱环节，提高系统的可靠性与安全性”。按由上面结果，进行如下分析：
(1)由事故树可见，或门的个数很多，而与门个数较少，根据或H定义，只要有任意一个基本事件发生就有输出，而与门表示只有全部基本事件同时发生时才有输出，所以，从与门和或门的数量比例看，可知该系统的危险较大。
(2)从最小剖集看，由于最小割集共有77组，表明导致该事故发生共有77种可能途径。而且基本上每组最小割集都包古X。这个事件，所以这个事件最为关键，只要使得这个事件不发生，联合站发生故障的可能性就会大大减小。另外，可以看到大多数基本事件只是省略事件，如泄压装置失效这一事件叉可包括许多基本事件，所以，实际上造成该事故发生的可能性很大。事故树的定量分析
4．1故障树顶事件发生概率
由于一般基本事件的发生概率很小，因此上式取第一项近似计算即可。
4．2基本事件概率重要度的计算
关于基本事件的发生概率，可采用统计法或者专家主观判断法来估算。
4．3教障村基本事件结构重要度分析
如果不考虑基本事件发生的难易程度，或假设各个基本事件发生概率相等，仅从故障树的结构上研究各个基本事件对顶事件的影响程度。称为结构重要度。
根据上式定义，进行计算得出各个基本事件的结构重要度顺序为：
结构重要度的大小，说明了各基本事件在系统中所占的地位和重要程度，结合客观实际，抓住主要矛盾，即可制定出相应的预防措施来。事件48的结构重要度最大，那么它对顶事件的发生影响最大，其他事件的结构重要度低，它们对顶事件的影响相对较小。结论(1)基于资料分析和现场调研结果，建立了集输联合站的故障树，表明在故障树的77个基本事件中，造成联合站事故的主要原因为通风不良、储罐密封不良、液体腐蚀、盘管穿孔和人员误操作等。如果加强这方面的监察．提高这些方面的可靠性，及时地处理故障，将可大大提高联台站运行的安全可靠性和生产效率。
(2)运用事故树评价的定性和定量分析，为事故调查、事故预防和采取措施提供了有效的依据，要提高集输联合站的安全性，应首先考虑发生概率较大或危险性较大的一阶最小割集，如26个一阶最小割集等。
(3)对油田集输联合站安全性进行事故树评价，可以抓住解决问题的主要矛盾，编制预防事故的安全检查表，能为系统安全分析创造良好的条件．使人们能全面了解防止事故的要点，促进油气田安全生产具有重要意义。
第三篇：油田联合站注水系统实时监测与控制
油田联合站注水系统实时监测与控制
作者：北京理工大学化工与材料学院（１０００８１）陈祥光 来源：《电子技术应用》
摘要：为了提高油田联合站的自动化管理水平，确保注水系统的安全性和可靠性 采用ＰＣ－工业控制计算机和ＡＤＡＭ ４０００系列及ＡＤＡＭ ５０００系列智能模块，对油田联合站注水系统进行自动化控制，对污水罐液位、注水泵和电机的温度、输出水压力和流量以及润滑油压力和流量进行实时检测与控制。检测与控制信号通过ＲＳ４８５总线与工控主机连接，研制完成的多功能管理软件已成功地应用在注水过程的自动控制系统中。关键词：注水系统 过程控制 智能模块 ＡＤＡＭ系列 ＰＣ－工控机 油田注水是采油生产中最重要的工作之一，但它是油田耗电大户，一般占油田生产耗电的３０～４０％。在油田联合站的注水系统中，注水泵机组是采油生产过程中的主要设备，是保证原油高产、稳产的关键设备。目前的一些联合站注水泵机组均无监控系统，致使水泵抽空、电机和泵轴承以及轴瓦过热烧损、泵体振动过大等事故时有发生，影响了正常生产。因此研制注水过程自动控制系统、推广应用注水系统的自动监控技术对于提高注水效率、保证安全生产具有十分重要的意义。
１ 注水系统工艺流程及监测点的确定
某油田联合站注水系统工艺流程图（总控图）如图１所示。
其工艺流程为：来自新、老联合站的污水，经过沉降过滤处理后，用泵打入污水储罐，依据生产指标要求，来水经高压注水泵增压后，通过干线输至配水间，再经控制、计量后分配至各注水井。系统主菜单如下所示： 系统设置 储水罐监测 注水泵电机控制 报表输出 数据管理 数据通讯 系统帮助 退出系统 根据现场运行的实际情况，以及生产过程中可能出现的问题，选取以下各参数进行实时监测与控制：
（１）污水储罐
①１号储罐液位实时监测及上、下限报警； ②２号储罐液位实时监测及上、下限报警； ③３号储罐液位实时监测及上、下限报警。（２）注水电机
①电机前后轴承温度； ②电机定子（机身）温度。（３）注水泵
①注水泵前后轴承温度； ②注水泵进出口压力。（４）公共参数 ①汇管压力、流量； ②润滑油压力、流量。
２ 储水罐液位自动监测系统
储水罐的工艺指标是水位高度保持在５～８米之间，当液位高于８．５米时，发出上限报警信号；当液位低于４．５米时，发出下限报警信号。储水罐液位自动监测系统如图２所示。
３ 注水泵、电机自动监控系统
注水泵、电机自动监控系统是通过实时检测泵进出口压力，泵和电机的轴承、轴瓦温度，以及润滑油的压力、流量来控制电机的正常运行，对温度、压力及流量均设有报警信号。注水泵、电机自动监控系统如图３所示。
４ 自动控制系统硬件设计 本自动控制系统硬件采用ＡＤＡＭ ４０００ 系列和ＡＤＡＭ ５０００系列智能模块，主机选用研华ＰＣ－工业控制机。该系统连接框图如图４所示。
模块定义如下：（１）“４０８０”计数器输入模块共３块，每块具有两个独立的３２位计数器，分别检测１～５台污水进口流量计脉冲信号和１台润滑流量计脉冲信号。
（２）“５０１７”８通道Ａ／Ｄ转换模块共６块，分别检测３个储水罐的上下限检测信号、每台注水泵的输入／输出压力信号、注水泵和电机的温度检测信号以及润滑油的压力信号等。
（３）“５０６８”８通道继电器输出模块共１块，分别控制５个注水电机的启停。（４）“５０５１”１６通道数字量输出模块共１块，１～８通道输入“４０４８”模块的报警输出信号，９～１６通道分别输入注水泵、电机等的开启状态。
（５）“５０００”可编程控制器共２块，第１块包含３块“５０１７”、１块“５０６８”；第２块包含３块“５０１７”、１块“５０５１”。其主要功能是将“５０１７”、“５０５１”、“５０６８”的检测信号通过ＲＳ４８５总线传送至工控主机。
５ 自动控制系统软件设计
注水过程自动监控系统软件由主控图、储水罐控制图、注水泵和电机控制图、系统设置、报表输出、数据通讯、系统帮助、退出系统等８大部分组成，大小画面共几十幅，系统软件结构图如图５所示。系统画面功能大致可归纳为以下几点：
（１）主控图
主控图画面包括３个储水罐、５套注水泵和电机以及相应管网、阀门等，实时计量各储罐进水流量数值；实时检测各注水泵进出口压力、泵和电机各点温度、以及润滑油的压力和流量等；实时显示各注水泵、电机的的启停状态。在画面上通过鼠标单击有关按钮可对各注水泵、电机进行开关控制。
（２）系统设置
系统设置画面的主要功能是：操作员登录、配置用户及密码修改，并可对各注水泵、电机的优先启停进行设置，同时还可以设置工艺过程的有关参数。
（３）储水罐监测
在储水罐控制画面上可实时显示储水罐的液位状态，对１、２、３号储水罐的液位上、下限设有报警功能。当某储水罐液位越限时，工控主机将发出报警信号，画面上相应位置有报警灯闪烁，以及时提示操作人员采取相应措施。
（４）注水泵、电机控制
注水泵、电机控制画面显示５个编号按钮，单击其中某一按钮，即进入到相应的注水泵、电机画面三级画面，该画面显示注水泵、电机的运行状态。正常工况下，注水泵、电机日夜不停地运转。当温度信号越限时，工控主机发出报警信号，如果温度继续上升，直至超过上上限时，主机将输出信号切断电机电源。当测到润滑油流量不足或无流量信号时，主机也发出相应报警信号，以提示操作人员及时处理。
（５）报表输出
报表输出画面可供选择的报表打印按钮有：打印即时数据报表、打印历史数据报表、打印单日注水量清单、打印单月注水量清单等。用户可根据需要单击相应的按钮。
（６）数据通讯
用户通过选择数据通讯画面上的相应按钮，可将实时数据文件或历史数据文件传至信息中心或上层计算机管理系统。
（７）系统帮助 系统帮助包括一级画面、二级画面及三级画面的操作说明，以及紧急停机和事故处理操作说明，其目的是帮助用户尽快掌握和应用该系统软件的全部操作功能。
（８）退出系统
若用户要求退出监控系统，可进入到退出系统画面，在单击退出系统按钮时，系统将检查操作员的权限，只有达到退出系统的权限时，才能正确退出系统。
本文在分析研究油田联合站注水系统生产工艺的基础上，采用ＡＤＡＭ系列智能模块、ＰＣ－工控机以及美国ＤＥ公司生产的射频导纳物位计等仪表，设计完成了注水过程自动控制系统，并将其应用于油田联合站。该系统的主要特点是：操作画面友好、系统功能强、运行稳定可靠，实时监控软件包括有多级操作画面，可实时动态地显示各工艺参数和综合信息，并采用ＶＢ５．０编制打印报表软件，克服了当前工控系统打印输出报表功能单调、不能满足用户要求的缺点。该系统具有实际推广
第四篇：联合站生产成本问题与对策分析（模版）
联合站生产成本问题与对策分析
刘清富
（集输大队信息组）
【摘要】药剂费、电费和燃料费为联合站所消耗的主要生产费用。通过对联合站内与此三种费用相关问题的分析研究，指出了影响联合站内生产成本的主要因素，并提出一些针对性的改进措施，以达到节能降耗的目的。
【主题词】联合站 生产费用 节能降耗
孤东油田已进入高含水开发阶段，平均综合含水已超过94％，采出液中含水量逐渐增多，造成联合站生产形式日益复杂，暴露出众多的生产和管理问题。与此同时，随着企业市场化经营的不断深入，成本管理越来越成为企业经营管理的主要内容。在各项材料费用居高不下、系统改造新增投资和低成本运营难度愈来愈大的情况下，如何解决制约可持续发展的效益“瓶颈”，已经成为联合站研究的难点和重点。
1、联合站站内加药相关问题分析
为实现原油处理和污水处理，各联合站一般采用站内现有的工艺流程结合投加化学药剂的方法。所需化学药剂费用为联合站生产成本的重要组成部分。添加化学药剂主要为了原油脱水，可对原油脱水困难的原因进行详细分析，以探寻节约药剂成本的可行性。
1.1．脱水难的原因(1)原油品质差
原油中胶质、沥青质、蜡含量高，由于沥青质、胶质、石蜡等这些石油中天然的乳化剂的吸附作用，造成原油破乳脱水困难。
(2)原油乳状液的复杂性
油田最常见的乳状液为油包水型乳状液，采出水中还常存在水包油型乳状液。此外，原油中还含有油包水包油型、水包油包水型等复合乳状液。原油乳状液的复杂性是原油脱水困难的另一个原因。
(3)生产用剂的多样性
在油田生产中加入了大量的清防蜡剂、解堵液等表面活性剂，地层中和原油中含有胶质、沥青质、树脂、石蜡等天然表面活性物质和水湿性颗粒。这些表面活性物质在高温、高压作用下相互作用、反应，形成吸附性更强的新的表面活性剂，增强了乳化石油的表面张力，导致原油破乳脱水困难。
(4)破乳剂使用不当
由于原油组成和原油乳状液成分日益复杂，任何单一破乳剂很难适应工况的连续变化；同时还可能存在破乳剂与原油中化学物质发生反应，增强了乳化石油的表面张力或破乳剂与原油中化学物质发生中和反应，削弱了破乳剂的破乳功能，造成原油脱水困难。
(5)脱水设备和脱水工艺落后
目前，孤东油田已经进入开发后期，开采出的原油组分和物性越来越复杂，原有的破乳脱水设备和工艺流程已经不能满足目前原油破乳脱水的需要，这也是造成原油破乳脱水困难的原因之一。
1.2．对策分析
(1)选用合适的破乳剂，加强运行参数调节
基于在油田生产中，原油组分不断变化的实际情况，必须要强化定期筛选破乳剂的工作。通过实践来验证某种原油乳化液使用何种破乳剂效果最好，确定破乳使用的最佳温度、最优破乳时间和最佳用量等。温度升高可以加速原油的破乳速度和效果，但同时也会使原油中某些组分焦化，影响破乳脱水效果，增加能源的消耗。在保证破乳效果、脱水水质和不产生中间乳化层的情况下，应尽量选用破乳温度较低的破乳剂。
实际生产过程中破乳剂的破乳效果与实验室的实验结果往往存在一定的差别，应当定期观察，将实际
[3][2]
[1]破乳脱水效果与实验结果进行对比分析，找出差距，根据生产实际及时调整原油脱水的工艺和参数。
其中优化研究重点在于以下几点：同一温度条件下，破乳剂不同用量与破乳脱水效果和时间之间的关系；同一破乳剂用量下，不同温度与破乳脱水效果和时间之间的关系以及实验室破乳效果与实际生产破乳效果之间的差距关系。
(2)引进先进技术，改造生产工艺
各联合站可积极汲取其他它油田破乳脱水的先进经验，再结合本油田原油的特性、生产的实际情况，选用国内外先进的脱水技术设备。为减少原油破乳脱水过程中，由于长距离输送的机械作用所造成原油的重新乳化和反复高温、高压处理所造成的原油中某些物质焦化所造成的破乳困难，可将电脱水器、油气分离器、加热炉、沉降脱水器等设备有机的组合为一体，制成合一设备，缩短了破乳流程，从而最终达到节约破乳剂用量的目的。
此外，加药方式可采用PID变频调节，根据来液量自动调节破乳剂加注量，这样便能达到一种最佳的加注浓度，一种最佳的平衡状态，以实现优化运行目的。
应当大力发展各种油水分离和污水处理等各种机械设备。主张以工艺流程为主，投加化学药剂为辅。因为化学药剂不但费用不菲，而且药剂之间化学反应复杂，可能相互发生反应，导致产品失效。
2、联合站内动力消耗费用相关问题分析
集输系统联合站的动力设备主要是指原油外输泵、电脱水及污水外输泵、注水泵等，它们担负着油田原油及污水的收集、处理和输送的重任，是油田原油生产、处理和输送过程中的主要耗能设备之一。目前，孤东联合站动力设备运行状况欠佳，大多存在着设备老化，电机损耗大，泵效率低下，通常不到45％，“大马拉小车”的问题特别突出，运行效率低；实际运行中，主要靠改变泵出口阀门的开启度来实现排量的变化，存在节流损耗大、泵管不匹配、压差大、管网效率低及电机功率因数低等现象。对泵机组进行技术改造，提高其运行效率，经济效益非常可观，节能降耗潜力巨大。
2.1.使用变频调速技术
为降低电费成本，联合站内变频装置的使用应得到推广。应用变频技术可实现对流量、压力等的闭环控制，保证生产过程的平稳、可靠；变频装置还可减少对设备的冲击，减少对机泵及球阀的磨损；变频技术节能效果尤为显著。由于生产负荷变化、生产季节变化等，机泵负荷也不断变化，对于流量变化较大的机泵负荷采用变频调速效果非常明显，而且负荷变化范围越大，节能效果越好。
因此，根据各联合站生产的实际情况，可在站内各泵机组处针对性的使用变频装置，通过对电机转速进行控制，尽量避免“大马拉小车”现象，实现生产流程平稳运行。该举措可节约大量的电力费用。
2010年—2012年，集输大队共应用变频器42台，55kW及以上的电机基本上安装了变频器，年节电总量在130万kW·h。
2.2.其他优化改造措施
可对机泵进行针对性的拆段，减小动力投入；更换机泵叶轮，使动力投入减少；随着生产量的变化，及时凋整、更换动力设备，避免余量过大；更换新型高效油水泵等。
近两年东一联、东四联、东三联先后进行了外输泵改型，例如：东一联将功率800kW的油外输泵更换为600kW的高效泵，东三联将110kW老式机泵改为节能型新泵，大大实现了节能降耗，年节约用电70万kW·h。
[5]
[4]
3、加热炉燃料费用相关问题分析
加热炉[1][6]在联合站中的耗能占有重要的地位。联合站内加热炉的运行情况通常会随生产工艺的要求而发生变化，这种变化对加热炉的经济运行会带来不同程度的影响。
3.1.影响加热炉经济运行的因素(1)加热炉运行负荷 受油田生产的影响，加热炉运行负荷经常发生改变。加热炉运行负荷的波动，对加热炉经济运行会产生较大的影响。当加热炉运行负荷在高负荷(70％以上)或接近满负荷时，其运行效率较高，经济性好；然而国内多数联合站由于受生产工艺和季节性的变化，加热炉常处于低负荷运行，从而造成加热炉热效率低，经济性较差。
(2)加热炉被加热介质的含水率
联合站内脱水加热炉的被加热介质是油水混合物。由于水的比热相对较高，被加热介质中含水率越高，游离水所带走的热量就越多。若原油在加热前仍含有大量的游离水，会造成多余的能量消耗，使燃料费用增多。为节约加热炉的燃料费用，必须设法降低脱水加热炉被加热介质中的含水率。
(3)加热炉的排烟温度
排烟温度的高低直接影响排烟热损失率的大小。也是影响加热炉经济运行的主要因素。排烟温度每降低12～15℃，加热炉热效率提高1％。排烟温度升高，热损失增大，热效率降低，燃料消耗增加，所以在加热炉运行时应尽量降低排烟温度。
(4)加热炉的过量空气系数
过量空气系数和排烟温度一样，直接影响着排烟热损失。它是影响加热炉经济运行的一个非常重要的参数。过量空气系数每增加0.1，排烟损失就要增加0.5％左右。过量空气系数在1.2左右时，热效率最大。过量空气系数的控制是加热炉经济运行的关键。
目前国内先进的联合站采用配有自动配风调节装置的高效燃烧器，以代替采用人工调节档板方式的老旧设备。此类燃烧器部分采用了变频调节技术，可使过量空气系数得到有效控制，实现了加热炉的经济运行。
3.2.加热炉运行参数优化研究(1)优化脱水加热炉的加热温度
国内多数油田经过长期开采，原油含水率不断增加，原油乳状液粘度也发生了复杂的变化。随脱水温度的升高，原油粘度下降，油水界面张力下降，有利于脱水质量的提高。若采用高效的低温型破乳剂，能在加热炉加热到较低的温度下，达到原油脱水目的，因此脱水加热炉最低温度的确定还受原油脱水工艺因素的影响。
(2)优化外输加热炉出口温度
为了保证原油安全输送，必须要求原油输送温度达到一定数值。最低原油外输温度受原油物性、管道长度、管道保温情况等多种因素的影响。由于受生产工艺和测量手段的影响，实际的外输温度往往大于理论最低外输温度，因此加大了加热炉热负荷，增加了外输加热炉的能耗。为实现外输加热炉的经济运行，应在满足原油安全输送的前提下，尽量降低加热炉的外输温度，保证加热炉经济高效运行。
3.3.对策分析
(1)加强脱水前的油气水分离，选用高效三相分离器，选择合适的破乳剂，保证脱水前的油气水分离效果。
(2)选择高效燃烧器，采用自动配风装置，实现加热炉过量空气系数自动调节。
(3)根据生产工艺实际情况，优化加热炉运行工艺参数，降低脱水加热炉和外输加热炉加热温度，实现加热炉低耗高效运行。
4、结束语
本文从生产运营，成本控制的角度出发，主要分析了涉及联合站药剂费、动力费以及燃料费相关的生产工艺和重要设备存在的主要问题，并针对具体问题提出了具体性的举措，以达到节能降耗，节约成本的问题。需要特别的指出的是，涉及到具体的优化工艺运行参数时，必须考虑到整个联合站、甚至整个集输系统的整体效益，需要更进一步的深入研究和详细论证。
参考文献：
[1] 冯叔初 郭揆长.油气集输与矿场加工.中国石油大学出版社，2006 [2] 赵福麟．油田化学．石油大学出版社，2003 [3] 任卓琳 牟英华 崔付义.原油破乳剂机理与发展趋势.油气田地面工程，2005.7 [4] 钱锡俊 陈弘.泵和压缩机.石油大学出版社，1989 [5] 李方圆.变频节能技术在风机、泵等通用机械中的应用.节能与安全，2008.6 [6] 邓寿禄 徐涛.集输系统加热炉的经济运行.油田节能，2006
第五篇：基于网络化油田联合站安全监视监控系统
基于网络化油田联合站安全监视监控系统
孙天祥1 杜晓毅2 张乃禄3 魏磊3 l延长油田定边采油厂2大庆油田采油六厂3西安石油大学电子工程学院
摘要：针对延长油田定边采油厂集输联合站工艺流程和安全生产要求，开发基于智能网络化的联合站安全生产监视监控系统。该系统采用工业以太网与现场总线技术，构成联合站生产工艺参数与设备状态监控和生产过程实时视频监视系统，实现联合站生产过程安全监视监控和生产事故预警预报。运行表明，系统大大提高了联合站生产过程自动化、安全生产保障能力与安全管理水平，具有典型的应用示范作用。
关键词: 联合站；安全监控；系统开发 前言
采油厂集输联合站是进行油气水分离外输、污水处理、原油含水分析、油田气处理等的综合性生产工艺流程枢纽。站区内压力容器密布，油气管道纵横，生产过程相对复杂，生产和储运的易燃、易爆物质，及有毒、有害、有腐蚀物质都具有潜在危险，事故风险高，安全生产难度大，一旦发生事故就会造成巨大的灾难和经济损失。随着“3C”技术的发展，油田集输联合站生产过程的监视监控和管理一体化成为油田自动化的发展方向[1-z]。结合延长油田定边采油厂集输联合站工艺流程和安全生产要求，采用工业以太网与现场总线技术，开发基于智能网络化的联合站安全监视监控系统，以实现联合站生产过程安全监视监控和生产事故预警预报。联合站工艺流程和系统需求分析 2．1工艺流程
联合站工艺流程为：单井来油进入翻斗计量分离器一翻斗计量分离器出油进入三相分离器一三相分离器出油进入换热器一换热器出油进入沉降罐一沉降罐出油进入储油罐。
2．2 系统需求
联合站站内监控的流程主要以原油的输送、加热、分离、储存以及污水处理为主。监控的设备主要包括原油储罐、三相分离器、锅炉、各类动力泵和管道系统等，各流程监控点监控温度、液位、压力、流量和可燃气体浓度等参数，各设备监控点主要监控电机的启停及状态等。视频监控主要包括整个站区室内的分离器区、注水区、油罐区、卸油区、汽车衡区和办公区，人员以及车辆出入等状况的视频监视。安全监视监控系统组成与实现 3．1系统组成
安全监视监控系统包括生产工艺参数与设备状态监控和生产过程实时视频监视，重点监控生产工艺流程、装备和现场环境。系统整体设计分为监控层、控制层和设备层三部分。系统整体组成如图1
3．2系统实现
(1)监控层。监控主机选择2台研华公司工业控制计算机IPC一610H，带有RS一232C标准通讯接口、以太网卡及打印机并行口。利用CP561l网卡提供的Profibus—DP通讯接口，将2台IPC通过Profibus电缆连接起来。监视系统选择16路数字硬盘录像机，6台带云台的El夜型摄像机及控制键盘。将2台监控主机与数字硬盘录像机用工业以太网连接，构成基于双机冗余的监视监控系统。
(2)控制层。选用西门子S7—300系列PLC(CPU314C--2DP)。CPU模块带有模拟量和数字量控制，可以完成储油罐液位检测控制，电机、系统启停操作和状态显示等功能。附加的4个SM331模块完成了现场各种模拟量信号检测的功
能，数据传输信号为4一-．20 mA模拟电流信号。每台摄像机配备解码器，完成视频信号的数字化转换及数据压缩。
(3)设备层。选择智能型传感器及仪表，完成工艺过程温度、压力、流量、液位等参数和安全状态的检测与远传，是监控系统与生产过程的接口。安全监控系统软件设计
(1)上位监控系统软件采用双机冗余系统，具有工程师站和操作员站。工程师站完成系统组态、开发和监视功能，操作员站完成系统运行监视功能。根据工艺流程的需要，开发系统主流程画面、卸油罐画面、储油罐画面、三相分离器画面、污水处理和注水画面、事故预警报警画面，以及联合站的各种生产报表。通过菜单操作，可以任意切换画面，获得各个流程更详细、具体、全面的数据和信息。
(2)下位机软件使用SlEMENS公司S7—300PLC组态软件STEP7设计。程序主要由组织块OB、功能块FB、功能函数FC和数据块DB等构成。在程序设计上采用查询与中断相结合的方式。模拟量信号采集子程序、控制调节子程序、预报警子程序都放在主程序模块OBl中。储油罐的液位控制由STEP7的一个内部PID功能模块(FB41CONT—C)分别完成。
(3)数字硬盘录像机使用自带软件。包括视频数据采集与压缩录像、云台控制、接入报警，同时在原有软件基础上作出调整：
①将播放器的快播5倍改为10倍(要求连续快播。不断帧)； ②做格式转换器，将该格式转换为MPEGl或MPEG2； ③播放器可分三级放大(3个不同大小的图面)以供选用； ④在播放器中有文件编辑功能，文件名可以自我设定。系统功能与特点 5．1系统功能 该系统功能包括：
①实时动态地显示分离器油水界面，以及油罐液位等设备的测量数据； ②通过工程浏览器可实现数据远传及修改设置参数等功能； ③检测参数实时数据趋势和历史数据趋势显示功能； ④生产事故预警和状态报警功能；
⑤PID控制器实现缓冲罐液位的自动控制；
⑥手动自动录像、异动侦测录像及探头报警录像； ⑦视频监视和检索
同步，以多种方式对录像文件和图片进行检索。5．2 系统特点
该系统特点有：①系统运行安全可靠。双机冗余、热机备份，具有工程师站和操作员站功能。故障突发时，系统会提示操作员并自动切换，提高了系统可靠性。②系统网络化。监控系统与监视系统网络互联，提供数据查询与信息分析的平台，及时了解监测现场情况。③可维护性强。采用模块化结构设计，维护时只对相应的模块进行调整即可，不必改变软件结构。结语
延长油田定边采油厂联合站安全监视监控系统于2009年10月投入运行。实际生产运行表明，该系统实现了联合站生产过程安全监视监控和生产事故预警预报，大大提高了联合站生产过程自动化、安全生产保障能力与安全管理水平，降低了采油厂生产管理成本，具有典型的示范效应和推广价值。
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