油库自动化计量论文

油库自动化计量论文（精选6篇）

油库自动化计量论文 篇1

一、油库自动化计量系统的重要性

随着2004年底石油市场的开放, 建立一套先进可靠、切实可行的油库自动化系统, 可以全面提升油库的生产效率和安全管理能力, 从而降低运营成本, 将油库的业务数据与公司总部信息系统集成, 为公司进行战略分析提供准确、可靠地数据来源, 可以使总公司及时、更好的结合自身信息把握市场脉搏, 优化业务上下游的采购和生产计划, 将非常有助于提高公司在整个供应链的竞争力。

二、油库计量化自动化现状

油罐的计量最初是通过人工投尺、采样、计算实现的, 随着计算机系统的技术的发展出现了自动化计量系统。自动化计量系统是集现代数字通讯技术、计算机软硬件技术、油罐液位计量业务知识为一体的实时信息采集和分析处理信息系统, 它是通过液位计、温度计、密度计、压力计等测量传感器取得油罐与计量相关原始数据, 以各种总线技术作为数据传输技术标准, 多种通讯形式实现计量服务计算机与现场测量传感器终端通讯, 最后由计量服务计算机分析处理实时取得的计量数据, 图形化显示、产生后续业务数据提供进一步分析使用, 所有相关人员都可以在拥有相应权限的基础上, 通过网络共享使用包括实时信息和历史信息在内的计量数据。自动化计量系统从系统结构上可以分为下位机测量仪器仪表、数据通讯、上位机软件系统三大部分。

首先, 从下位机测量仪器仪表来看, 国外由于基础技术雄厚, 并依靠技术的不断进步, 在计量自动化仪器仪表研究应用方面一直走在前列, 不仅品种齐全而且技术先进性能可靠, 从实验室研究向民用转变时还兼考虑到价格便宜、使用周期长、维护时间短且费用低。随着技术的不断发展, 仪表的结构和功能都得到了很大的改进, 都按照一定总线标准发展。正因为技术上的优势使得国外的计量仪器仪表占有很大部分的国内市场, 特别是在对计量精度要求比较严格的高端市场。

其次, 数据通讯方式最初采用RS—485总线方式向油库自动化系统现场总线方式转变[1]。RS—485总线方式的特点包括:

1.布线方式简单, 多点互连时非常方便, 可以省掉许多信号线;

2.在任一时刻只能有一个发送器, 其余的都作为接收器, 也即是一主多从的通信方式。

1、受制于485总线通信速度的限制, 一般使用此种总线的网络规模不宜过大, 而且传输距离也受到限制, 油库的地理环境影响很大;

2、计量系统独占总线通讯资源, 与油库其他自动化子系统是分开的, 正因为如此, 对只实施自动化计量系统的油库来说, 其实施成本相对来说是比较低的。

而实际情况是油库自动化系统都是整体实施、局部省级改造, 简单的RS—485总线方式已经不能满足油库的需求了。这时现在总线技术的优势就显现出来了:

3.数字化通讯方式, 相对于之前的模拟信号方式, 不仅提高了测量和控制的精确度, 而且也减少了传输过程中产生误差的可能性;

4.它的系统机构也很简单, 多个设备可以同时通过一条电缆接入现场总线, 因此施工布线的成本和工作量大为下降, 当需要增加现场控制设备时, 只需就近将增加的设备接入总线即可, 节省投资的同时也减少了设计、安装的工作量, 减少了重复施工的情况;

5.增加了可选设备的范围, 由于现场总线协议的出现, 不同厂商都可以在遵守现场总线协议的基础上生产自己的仪器设备, 能够避免出现用户在系统集成中因协议或是接口不兼容而无法使用某些设备的情况[2];

6.设备智能化, 现场设备具有一定的自诊断和处理简单事故的能力, 而且还可以通过现场总线将相关信息传递到控制室, 方便用户查询所有设备的运行状态, 尽早发现、分析、解决问题。

现场总线不仅是油品计量系统未来发展的方向, 国内相关厂家也在积极的推出自己的总线标准, 并已应用于市场[3]。

最后, 国内目前正在使用的软件系统实现了计量系统的基本功能, 包括数据采集、实时处理、显示计量数据, 但仍然存在一些问题。考虑到系统用户群中一大部分是面向基层的操作人员, 但他们对系统的整体概念了解不深, 对系统的操作使用要求尽可能的简单明了, 现在系统的人机界面设计缺乏互动性, 不能很好的满足用户操作使用的要求;业务数据方面, 目前的处理也仅停留在实时显示, 缺乏对数据后续使用的继续深入挖掘;系统构架设计方面, 目前系统采用面向工程技术, 多是针对油库自动化计量系统实施的某一阶段具体内容专门定制开发的, 由于不同阶段计量统计的需求都是具有独立性, 在设备选型、接入方式上可能存在差异, 因而具有一定的局限性。当系统下位机组成发生变化后, 上位机软件系统无法通过简单的配置就可以满足需求的, 基本都需要有针对性的修改系统源程序, 并经过严格的测试后才能投入实际使用。再次修改系统这项工作不仅需要对系统重新评估, 还需要耗费投入的人、物、财等资源, 而且还会带来很多的不确定性, 给系统稳定运行带来隐患, 增加了后期维护功工作的难度。

一个高水平的计量软件系统可以全面提升油库的生产效率和安全管理能力, 改善油库计量操作人员的工作环境, 降低劳动强度, 有利于提高劳动生产率, 从而可以降低油库整体的运营成本。从提供商的角度, 一套设计良好并成功实现的软件系统可以缩短系统实施的周期, 降低服务费用, 提高实施项目的利润率, 帮助全面提升公司在客户心目中的地位, 从而有助于占领市场。

参考文献

[1]凌国平, 周新建, 如何提高测控系统中RS485通信的可靠性[J], 仪器仪表报.

[2]王黎明, 夏立, 邵英等, 现场总线及工业控制网络技术[M], 北京;电子工业出版社.

[3]张士超, 移垂杰, 林海波, 现场总线的技术特点及应用分析[J], 国内外机电一体化技.

油库自动化计量论文 篇2

图2中, 雷电通道与CLO PLUS设备与854液位变送器间信号线发生电容性耦合, 信号线上的感应电流双向传播, 流经各自设备后分别通过PE1与PE2流入大地, 对此, 我们可以建立一个电路模型来大致分析受感应导体承受的感应电压, 为方便起见, 只选择CLO PLUS设备来建立如图3电路模型:把雷电通道比作噪声导体, 把雷电通道与受感应信号线间电容用CS来表示, RL为受感应设备CLO P LUS接地总电阻值, CL为其对地电容, US代表雷电通道对地电压, Un即为受感应设备CLO PLUS与地电压值。

将图2进一步转化为图4后, 很容易得到

当噪声电压的频率较低时, 阻抗RL远小于CL和Cs的阻抗时,

当噪声电压的频率较高时, 阻抗RL远大于CL和Cs的阻抗时,

由 (2) 与 (3) 式可知, 受侵害设备所遭受的电容性雷击大小正比于雷电噪声电压Us, 雷电噪声频率f, 雷电通道与信号线间电容Cs, 受侵害设备对地阻抗RL。一般雷电噪声电压Us, 雷电噪声频率f往往不可控, 结合实际并考虑我们机场油库CLO PLUS系统设备, 可以考虑以下三个措施来尽量降低CLO PLUS系统遭受的电感性雷击。

(1) 尽量减小CLO PLUS设备的接地阻抗RL, 由R=ρL/S可知, CLO PLUS接地阻抗应尽量短, 在规范允许内适当粗一点。

(2) 尽量减小雷电通道与信号线间电容Cs, 由C=ΞS/4лk D可得, 应增大雷电通道与信号线间距离D来减小其电容, 实际做法可将电源线与控制系统信号线分开铺设, 尤其是高建筑物 (油库区高杆灯、安保系统摄像头) 电源线最好与854液位传送信现场变送信号线分开铺设。

(3) 由于高频信号容易产生耦合, 因此高频信号宜与低频信号线分开铺设, 油库安保系统视频信号线即为高频信号线, 宜与854液位传送信号线分开铺设。

另外, 由于条件的限制, 以上办法难以做到万无一失, 实际还可采用屏蔽信号线的办法来达到减小电容性耦合侵害的目的, 如图5所示, 当受感应信号线的外层包了屏蔽层后, 上面所述的感应的噪声电压Un便作用在屏蔽层上。

(1) 如果屏蔽层不接地, 受感应信号线和屏蔽层之间的分布电容Ces上没有电流, 则受感应导体上接受到的噪声电压就是屏蔽体上所感应的噪声电压。

(2) 如果屏蔽体接地, 因为屏蔽层上的电压为零, 所以受感应信号线上的噪声电压也为零。

由于受感应导线不可能全部封闭在屏蔽体内 (包括导体两端外露和编织屏蔽层的空隙) , 所以实际情况要复杂一些。为了获得良好的电场屏蔽, 需要做到以下几点。

(1) 最大限度的减小信号线延伸到屏蔽之外部分的长度。

(2) 为屏蔽层提供一个良好的接地, 从这点上我们可以得到启发, 即检查油库库区与自控楼所有铠装电缆是否已接地。

摘要：自从今年4月份以来, 我所在单位的某油库854油罐自动计量系统CLO Plus芯片卡件屡次遭受雷击, 致使人机界面数据显示错误, 无形之中加大了作业值班组的风险压力, 给该油库的正常运转作带来了极大的不便。如下为854油罐自动计量系统信号简化流程图, 我们将从防静电感应雷击保护措施方面来分析CLO Plus芯片卡件可能遭受的雷击途径以及改进建议。

油库自动化计量论文 篇3

1 油库计量管理的内容

油库计量管理工作主要运用各种计量设备对油品的质量, 容积进行测量统计。严格保证计量装备, 稳定, 标准是油库计量单位最大的工作任务。而油库计量管理工作主要为运用先进的管理体系对油库计量工作中出现的问题进行管理调控, 尽量减少因为计量工作失误所导致的隐患及事故。

2 油库计量管理存在的问题

目前, 我国的油库计量管理工作并没有构成健全的管理体系, 相关的油库计量管理人才十分缺失, 石油企业的计量设备及计量技术也普遍落后, 并不能与日益先进的石油技术相匹配, 这些问题都导致了石油产品浪费及设备损坏的现象, 影响了石油产业的发展。

3 油库计量管理改进的方法

3.1 完善管理原油产品数量的程序

石油产品的数量检测是油库计量工作中最主要的一项工作, 作为贮存石油产品的油库, 往往会存放有大量的原油产品, 这就要求石油计量单位应认真核查油库中各种石油产品的数量。在原油入库时, 应严格遵守相关规章制度, 按照原油种类及油库油罐的收油标准分别对各种石油产品进行入库, 同时做好记录工作, 对于数量较大的石油产品, 应反复检测, 保证记录数据的准确。此外, 在原油入库后, 也应该定期对库内各种产品进行检查, 防止因为种种外界因素所造成的产品损失。最后, 在原油出库时, 应严查需求方的凭证, 保证石油产品的去向安全, 同时, 应按照相关标准进行出库工作, 防止数量误差的产生, 防止不必要的产品损失。

3.2 严格管理石油产品的质量

在油库石油产品的储存过程中, 很可能会因为一系列化学原因导致石油产品的损失。这就要求石油计量单位应具备了解各种石油性质的专业技术人员。首先, 应防止因为工作人员的不认真所导致的串油现象, 应该加强对油库工作人员的培训, 加强其对油库计量工作的正视。然后, 在石油产品入库之前, 应该对该产品的相关性质进行专业分析, 判断新入产品是否会对库内原油产品造成影响。最后, 应该技术对油库内储存罐进行检查, 保证石油罐不会出现漏油现象, 保证原油产品的贮存质量不受到影响, 同时, 也应及时对库内产品进行质量检测, 对于已经发生变质的产品技术分析原因, 进行补救, 并追究相关人员责任, 保证类似问题不再重复发生。

3.3 减少石油产品在运输过程中的损失

油库往往存有相当数量的石油产品, 这些产品大部分具有易燃易爆的危险性, 这就要求负责石油产品运输的人员必须严格遵守相关规定, 保证石油产品运输的安全。在石油运输工作进行前, 应提前对运输环境进行严格的检查, 对于可能会发生事故的隐患坚决进行排除, 在运输过程中, 应该采用专业的运输设备, 还应该配备专业的石油技术人员及必要的消防设施, 防止因为运输过程不当或者外界因素所引起的石油泄漏问题, 特别是容易引起重大人员损失和经济损失的石油爆炸事故。

3.4 及时更新和保养相关油品计量设备

油库计量工作离不开先进的计量设备和计量技术, 由于我国计量技术及设备并不能满足飞速发展的石油产业, 我国计量工作并不能顺利的进行, 工作效率并不高, 这就要求油库计量管理单位应加大对先进计量技术及设备, 及时淘汰落后的设备设施, 提高计量工作的效率和质量。同时, 应及时对已有的油品计量设备进行检查, 对于发生损坏的设备设施, 迅速派遣专业技术人员进行维修管理, 对于损坏较严重的设备, 视情况进行更换, 保证计量工作的正常进行。

3.5 提升油库计量工作人员素质

在油库计量管理工作中比较重要的一点就是加强对计量工作人员素质的培养。油库计量工作的正常进行离不开所有工作人员的共同努力, 任何岗位出现问题都会影响整个工作的进程, 这就要求油库计量单位应明确用人标准, 及时对油库工作人员进行检查考核, 对于态度较差没有责任心的工作人员坚决开除, 同时, 应该不断加强员工对于计量工作相关规定及法律法规的学习, 加强员工道德品质的培养, 构建一个共同努力的工作氛围, 保证计量工作的正常开展。

4 结束语

油库计量管理工作涉及较广, 影响较高, 其直接影响了石油储存的安全, 在油库计量工作中, 应该不断健全管理体系, 深化计量管理制度, 提高计量工作人员素质, 保证计量工作正常高效进行, 最大限度较少油库利益的损失。

参考文献

[1]赵兴伟.油库计量仪表设备的远程参数管理[J].石油库与加油站, 2014, (5) :30-33;6.

油库自动化计量论文 篇4

油库中的成品油主要包括煤油、汽油与柴油。由于成品油在静置情况下会发生分层现象, 因此对密度计量造成很大的困难, 这是液体石油产品的共性, 该现象以汽油最为明显。另外, 液体成品油还存在密度分布不均匀, 变化较大等问题, 通常对于液体成品油, 常用的交接计量方式有三种:立式金属罐人工交接计量、铁路罐车人工交接计量和质量流量计交接计量。

一、立式金属罐人工交接计量

根据相关的规定, 在做密度分析的时候, 样品个数是由油品混合的均匀性和油品液面的高度决定。对于透明的成品油而言, 混合均匀的油品应当具有很小的粘度, 密度差值在0.0012g/cm3以内, 混合均匀的非透明成品油密度差值不能超过0.00156g/cm3。取样的时候, 应该从混合均匀的成品油油层的1/6、1/2、5/6三个部位分别取样测量密度。如果油的密度相差较大, 应当在每两层之间再增加一个样品。这种计量方法存在以下几个问题:一是油品的均匀程度事先并不知道, 需要先进行均匀性分析。如果油层均匀性比较差, 就需要增加取样的个数, 但是此时的油层已经被搅动, 需要静置一段时间之后才能取样;二是对于密度差值并没有明确的规定, 这也导致了取样个数的不确定性, 其计量一般都是在现场进行, 交接时间很长, 同样会对生产交易等行为造成影响。

二、铁路罐车人工交接计量

这种方法也不能够很好地解决液体成品油的密度分层问题。在这种计量方式中, 铁路罐车按规定要求采集罐车的中部样, 一列车要求的最少采样个数一般为4个。其中首车和尾车必须采样, 其他部位随机选取。从理论上讲, 同一批车的密度应该是相同的, 但在实际操作中, 由于外界温度和压力变化, 罐车的密度也会出现很大的差异。此外, 计量器具准确度不够, 也会产生一定的差异, 出现这种情况时, 需要将计量器具及时送检, 并更换磨损较大但在鉴定周期内的器具。

三、质量流量计交接计量

这是一种基于科里奥利原理的质量流量计。这种流量计能够将被测液体的质量流量直接显示出来, 并不需要考虑密度、温度、粘度等参数的影响, 从而大大提升了计量的准确性, 在炼化企业中已被广泛使用。质量流量计在一定程度上解决了液体成品油密度分层的问题, 在成品油交接计量中具有很高的使用价值, 已经在逐步代替其他两种计量方式。不过这种成品油交接计量方式也存在待完善之处:一是我国目前并没有和质量流量计交接计量的规范标准;二是虽然在理论上质量流量计不会受到温度、密度及粘度的影响, 可以直接读取质量流量、温度和密度等数据, 但在实际温度与检定温度相差较大的情况下, 同样可能会产生很大的误差;三是液体流速的快慢和异物粘附或堵塞也会对数据准确性产生影响。通常情况下, 流体的压力变化也对给计量结果带来误差, 如果使用时的压力和校准时的压力相差较大, 可以要求厂家提供压力修正系数。

质量流量计使用中需要注意的其他问题:1、安装时要避免震动和电磁的干扰;2、质量流量计鉴定周期为12个月, 但流量计的零点需要每3个月进行一次检测。

结束语:

以上只是简述了几种在成品油交接计量中可能出现的问题, 由于交接计量环节复杂, 仍然有很多的方面需要我们注意和加以改进。在各个环节中, 需严格地检查操作方式是否符合规定, 并在每个容易存在误差的测量方式中保持严谨的态度, 对计量结果进行校准;最后, 加强计量人员的培训取证工作, 提高计量操作水平, 严格执行持证上岗制度, 减少和消除人为因素造成的误差。

摘要：本文对油库成品油的油量交接计量中的问题进行了一系列的分析, 在最后提出了相应的建议, 为解决这些问题提供参考。

关键词：油品计量,误差,油品盈亏,分析及对策

参考文献

[1]周志峰, 杭强.浅谈油库成品油油量交接计量[J].计量与测试技术.2007, 34 (7) :66——69.

油库罐区自动化系统的防雷保护 篇5

罐区自动化系统在确定防雷保护措施前,必须对电子信息系统进行风险计算,作出准确的风险评估,进而确定合理的防雷保护。本文以南京市某油库为例,重点对其自动控制系统作出雷击灾害风险评估,并提出相应的防雷保护措施。

1 系统组成

1.1 油库自动控制系统

油库自动控制技术主要应用于成品油库的储、发作业过程,实现油品作业控制自动化和伴随油料作业的管理信息自动化。自动控制系统主要弱电仪表有液晶显示器、雷达液位仪、开关量信号、模拟量信号变送器、高液位报警开关、气动阀回讯信号、可燃气体报警仪、远传发信及高精度定量控制组成。

1.2 油库概况

南京市某油库的自动控制系统位于库区的综合办公楼1楼内,另有通信线、控制线通往罐区各储油罐的控制器及相关仪表上。

该办公楼采用钢筋混凝土结构,位于库区中部,有3层,高12 m,占地面积为532 m2,东西走向。内部供电线路为普通电缆。低压电源线敷设方式为埋地穿管敷设。

1.3 油库防雷存在的问题

雷电是一种气象灾害,它分为直击雷和感应雷两大部分。直直击雷是指闪击直接击于建筑(构)物、其他物体、大地或外部防雷装置上产生的电效应、热效应和机械力。感应雷是指闪电击于防雷装置或线路上及闪电的静电感应或雷击电磁脉冲引发的过电压、过电流,通过供电线路、弱电仪表信号线或金属管道侵入室内,危及人身安全或损坏设备。目前罐区直击雷防护措施相对比较完善,但感应雷防护存在以下隐患:一是罐区控制室的弱电设备无可靠的接地和等电位连接措施;二是罐区控制室的部分弱电线路未采取屏蔽措施;三是罐区控制室的计算机仪表电源系统、信号系统未采取感应雷防护措施。

1.4 数据采集与分析

1.4.1 雷电活动规律

南京地区的年平均雷暴日数为32.6d。3月份开始进入雷暴期,5、6月份雷电活动明显加强,7月份雷电活动最为强烈,8、9月份雷电活动逐渐减弱,10月份雷电活动明显减弱。油库的地理位置处在强雷暴天气的移动路径上。该区具有诱发强雷暴天气发展的自然地理条件,是雷暴高发区。

1.4.2 土壤电阻率

土壤电阻率数值于2008年4月10日在油库现场采集。采集当日天气晴朗,且前期长时间未下雨,表层为回填土壤,极为干燥,且为碎石。测量的工具为cz29B-1接地电阻测试仪,分别取接地极间距离a=1、2、3、4、5、6、7 m。经计算测试数据,得出土壤表层至地下-7.5 m土壤平均电阻率ρ=296Ω·m。

2 雷击损害风险评估

雷击损害风险可定义为雷击导致的年平均可能损失(人和物)与被保护对象的总价值(人和物)之比。风险评估目的是评估直接雷电闪击和间接雷电闪击引起建筑物的损害风险。按照防雷装置的拦截效率,确定雷电防护等级及选择最优的防护措施。

2.1 建筑物及入户设施年预计雷击次数N

建筑物及入户设施年预计雷击次数N为直击雷闪击次数N1及作用于一个入户设施上的雷电闪击次数N2之和。

公式(2)中,K为校正系数,一般取1,Ng为大地的年闪击密度,Ae为建筑物的有效截面积。Ng≈0.1×Td,Td为年平均雷暴日,Ae可通过以下步骤计算。

H、L、W分别为办公楼的高、长和宽,办公楼高=12m<100m,扩大宽度D=[H (200-H)]1/2=47.5 m。

对于孤立的建筑物,等效截收面积Ae=[LW+2D (L+W)+πD2]·10-6=12 669.7×10-6,则N1=K×Ng×Ae=0.041次/年,A'e为入户设施的有效截面积(电源线、通信线或信号线),由A1、A2、A3三个部分组成,A1为埋地低压电源电缆的影响面积,A2为埋地电话线的影响面积,A3为计算机网络架空信号线的影响面积。

经计算,A'e=0.1+0.1+0.1=0.3 km2,则N2=Ng·A'e=3.26×0.3=0.978次/年。

根据公式(1),N=N1+N2=0.041+0.978=1.019次/年。

2.2 可接受的最大年平均雷击次数Nc

公式(4)中C为各类因子之和,即C=C1+C2+C3+C4+C5+C6,其中建筑物屋顶和主体结构均为钢筋混凝土材料,取C1=1.0。系统为B类电子信息系统,取C2=2.5。根据系统设备耐冲击类型和抗冲击过电压能力较弱,取C3=1.0。系统设备所在的雷电防护区为LPZ2,C4=0.5。系统业务不允许中断,中断后会产生严重后果,C5=1.5。南京地区年平均雷暴日为32.6d,则划分为中雷区,因此C6=1。

经计算,Nc=0.077次/年。

2.3 拦截效率E

当0.90

3 防雷保护措施

3.1 防雷设计原则

对于罐区自动仪表系统感应雷防护,应充分估计系统可能遭受的最大雷电流,按照多级防护、逐级泄放的原理,选择合适的泄流装置,建立一个完善的电位补偿系统,使被分流、传导的雷电流以最短的路径入地,从而保护相关的设备安全。

(1)分类防雷保护设计。

罐区自动化系统有强电线路和弱电线路两种,感应雷可通过强、弱电线路侵入设备造成破坏。因此,应根据强、弱线路的电压等级分别选择与之电压等级匹配的电涌保护器进行安装。

(2)分级防雷保护设计。

按照防雷设计规范中防雷区的划分标准,在不同防雷区的界面处采取相应的防雷保护装置,实现分级保护的设计。

3.2 防雷系统设计方案

3.2.1 电源防雷

为了保证罐区自动化系统的安全,防止感应雷对系统的破坏,按照电源三级防护的原则进行配置:第一级电源防护安装在罐区变电所电源总进线输出端;第二级电源保护安装在控制室分配电源进线输出端;第三级电源保护安装在设备电源的输入端。每级之间必须保证一定的距离,保证各级顺序启动泄流。若距离达不到规范要求,应加装退耦器,避免后级电涌保护器抢先启动而损坏。

3.2.2 信号防雷

罐区自动化系统弱电信号线路电涌保护器的选择,应根据弱电线路的电压等级、耐压等级、信号类型、接口形式、传输介质、特性阻抗等参数,选用插入损耗、电压驻波比小的电涌保护器。

3.2.3 接地等地位、屏蔽措施

(1)在控制室内设置等电位网格、接地汇流排,将其与接地系统等电位连接。同时把工作地、保护地通过等电位连接器连接,实现等电位效果。

(2)屏蔽措施是通过建筑物屏蔽、设备屏蔽、线路屏蔽,实现最终的屏蔽效果。

4 防雷工程改造措施

针对罐区自动控制系统特点,分别对控制室的地网改造、电源系统改造、仪表信号的防雷改造提出具体措施。

4.1 接地系统的改造

在控制室内敷设等电位均压环,采用材料为40 mm×4 mm铜排,将室内设备接地、静电接地接至新设铜排上,并增设1组接地网与原有地网通过等电位连接器进行连接。

4.2 控制室电源防雷系统

在变电所380 V交流电源总配电柜安装MC50-B/3+NPE电涌保护器1套,实现电源的首次防护;在控制室380 V交流电源分配电柜安装V25-B/3+NPE电涌保护器1套,作为罐区控制室电源的二次防护;在控制室220 V设备电源的进线端安装VF230AC电涌保护器1套,达到设备电源的三次防护。电源系统的SPD安装图如图1所示。

4.3 仪表信号的防雷措施

根据该控制室的具体情况进行配置,仪表信号系统SPD安装图如图2所示。

(1)在控制室雷达液位仪表、开关量变送器、4～20 mA模拟量变送器24VDC电源进线分别安装电源精细电涌保护器,型号为VF24DC。

(2)在控制室雷达液位仪表、开关量变送器、4～20 mA模拟量变送器、高液位报警开关、气动阀回讯信号、可燃气体报警仪信号线输入、输出端分别安装信号电涌保护器,型号为FLD24。

(3)在控制室雷达表的4～20 mA (RS-485通信总线)信号分别安装1套信号电涌保护器,型号为SD09-V24/9。

4.4经过防雷改造后的风险评估

通过以上的防雷工程改造措施,可以有效减小感应过电压与传导过电压的损害概率。电源系统的三级过电压保护降低了雷电过电压从电力线侵入的概率。仪表信号线加装的SPD降低了过电压从信号线侵入的风险。而控制室的接地系统的改造使设备更加安全,降低建筑物在直击雷接闪时接地点的电位,防止地电位的反击,设备间的等电位防止了设备间的反击,使雷电流更好地向大地释放。该改造方案从雷电入侵的各条途径进行防范,层层设防,把雷电入侵的概率降到最低。

5结语

油库罐区自动化系统的防雷保护是保证油库安全生产的重点环节。雷电灾害风险评估是做好防雷工程的基本前提和保证。对于油库自动化系统的防雷保护,应在风险评估的基础上,根据实际情况制订科学、安全的设计方案,选择合理的防雷产品。要充分认识雷击风险评估的重要性,建立完善的风险评估模型,使得雷电灾害风险评估不断地修正和完善。

参考文献

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[9]李良福.易燃易爆场所防雷防静电安全检测技术[M].北京:气象出版社,1997:9-10,20-30.

油库自动化计量论文 篇6

1.1 自动计量。以提高计量精度和自动化程度为目标, 具体包括库区油罐计量和油品接卸计量两部分。

(1) 库区油罐计量:对所有燃料油罐需要采集液位、温度及平均密度数据, 最终能自动计算出油罐内的油品质量。对所有汽油柴油罐需要采集液位、温度等数据, 通过手工输入油品密度最终能自动计算出油罐内的油品质量。

(2) 油品接卸计量:汽车发油实现自动定量装车;船运接卸油品在全部进出管道上安装质量流量计。

1.2 工艺监控。以保障安全生产, 加强对库区工艺管线的监控为目标, 具体包括:

(1) 上位机实时监控库区内的阀门, 管线、阀门、泵、电机、搅拌机等设备的运行状态及参数, 并能够对以上设备参数进行历史记录的查询和统计, 关键设备运转异常时有报警功能;

(2) 油罐液位的高低位报警及联动控制。以船运接卸油品为例, 当液位超过高液位时, 储运系统发出报警信号, 提醒工作人员及时处理;当液位超过高高 (低低) 液位时, 储运系统能自动切断进 (出) 油阀门, 并对码头接卸油品的船只发出报警, 提示船主及时关闭油泵, 避免因管线压力增加导致管道爆裂等事故发生;

(3) 对码头安装的质量流量计等自动化设备, 储运系统能提供信号接入并及时反馈;

1.3 作业管理:以实现流程规范化, 作业标准化为目标, 具体包括:

(1) 通过上位机能下达油库作业指令, 自动记录指令的执行结果;

(2) 提供ODBC等标准数据接口, 保证上层管理信息系统能实时访问储运系统采集的现场数据;

(3) 丰富的报表及打印功能, 按照业务部门要求对自动采集的现场数据生成各种报表;

(4) W e b发布功能, 使除油库外的管理人员通过网络能远程访问储运系统。

2 控制系统描述

罐区监控系统一般采用S C A D A系统。SCADA (Superviser Control And Data Acquisition) 是一类用于地理域大、无人职守的工业环境, 以进行远程监控的分布式监控系统。这类系统主要由位于操作室或调度室的中心站计算机和位于各现场监控对象附近的远程终端单元 (RTU) 组成, 计算机与各RTU之间通过数字通信网络连接。RTU作为SCADA系统的关键设备、安装在现场的远程终端单元, 能对现场各种信号进行数据采集、数据预处理和控制输出。

库区系统设置了燃料油汽油RTU机柜间、柴油及污水RTU机柜间, 放置两套终端控制单元RTU, 这两台RTU通过通信总线 (光纤) 与位于控制室的操作站连接, 构成一个罐区SCADA系统。这样的系统有以下好处:

(1) 分布式系统是当今控制系统发展的主要趋势。

(2) 这种分布式系统结构清晰, 设计、施工均方便。

(3) 所有现场变送器、执行器连接电缆只要就近接入安装在现场的RTU, 不用拉至远方控制室, 可以节省大量电缆、电缆桥架及其敷设工程的费用。从各个RTU至控制室只要拉一根价格便宜的通信电缆 (或光缆) 。

(4) 这种SCADA系统结构, 控制室只需要一台PC机及一套SCADA组态软件, 今后现场扩容, 只要现场增加RTU, 控制室内只要通过软件组态就可以, 不必增加设备。控制室至现场只要一根通信电缆 (或光缆) , 控制室只要求很小空间, 可以布置成精致的人性化环境。这些优点对今后需要不断扩容的用户来说, 是极具吸引力的。

3 罐区系统拟实现的功能

3.1 生产作业

操作站中可以根据需要预先输入一些工艺流程, 收付油时根据调度的要求可以选择其中的一个工艺流程, 采用自动或人工干预的方法完成该流程。选择“自动”时, 由操作站根据设定的流程自动打开相应的阀门, 监视相应的阀门和泵的状态。选择“人工干预”时则由操作站给出操作提示, 由操作工根据提示打开相应的阀门, 同时操作站与设定流程进行操作比对, 出现问题时及时给出报警。付油时, 可以设定输转量, 当到达设定量时, 操作站会及时给出报警, 也可以自动切换油罐。操作站可以把每一次收付情况均记录在案, 可以根据指定的时间间隔自动打印出收付报表。

3.2 安全保障

操作站可以根据从现场采集到的各种原始数据提供各种安全保障, 防止“跑、冒、漏、窜”等各种事故的发生。

收油付油时, 一方面根据流程要求监视阀门状态, 出现异常情况及时报警防止串油, 另一方面根据对液位的监控, 防止冒罐或抽空。

放水时, 根据原先的水尺高度和对液位的监控, 给出预计放水高度, 当液位变化到达预计高度时, 及时给出报警, 提醒操作工干预, 并记录在案, 这样可以有效避免在放水过程中发生跑油事故。

静置时, 操作站不断地检测重量 (指采用混合法测量的罐, 排除因温度等引起的液位变化的因素) , 当重量变化超过设定范围时及时报警, 提醒操作工进行检查, 防止漏油或串油等事故的发生。同时不断地检测阀门状态, 在操作站没有给出阀门控制命令的时候, 阀门状态发生了变化, 及时给出报警, 如果是操作工现场操作的, 可以帮助操作工确认操作是否正确, 如果是非操作引起的, 可以提醒操作工及时进行检查, 防止跑油事故的发生。

4 操作管理

操作站可以利用权限管理、操作记录等方法强化操作管理, 帮助操作工提高工作责任心, 避免因操作失误引起的事故。

对操作工的每一项操作, 操作站均记录在案, 任何人无权修改, 这样可以提高操作工的操作责任心, 减少错误的发生。

对于系统产生的每一项报警, 操作站也均记录在案, 且任何人无权修改, 这样可以督促操作工及时处理各种报警。一旦出现事故, 可以通过报警记录和操作记录迅速明确事故责任, 促使操作工提高责任心, 让操作站完成烦琐枯燥的监督任务, 减轻管理人员的负担。

为完成上述功能, 操作站提供了非常友好的操作界面, 给出各种直观的操作提示, 帮助操作工完成各项功能。操作站的操作界面为全中文界面, 操作工只需简单培训即可上岗操作。操作站提供多幅画面 (包括库区总貌图、工艺流程图、单罐参数图、可燃气体报警分布图、报警记录表、操作记录表及仪表维护图等) , 采用醒目的图形提示, 帮助操作工了解现场工况。操作站采用鼠标、键盘操作, 各种操作都十分简便。

5 输油泵运行的安全保障

输油泵是油库的主要设备之一, 其运行的安全保障可通过以下几个简单的措施实现:

(1) 运行状态监测

包括泵出口入口气动阀门、出口压力等参数的检测监视, 超限报警。

(2) 运行安全联锁保护