GE 智能平台 MOST控制系统及其在油码头中的应用

1.前言

　　海南炼化30万吨级原油码头和10万吨级成品油码头由1个原油泊位和4个成品油泊位组成，是目前国内规模最大，技术水平最高的输油码头，承担了海南炼化原材料输入和最终产品输出的任务。输油码头属于危险防爆2区装置，设备分布非常分散，主要控制的对象有温度、压力、流量、阀门等，这就要求其控制方案必须有一套完善的控制、联锁、报警和急停系统去完成工艺参数的采集与监控。

　　海南炼化在新建油品码头过程中，针对装置的防火防爆要求，以及设备分布较分散，控制对象要求较高等情况，选用了GE Fanuc公司的MOST开放式控制系统，收到控制效果好、精度高和投资省的较好结果，满足了海南炼化油口码头的生产要求。

2. 控制系统硬件配置设计
　　海南炼化原油和成品油码头各自采用独立的控制系统，共由5个现场控制站组成。其中原油码头占用2个控制站，成品油码头占用3个控制站，原油和成品油码头控制室各设1个操作站和1个工程师站组成。控制站与操作站相互之间采用百兆级冗余以太网连接，组成一个完整的控制系统，如图1所示。

2.1控制站
　　原油码头控制系统中包括2个控制站、1台操作站、1台工程师站兼操作员站。其中1#控制站放置在1#原油泊位现场控制室内，原油引桥控制站则直接放置在距离控制室两千米左右的装置现场，因此对硬件系统的防爆性能、通讯系统、工作范围、可靠性、鲁棒性以及防腐蚀能力要求较高。每个控制站均采用冗余控制器、冗余电源、冗余网络的原则进行配置，其中1#控制站由4个电源模块、2个控制器、24个I/O模块组成，原油引桥控制站由2个电源模块、2个控制器、8个I/O模块组成。

　　成品油码头控制系统中包括3个控制站、1台操作站、1台工程师站兼操作员站。其中2#泊位控制站放置在2#泊位现场控制室内，4#泊位控制站放置在4#泊位控制室成品油码头控制系统中包括3个控制站、1台操作站、1台工程师站兼操作员站。其中2#泊位控制站放置在2#泊位现场控制室内，4#泊位控制站放置在4#泊位控制室小、2个控制器、24个I/O模块组成，4#泊位控制站由2个电源模块、2个控制器、60个I/O模块组成，消防泵房控制站由2个电源模块、2个控制器、16个I/O模块组成。

　　其中原油码头1#泊位控制站与成品油码头2#泊位控制站提供冗余的Modbus接口与海南炼化罐区DCS系统进行通讯，便于罐区操作人员及时掌握码头生产操作的运行状态。/

　　成品油码头装船时需要对油品进行计量，因此对计量系统的要求非常高，因此2#泊位控制站和4#泊位控制站除了接收现场质量流量计的4~20mA瞬时流量信号，同时提供冗余的Modbus接口与质量流量计进行RS485通讯，接收瞬时流量、密度、累积量等信息。正常情况下以通讯值为准，通讯中断时以4~20mA信号为准，实现多方案对油口输出装船计量进行监控。

2.2 控制器
　　根据码头装置生产的特点，CPU模块选择了MOST混合控制器，该控制器具有高度灵活的数据采集输入输出和控制功能，可实现常规控制、逻辑控制和顺序控制。控制器采用266MHz 32位微处理器，25M内存，双以太网和双串行通讯接口，支持API、现场总线、ModBus、HART、点对点通讯以及OPC，可以实现冗余配置，可直接安装在危险2区。一个控制器最多可安装64个I/O模块，支持热插拔。双路电源供电。

　　冗余控制器配置中，冗余控制器互为备用，同步接收输入信号数据，同步执行控制计算，同时互相传送计算结果。当一个控制器监测到错误时，无故障的控制器可以立刻接着进行控制，实现无扰动切换。

2.3 IO模块
　　MOST系统的电源、控制器和I/O模块可以直接安装危险2区，部分I/O模块内置本质安全型安全栅，无需额外安装安全栅，通道隔离、监测以及LED指示，支持多种信号类型，支持在线热插拔。模拟量输入A/D转换分辨率达到16位，模拟量输出A/D转换分辨率达到12位，能够对现场回路进行检测，内置输入变量线性化、工程单位转换、开平方滤波、报警及冷端温度补偿运算功能。IO卡件具备最快20ms模拟量调节功能，10ms数字量控制功能和1msSOE控制功能。

3. DCS系统软件设计
　　MTL公司提供整个区域的系统软件，主要包括MOST系统组态、控制策略软件WorkBench和人机界面HMI软件。

3.1 系统组态和控制软件
　　系统使用Workbench进行系统硬件和控制策略的组态。整个控制软件涵盖了阀门控制回路、报警联锁回路、计量累积回路，马达控制回路等全部的油品码头生产自控程序。

　　所有的回路控制和联锁功能在现场控制站独立运行。通过控制站的网络功能，控制站与控制室的操作站进行通讯联系。操作人员的操作控制指令由操作站通过网络下达至控制站。

3.2 人机界面软件
　　操作站人机界面(HMI)软件应是基于Windows XP操作系统的软件。可以创建强大的、功能齐全的监控系统，充分利用Microsoft Windows的先进功能，包括ActiveX控件、OLE、图形、网络等。还可以通过添加自定义ActiveX控件、向导、常规对象、以及创建来扩充的功能。操作站人机界面(HMI)软件主要完成实时监控、历史记录，数据采集、系统报警及打印报表等重要功能。

　　采用高性能计算机作为监控系统支撑硬件平台，以Windows XP和组态软件构成监控系统运行平台。提供友好的人机交互界面功能、图形处理功能、报表处理功能、报警处理功能、查询功能、用户权限管理功能等。

3.3 文件资料
　　整个DCS系统文件资料包括：系统结构图、系统配置图、IO清单、机柜布置图、电源分配图、接线图、控制回路图、逻辑联锁图等。

4. 控制系统实施
　　通过对DCS系统配置的审查，最终确定以上整体方案。DCS系统的组态、现场设备安装、调试和投用过程大约花费了60个工作日。由于使用了Workbench的Strategy进行组态，整个组态过程相当方便、快捷。出错率也相当低。整个系统一次开车成功。

5. 控制系统性能分析与改进
　　对于使用于防爆2区的控制系统，MOST控制系统相比其他厂商的DCS系统来说相对较便宜。其节省投资的部分主要来自于节省了危险／安全区安全栅的设备投资。其次，由于控制站可以安装在控制现场，一次仪表只须连接到现场控制站而非全部连接到中央控制室。这样就节省了信号电缆，这对控制装置分布较散、区域较大的控制系统来说，就显得尤为重要，可节省大量的电缆投资。码头装置属于典型的分散性装置。

　　原油码头和成品油码头控制系统自2006年7月开始投入运行，运行情况良好。迄今为止，DCS系统已经安全、无故障运行长达16000小时。其间经历了一个夏季高温的考验。在夏季高温时期，机柜内部最高温度62℃。经过三个夏季的考验，证明MOST系统可耐较高的气温。没有发生过控制器因高温而中止运行或复位重启等故障现象。

　　MOST系统的硬件结构简洁，安装方便，接线故障率少，可靠性较高。软件的组态也较方便，花费时间少，维护方便、直观。图形化的编程方式给用户的组态，调试和维护有很大的帮助。在线调试功能使监控数据一目了然，方便查找编程错误。提供的功能模块能满足自控系统的要求，组态调用很方便。

　　目前码头控制系统只能够实现单纯的开关阀门，无法实现定量开阀和定量装船。可以将每条输油管线的最后一个阀门改为调节阀，即可实现定量开阀和定量装船。此外，整个码头的调度位于成品油码头，无法从操作站看到原油码头的实时信息。如果能够将成品油和原油码头网络连成一个网络，就可以实现上述要求。但是由于两个码头距离在八千米左右，光缆的成本会非常高。目前已有可以直接安装在防爆2区的无线以太网交换机进入市场，可以选择无线交换机实现两个码头网络的互联。