摘 要：为了提高储罐与机泵操作的安全性，优化站库的自动化控制系统，可在液化石油气储罐与机泵上安装液位计，从而实现远程监控联锁保护系统的应用越来越广泛。本文对液化石油气储罐与机泵的液位计系统应用功能特点、系统性能与现场配置及日常维护分别进行阐述。
液化石油气属于易燃易爆物质，具有燃烧速度快、火势凶猛、辐射热强、扩散蔓延快等特点。一旦因超装、超压、超温致使液化石油气发生泄漏，极易引发爆燃事故，对人民群众生命安全和财产安全造成较大威胁。在液化石油气站安装液位计系统实现自动化控制，能实现信息采集、传递以及设备指令执行三者的协调，进一步提高阀组远程管理的安全性和可靠性。由此，本文主要介绍液位计控制技术在液化石油气站自动化监控系统中的应用。
1 液化石油气站液位计监控系统概述
本液化石油气储罐、机泵的液位计监控系统［1］ 采用有效的监控手段采集现场仪表数据，并通过可编程的控制器进行数据分析与处理，输出现场设备状态信息及安全报警信息，并配合直观的动态画面进行现场设备状态及报警信息的实时画面显示。通过这些实时画面，可对现场设备系统进行操作，从而保证液化石油气储罐、充装屏蔽烃泵、压缩机等系统的安全运行。
2 系统组成与功能特点描述
2.1 组成及功能概述
2.1.1 组成。液位计监控系统主要由电源、中央处理单元、储存器、输入和输出接口线路、功能模块和通信模块以及其他配套设备组成［2］ 。
2.1.2 功能。实现对液化石油气储罐、充装屏蔽烃泵、压缩机传输数据的显示、记录、存储、报警和控制功能。
2.2 功能特点
2.2.1 库区运行状况动态实时监控。显示每个储罐的温度、液位、压力参数及库存情况。所有参数随着现场实际过程状态的改变而改变。显示的颜色或图形也随着过程状态的变化而变化。棒状图和趋势图显示在任意一个画面的任何一个部位。
2.2.2 库存计算。根据罐体实际测量液位和罐内介质特性，系统可以自动计算出该罐的剩余库存数，并在上位工作站电脑和触摸屏上显示出来。同时，可以生成生产日报表，记录每个时刻每个罐的库存数据及其变化趋势（见图1）。
2.2.3 历史数据与历史趋势。由于采用的上位监控软件自带历史库，可通过配置实现存储，并针对站区数据量的数据存储分析，生成历史趋势曲线（见图2）。
2.2.4 报表系统。储罐的库存统计功能通过软件的报表系统实现。同时，可在上位计算机上及时统计各储罐的温度、压力、液位及库存情况，并按照用户要求的格式生成完整的报表。这减少了现场操作人员人工抄表的工作量，避免了随意性。
2.2.5 操作安全系统。系统上位监控软件采用分级和分区保护的双重保护策略。新增用户组和安全区管理，999 个不同级别的权限和 64 个安全区形成双重保护。也就是说，只有被授权的操作人员或管理人员才有权限对系统进行相关操作。不同级别的人员具有不同的权限。此外，系统软件可以记录程序运行中操作员的所有操作。
2.2.6 监视与控制功能。监视范围包括液位、温度、压力等。这些参数一旦超过设定值，就会触发相应动作，具体如表1所示。
3 液位计控制系统的选用
3.1 硬件组成
选用
磁翻板液位计 作为本系统的核心控制设备。这是一款适用于油气行业、具有高稳定性和可靠性的液位计系统（见图3）。
磁翻板液位计 可以与 Experion ® 完美组合，并能
通用HMI平台，使现场设备调试速度更快，提高设备的诊断效率。OPC UA协议（工业物联网）和内置的网络安全模块可与多个供应商的各种仪器、设备和软件实现无缝集成。
磁翻板液位计 配置通用 I/O 模块，即同一种 I/O模块可以同时支持模拟量输入、模拟量输出、数字量输入、数字量输出等I/O信号类型。
3.2 系统的安全性与稳定性
①磁翻板液位计 支持系统冗余设计：包括冗余CPU、冗余电源和冗余通信链路连接。
②磁翻板液位计支持带电插拔。
③磁翻板液位计 的安全和 Hazloc 认证包括 CE、UL US、UL Canada、RCM、CUTR、FM Class 1 Div 2、CSAClass 1 Div 2和ATEX Class 1 Div 2。
④网络安全：获得ISASecure Level 2级认证。具体包括：安全启动，以防止未经授权的软件上传；内置防火墙，以降低“拒绝服务”攻击和“消息溢出”攻击的风险。
3.3 网络性能
磁翻板液位计控制器模块集成4个网口。ETH1和ETH2用于与SCADA、HMI和任何其他设备通信。支持以下通信协议：①OPC UA 客户端，客户端连接数量为10；②OPC UA 服务器，服务器连接数量为10；③Modbus TCP Master，支持主站连接，较多 32（16 perport）；④Modbus TCP Slave，支持从站连接，较多 128（64per port）；⑤从站寄存器数量，较多 8 000；⑥ETH3 和ETH4用于I/O连接；⑦冗余系统较大支持12个I/O机架，非冗余系统较大支持11个I/O机架；⑧支持环型、冗余和非冗余星型I/O拓扑［3］ 。
4 现场实施与配套综述
4.1 仪表
4.1.1 液化石油气专用磁致伸缩液位计。具体参数如下。测量范围：刚性杆式≤5m，根据储罐测范围确定；精确度：±1mm；分辨率：0.1mm；介质：液化石油气；工作压力：≤1.6MPa；环境温度：-20～50℃；介质密度：～0.5g/cm 3 ；电源电压：24V DC；输出信号：4～20mA（DC二线制）；防护等级：IP65；防爆：本安型（iaⅡCT6）。
4.1.2 防爆型温度变送器。具体参数如下。输出信号 ：4～20mA（DC 二线制）；供电电源 ：DC 24V（12～32V）；量程范围：0～50℃；准确度：±0.5℃；环境温度：-20～50℃；电气连接：接线端子或无线；过程接口：M27×2螺纹；防护等级：IP65；防爆等级：Exd II CT6 Gb。
4.1.3 防爆型压力变送器。具体参数如下。输出形式：4～20mA（DC二线制）；供电电源：DC 24V；量程范围：0～2.5MPa；准确度等级：0.5级；环境温度：-20～50℃；测量介质：液化石油气；外部零件材料：普通不锈钢/316L不锈钢；壳体材料：铸铝外壳；防护等级：IP65；防爆等级：Exd II CT6 Gb。
每个液化气储罐分别配置液位、温度、压力三个变送器，每个烃泵、压缩机配置一个压力变送器。
4.2 电缆
为保证系统的可靠性和稳定性，现场仪表与液位计系统之间的信号传输采用电缆连接方式，敷设电源电缆选择ZR-KVVRP22 8×1.5mm 2 （铜芯聚氯乙烯绝缘；铠装聚氯乙烯护套控制电缆，每盘中间没有接头，耐压等级：500VAC）。每个储罐共用一条电缆，敷设完成后，预留两芯备用。
4.3 防雷
罐区设置防止雷电的保护系统。对于每个监测回路，系统中的防雷器进行成对配置，即现场的防爆接线箱内为每个现场仪表配置了对应型号的防雷器，控制室的液位计机柜内也为每个对应的通道配置了相同类型的防雷器。
4.4 接地
整个系统设置了全面的接地保护系统，系统遵循《接地装置施工及验收规范标准》（GB 50169—2006）标准进行实施和验收。控制系统分别配置了工作接地和保护接地。
5 维护保养
设备维护保养工作，依据工作量大小和难易程度，分为日常保养、一级保养和二级保养。
5.1 日常保养内容与要求
每天接班前、后10min，周末1h，检查交接班记录本，对设备进行点检。严格按照设备要求进行巡检，做到定时、定量、定质。在工作中，要经常检查设备各部位的运转和系统工作情况，如果出现异常情况，立即通知检修人员处理。机柜、监控电脑等设备上严禁放置工具、工件和金属物品，且严禁脚踏，工作后清理设备上的杂物，认真填写设备交接班记录。
5.2 一级保养设备内容和要求
每月一次，时间8h，主要保养内容如下。①擦洗设备外观部分，外观无黄袍、无油垢、物见本色、外观件齐全、无破损；仪表金属外壳、柜壁及设备连接部分无锈蚀现象及无污物。②清洗、疏通系统管路，包括排污阀、液位开关装置。③检查并调整各部位固定螺丝、螺帽、各手柄。④检查各安全装置的限位开关、指示灯、信号、安全保护装置，保证其齐全可靠，安装可靠接地；保证主控机柜内外清洁，无灰尘、杂物、破损、腐蚀等，柜门、蛇皮管无破损；保证电器元件紧固好用，线路整齐、线号清晰齐全，外罩齐全好用。
5.3 二级保养设备内容和要求
每半年一次，时间24～32h，主要保养内容如下。调整精度，调整压力、液位、流量、温度、阀门等设备精度，满足工艺要求；填写记录登记、存档；检查清洗各柜体，保证各柜内清洁，无积垢杂物，并更换易损件。
6 结语
液化石油气压缩机、充装屏蔽烃泵及液化石油气储罐利用 液位计 系统与 ESD 气动切断系统相结合的监控模式，使监控系统的智能化程度大为提高，其报警及储存、生产控制功能更为先进，能有效预防事故的发生。
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