长输油气管道自动化技术发展趋势探讨

王怀义，杨喜良

1.中国石油天然气管道工程有限公司，河北廊坊065000

2.中国石油管道公司管道科技研究中心，河北廊坊065000

长输油气管道自动化技术发展趋势探讨

王怀义1，杨喜良2

1.中国石油天然气管道工程有限公司，河北廊坊065000

2.中国石油管道公司管道科技研究中心，河北廊坊065000

通过对我国管道建设及管理发展历程的回顾，以及对国外油气输送管道运行管理的简述，指出进一步提高管道自动化水平，实现无人值守是管道建设和管理的发展方向，并由此提出了管道自动化管理新模式，即利用自动化技术以及信息化和数字化手段，依靠SCADA系统、现场的自动化设备等，构建由模拟仿真系统、SCADA系统和数据管理系统组成的自动化管道计算机控制系统。在油气输送站场实现无人值守，在调度控制中心实现对所辖管道进行调度、运行和管理，最终完成用最小能耗将一定数量的油气输送到目的地。为今后自动化管道的设计、运行、管理提供借鉴。

长输管道；油气输送管道；自动化技术；发展趋势

油气管道自动化控制技术是当前以及未来油气输送必不可少的技术手段[1]。欧美发达国家的管道自动化技术日趋完善，已经实现了在调度控制中心对所辖管道进行调度和管理。我国管道自动化技术经过40年不断发展，逐步实现了在控制中心控制全线的自动化水平。与国外管道自动化技术相比，我国油气管道自动化技术仍然存在一些不足，进一步提高管道自动化水平是我国管道建设和管理的发展方向。

1　油气管道自动化技术发展趋势

1.1国内外油气管道自动化技术发展历程

1.1.1国内油气管道自动化发展历程

我国管道建设始于上世纪七十年代，经过40年不断发展，截至2015年8月，我国陆上油气管道总里程达到12万km，包括原油管道、成品油管道和天然气管道，其中原油管道约2.3万km，成品油管道约2.1万km，天然气管道约7.6万km。在自动化控制方面，已经从简单的单回路控制向远程调度运行和区域化管理方向迈进。管道自动化标志性发展历程大致分3个阶段。

（1）单回路自动控制阶段。上世纪七十年代我国管道建设开始兴起，主要有大庆-铁岭-大连及秦皇岛-北京输油管道。其管道工艺均为旁接流程，在系统中有少量的温度、压力变量就地检测，站场实现了单回路自动控制，这标志着我国管道自动化技术的开始。

（2）集中调控阶段。1997年，中国石油建成的库尔勒-鄯善输油管道以自动化技术为依托，首次实现了在库尔勒控制中心对全线的控制。该管道的建成标志着我国管道自动化技术取得了突破性进展，为集中调控奠定基础。库鄯线总长474.595 km，沿线设首站、中间站、减压站、末站和17个线路截断阀室，通过对全线进行自动化监控，实现了安全、平稳、工况优化、输油的生产管理目标，自动化在生产管理中起到了减员增效的作用[2-3]。2006年5月，中国石油成立了长输油气管道调度控制中心，简称北京油气调控中心。其集长输油气管道的操作运行、调度管理、远程数据采集、维抢修力量调度协调等多种功能为一体，进行远程调控等操作，并提供设备管理、调度模拟培训等多方面的技术支持和保障。目前，北京油气调控中心已经能够对中国石油所属全国范围内的29条、总长度约2.2万km的在役长输油气管道进行集中调度运行和监视控制。

（3）无人值守阶段。2012年，中国石油西部管道分公司提出了无人站建设方案，也是区域化管理，标志着管道自动化技术进入深入发展阶段。西部管道分公司建立了乌鲁木齐调控中心和数据中心，已进行了所辖管道的无人化站场建设[4]，同时也开展了无人化站场支持技术试验，如输气站场的天然气泄漏实时监测。中国石油所辖的其他三大管道公司也正在开展区域化管理和无人值守等实践探索。

1.1.2国外油气管道自动化发展历程

国外管道自动化建设同样经历了由简单的自动化控制发展到功能完善的自动化管道系统的过程，尤其是欧美发达国家的原油、成品油、天然气等管道自动化技术已趋向成熟。这些管道能够实现在一个中心城市建一座调度控制中心，采用计算机系统和先进的网络技术将管道沿线的首末站、泵（压气）站、分输站、阀室和油（气）库等连接起来，将其数据传至控制中心的主计算机中进行逻辑判断和数据处理，控制管道的正常运行，实现集中调度和管理，在站场实现无人值守[5]。

例如，ALLIANCE输气管道，全长3 848 km，起于加拿大British Columbia，终于美国芝加哥，全线共设压气站14座、计量站35座[6]。其控制中心设在卡尔加里市，可以实现对干线压气站、干线计量站、远控线路截断阀室、液化处理场、支线压气站进行监视和控制。区域管理人员负责所辖管道和压气站的日常维护和管理，白天进行定期巡查，夜间则无人值守。

1.2输油气管道自动化技术发展方向

从国外油气管道自动化技术发展趋势看，站场无人值守无疑是今后长输管道建设的一个方向，为实现站场无人化管理，需相应的自动化技术体系支持。因此，今后管道自动化技术发展方向主要包括以下几个方面：

1.2.1进一步提升自动化水平，形成成熟的无人站技术及管理模式

目前国内外无人站的自动化技术还不能做到全天候无人，自动化技术有待进一步提高，形成成熟的无人站技术及管理模式。

1.2.2形成大数据，构建管道信息化网络

利用智能化设备，建立管道线路和站场设备在设计、施工及运行各个阶段的数据库，利用网络实现信息更新和数据完善，形成大数据。

1.2.3进一步加强数据分析应用

油气管道正在逐步形成网络，单条独立的管道越来越少，管道输量调配将愈发重要。另外管道随着输量的变化需要在输送过程之前进行输送过程模拟，实现在要求的时间范围内以最小的能耗输送到目的地。因此模拟仿真、能耗分析等一系列的数据应用功能的加强也是未来的发展方向。

1.2.4管道和站场的全生命周期管理

管道正常运行的前提是管道和站场的设备完好，因此下一步发展应从建设初期的设计做起，利用现代的信息化手段，从线路的完整性管理，逐步实现管道和站场全生命周期管理。

1.2.5完善安全措施

站场无人化管理后，最重要的环节是如何应对紧急情况。因此需对管道运行过程中的安全保护进行严格地分级设计和实施，制订完善的应急预案，以确保管道在任何情况下风险可控。

2　油气管道管理的新模式

随着自动化技术的发展及无人化管理要求的提高，需融合仿真、信息、自动化等多种技术，以实现油气站场的无人值守，调度控制中心对管道进行远程调度、运行和管理。此模式将是一种全新的管理模式，且与之相对应的管道运行将更加自动化，因此本文将此模式管道称作自动化管道。

2.1自动化管道的功能

自动化管道的主要功能是根据管道沿线用户的需求，实现用最小能耗将一定数量的油气输送到目的地。在实际管道运行管理中，通过油气管道调度、运行和管理等3个环节以实现上述功能。

2.1.1油气管道调度

在调度控制中心通过模拟仿真系统，根据用户需求量，以最小的能量及合适的时间为目标编制批量计划，确定管道和设备的运行方式，即确定输油泵和压缩机等工艺动力设备，以及沿线压力、流量控制和保护设备的运行参数设定值等；同时基于输油泵和压缩机工作状态，沿线站场和阀室的压力、温度和流量等参数，通过建立管道数学方程运算，对运行过程进行自动实时跟踪，随时了解管道的运行状态。

2.1.2输油气管道运行管理

按照输油气管道经过模拟仿真编制的计划和管道的运行方式，通过SCADA系统在调度控制中心远程操作管道运行，实施其运行计划。即通过调度控制中心的计算机系统、站场控制系统和阀室的远程控制单元实现对站场和阀室的泵、压缩机、工艺阀门以及控制阀门等设备的远程自动化控制。

2.1.3油气管道的信息管理

对站场、阀室的设备和工艺管道以及线路管道进行信息化管理，以保障设备和管道的正常运行。在管道的控制中心建立数据管理系统和地理信息系统，通过对沿线站场设备状态和管道温度、压力、流量和液位的数据采集和线路沿线地理信息的检测，实现对站场设备及时维护和维修，在线路发生灾害时及时抢修。

2.2自动化管道控制系统构成

自动化管道控制系统一般包括模拟仿真系统、SCADA系统和数据管理系统等，其组成及连接关系如图1所示。

图1　自动化管道控制系统组成及连接关系示意

2.2.1模拟仿真系统

模拟仿真系统是在计算机上用数学的方法，以温度、压力、流量和时间为变量建立状态方程来描述油气管道。模拟仿真系统有离线仿真、在线仿真以及模拟培训[7]，代表性的软件有：SPS（Stoner Pipeline Simulator）、Pipeline Studio、FluidFlow等。

离线仿真：根据确定的输量、时间和目的地通过离线仿真系统编制批量计划，确定管道和设备的运行方式，实现以最小的能量将确定输量输到目的地。

在线仿真：在线仿真系统是利用SCADA系统的温度、压力、流量和能耗等实时数据，以跟踪批量计划的实时运行情况，并预测未来。

模拟培训：利用现场采集的数据，通过模拟仿真系统，在线模拟管道的运行状况，以培训调度和操作人员。

2.2.2SCADA系统

油气管道输送系统的自动化主要依靠SCADA系统来实现，主要由调度控制中心计算机系统、站控制系统、阀室RTU等组成[8]。在调度控制中心，操作员可通过工作站操作运行管道的泵、压缩机和阀等设备，并且可以了解到现场设备的运行状态，在设备和管道出现故障时可以实施安全保护，紧急状态下可以停止油气输送。

目前，整个石油管道行业在用的SCADA系统主要有OASYS、CITECT、RSview32、E PIPE view、VIEWSTARICS、PKS、HoneywellHS、AB SCADAVantage、IFIX4.0中文版等。这些系统代表当今自动化的最高水平，但是部分设备的控制和远程操作功能还不尽完善，如不能远程启停、没有状态反馈信号等。若对其完善，使得调控中心能够控制和操作所有运行设备，并掌握所有设备运行状态，则最终可实现自动化控制。

2.2.3数据管理系统

数据管理系统主要是利用SCADA系统的通信网络采集站场、阀室及线路的设备和管道状态信息，并在调度控制中心实时显示管道当前状态，以支撑线路管理、资产管理、运营管理、应急管理，实现管道的信息化管理。在中国石油管道板块，数据管理系统主要包含管道生产管理系统、企业资源计划系统（ERP）、地理信息系统（GIS）、管道实时数据采集与监控系统（SCADA）、管道完整性系统等，共同实现中国石油管道业务的科学化和信息化管理。

2.2.3.1线路管理

管道线路管理主要是保证输送管道的完整性，管道完整性管理主要包括数据收集、高后果区识别、风险评价、完整性评价、维修维护和效能评价，其中收集基础数据最为重要。线路管理以地理信息系统为基础对线路进行管理，包含管道所有信息，如管材、焊口、路由地形和坐标等信息。管道路由设计是在地理信息系统基础上完成的，但由于线路施工现场征地和其他条件的变化，导致设计的路由信息与施工后的信息有一定的偏差，因此需根据施工状况进行修订，确保数据的真实性。根据近年管道管理情况分析，数据收集是管道线路管理的最大障碍，因此要从源头上开始，施工过程中将有关的信息录入该平台，并与设计阶段录入的数据校核，竣工验收时交予管道运营管理公司。

2.2.3.2资产管理

资产管理主要是对站场设备和备品备件等材料的管理。资产管理需站场设备和材料的相关技术信息以及设备在线监测与诊断信息。站场设备和材料的相关技术信息是管理的基础，也是管道全生命周期所需要的信息[9]。信息内容及来源主要有以下三个方面：

（1）设备和材料的技术信息，包括设备种类、型号、规格、安装台位等。

（2）设备的维护、维修、更换时间等信息以及材料的保有量、使用周期等。

（3）设备的监测与诊断信息，包括监测压缩机组、泵机组、电动执行机构、智能流量计、变送器、PLC和交换机等设备的振动、声音、传热、温度、压力、电压和排油等状态信息，并以此为基础对设备进行诊断，评价其可靠性、安全性及预测寿命。

将以上信息传输到站控制系统和调控中心，使操作人员掌握设备当前及将来的状态，保障操作运行的过程安全平稳。目前调度控制中心虽然可以通过SCADA系统操作进行调度，但需专人看护。因此，将来要做到站场无人值守就要完善各种联锁保护、火灾监视等，同时对运行的设备进行故障诊断，对计算机的局域网和广域网进行管理和故障诊断，才能可靠地保证自动化管道的安全和高效运行。

2.2.3.3运营管理

输量和能耗是衡量管道效益最基本指标。通过对管道进出口的计量、能耗计量以及销售情况的数据分析，实现管道运营管理。需要计量的数据有：

（1）进入管道的油气输量、分输量。对于管道首站、分输站和末站均需安装流量计，且精度应达到贸易交接的水平。

（2）对于输气管道，主要有压气站的总耗油量和耗气量、单台压缩机耗气量和耗电量、分输站调压系统的加热设备耗气量和耗电量。对于输油管道泵站，则是单台泵的耗电量、总耗电量，加热站耗油和耗气量、分输站总耗电量等。

2.2.3.4应急管理

应急管理主要是制订管道维抢修应急预案，即针对管道易发生的火灾、爆炸及线路的泥石流、滑坡等事故采取相应的救护措施。维修抢修过程中可通过SCADA系统、资产管理系统和地理信息系统提供的信息，结合突发事件状况，准确地对事故现场进行抢修和维修。

3　结束语

从与国外油气管道运行管理、自动化和信息技术的比较，以及国内40年来管道建设和运行的经验来看，自动化管道能够保证管道安全和高效运行，因此自动化管道是管道建设的必然趋势。目前，管道自动化技术日趋蓬勃发展，新兴的自动化配套技术也日新月异，不久将迎来油气管道自动化技术开创新时代的重要时期。

[1]吕喆明.输油气管道自动化控制技术发展趋势[J].中国石油和化工标准与质量，2014（13）：56-58.

[2]王小平.库-鄯输油管道自动化实践[J].信息与自动化，1998（3）：24-25.

[3]范华军，王中红.亚洲油气管道建设的特点及发展趋势[J].石油工程建设，2010，36（5）：6-9.

[4]赵廉斌，田家兴，王海峰，等.输气站场自控系统夜间无人值守功能的实现[J].油气储运，2012，31（4）：314-317.

[5]LUO Fuxu.Technology Advances Key Worldwide Gas Pipeline Developments[J].Oil&Gas Journal，2001，99（48）：60-67.

[6]ZHO Shuhui.The Alliance Pipeline—A Useful Long Distance GAS Transmission for Reference[J].Pipeline Technique and Equipment，2001（5）：1-4.

[7]郑云萍，肖杰，孙啸，等.输气管道仿真软件SPS的应用与认识[J].天然气工业，2013（11）：104-108.

[8]王存伟，廖德云，史玉林，等.天然气SCADA系统的设计与实现[J].石油与天然气化工，2012，41（1）：92-95，98，123.

[9]王鹏，张效铭，刘洋，等.以设计为源头的管道全生命周期管理模式探索[J].石油工程建设，2014，40（6）：91-92.

Discussion on Development Trend of Automation Technology for Oil and Gas Pipelines

WANG Huaiyi1，YANG Xiliang2
1.China Petroleum Pipeline Engineering Corporation，Langfang 065000，China
2.PetroChina Pipeline R&D Center，Langfang 065000，China

Firstly，the development of pipeline construction and management in China is looked back in this paper.Then，the operation management of foreign oil and gas transportation pipelines is briefly introduced.It is pointed out that further improving pipeline automation level to realize unattended operation is the development trend of pipeline construction and management.Thus，the new management mode of automation pipeline is put forward，i.e.utilizing automation technology and methods of informationization and digitization，relying on SCADA system and in-situ automatic equipment to construct the computer controlsystem of automation pipeline which consists of simulation and imitation system，SCADA system and data management system.Unattended operation is realized in the oil/gas station，and dispatch，operation and management of the pipeline are realized in the dispatch and control center.The minimum energy consumption is used to transport a certain amount of oil/gas to the destination finally.This paper will provide reference for the design，operation and management of automatic pipeline in the future.

long-distance pipeline；oiland gas transportation pipelines；automation technology；development trend

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.05.001

王怀义（1958-），男，山西夏县人，高级工程师，1982年毕业于东北大学仪表自动化专业，现主要从事仪表自动化专业方向的设计工作。Email：cppe_wanghy@cnpc.com.cn

2016-05-20；

2016-08-08