基于负压波泄漏检测的系统配置方式研究

2019-07-05金梅

石油化工自动化 2019年3期

金梅

(中石化管道储运有限公司华东管道设计研究院有限公司，江苏徐州221008)

管线输送时出现的漏油事故主要是管线泄漏引起的，为了保证油品输送的安全，需要用科学的技术方法检测并定位泄漏点[1]。近年来，负压波法、次声波法、流量平衡法在泄漏检测系统中均得到应用，中国大部分的原油管线结合自身的特点通常采用负压波法检测和定位管线泄漏点。

1 负压波泄漏检测系统概述

1.1 负压波法

当管线发生泄漏时，泄漏点处压力会突然降低，瞬时的压力降通过流体介质以声速向泄漏点的上、下游传播，以泄漏前的压力作为参考，泄漏时由于压力降低而产生的减压波就称为负压波[2]。

长度为L的管线中，泄漏产生的负压波以速度v向管线上、下游传播，管线首、末端设置的传感器检测到负压波到达两点的时刻分别为T1和T2。根据该负压波传播到管线上、下游的时间差ΔT和负压波的传播速度v就可以确定泄漏点的位置[3]，负压波泄漏检测系统定位方法如图1所示。

图1 负压波泄漏检测系统定位示意

泄漏点距管线首端的位置：

L1=[L+v(T2-T1)]/2

(1)

负压波在输油管线中的传播速度为1 000～1 200 m/s，在实际应用中，负压波的传播速度受到管线周围环境等相关因素的影响[4]。由于管线传输距离长，散热明显，各输油站场间管线油温不一样，因此需要采集管线的温度用于校正负压波的传播速度。另外，管线内负压波的传播速度还受输送介质的压力、密度、比热及管线材质的影响，通过模型校正负压波的传播速度，以保证定位的准确性。负压波法检测具有定位准确、检测速度快、成本低廉等特点[5]。基于负压波的管线泄漏检测与定位方法目前在输油管线上应用较为广泛[6]。

1.2 定位的关键技术

自动分段和小波变换是泄漏检测系统定位的关键技术，采用自动分段技术可判断压力信号是否为故障段。由于输油站场内泵和电机等设备的振动及磁场的干扰等因素，系统采集的负压波信号中含有部分噪声，噪声会造成检测误报和定位的不准确性，因此须对采集的压力信号降噪处理，捕捉压力信号波形的奇异点，在大量的噪声中提取出有用的信号[7]。怎样从中提取泄漏所产生的负压波信号特征、剔除没用的信号是定位的关键。小波变换在时、频域中均具有表征信号局部特征的能力，利用小波变换的极值可以检测信号的边沿，并且可以抑制噪声[8]。小波变换的基本原理就是利用伸缩和平移来研究小波与信号之间的某种相关性，即利用尺度来分析信号，它可通过改变时间-频率窗口的形状来实现不同频率信号所需要的分辨率[9]。

泄漏检测系统利用小波变换处理负压波信号，变换的快速算法对泄漏产生的负压波信号进行了多分辨率分析，得到了其低频概貌和高频细节，准确地捕捉到泄漏负压波信号序列的对应特征点，精确得到泄漏引发的负压波传播到上、下游传感器的时间差，并利用模型校正负压波传播速度，从而较准确地定位管线的泄漏点。

2 基于SCADA的泄漏检测系统

2.1 输油管线A概况

输油管线A把油品从首站输送至末站，全线共设7座输油站场、其中2座输油站场中设有调度控制中心。调度控制中心通过数据采集与监控系统(SCADA)监控全线的工艺等参数，同时沿线各输油站场采用PLC完成对本站数据的采集和控制。

2.2 系统配置

输油管线A的泄漏检测系统分别在2座调度控制中心设置了中心站，各输油站场的压力趋势等画面利用沿线各站场SCADA工作站显示。每个中心站分别设置了1台装有泄漏检测软件的工作站；安装于各输油站场的信号调理器用于处理进、出站管线的压力信号。该泄漏检测系统中心站通过OPC接口与SCADA各输油站场PLC进行通信，以获取泄漏检测系统所需要的压力、温度、流量等参数，并通过模型实时监测管线运行压力的变化情况，从而判断管线有无泄漏并确认其位置。基于SCADA的泄漏检测系统配置如图2所示。

图2 基于SCADA的泄漏检测系统配置示意

2.3 系统主要功能

1)当泄漏检测系统判断有泄漏发生时，中心站的计算机可以对泄漏点定位并发出声光报警。

2)泄漏点的上游和下游输油站场可以接收中心站发出的泄漏报警和定位信息，并在输油站场的SCADA工作站上显示。

2.4 应用案例

2018年3月21日，输油管线A中心站操作人员发现汉沽-海河阀室管段压力从20时28分开始持续下降，操作人员通过智能手动定位功能得知泄漏发生在距离汉沽出站的46.04 km处，同时现场巡检人员反馈距汉沽站出站管线45.4 km处存在管线腐蚀穿孔，泄漏检测系统定位与现场实际泄漏点位置仅有0.64 km的偏差。管段压力监测趋势曲线如图3所示。

图3 管段压力监测趋势曲线

3 设置独立子站的泄漏检测系统

3.1 输油管线B概况

图4 独立子站的泄漏检测系统配置示意

输油管线B把进口原油从首站输送至末站，全线共设9座输油站场、其中2座输油站场中设有调度控制中心。目前部分输油站场采用压力越站流程，兼具干线截断阀的作用。

3.2 系统配置

输油管线B的泄漏检测系统由中心站和子站组成，该系统分别在2座调度控制中心设置了中心站，各子站监测点设立在首站、7个中间输油站场、末站；各子站和中心站之间采用局域网实现通信。独立子站的泄漏检测系统配置如图4所示。

3.2.1子站

该泄漏检测系统9个子站分别设置了1台内置数据采集卡的工作站、1台信号调理器及相应的子站泄漏检测软件。该泄漏检测系统所需的压力数据通过数据采集卡采集，而温度、流量等参数通过OPC接口从SCADA获取。在每个输油站场进、出站管线上采集的压力信号串联接入到当地的信号调理器进行处理，信号调理器输出的电压信号接至数据采集设备，将其转化为数字信号后传送至相应子站的工作站进行分析判断，并用以显示、存储及通信等。

3.2.2中心站

在每个中心站分别配置1台工作站及相应的中心站泄漏检测软件，各子站和中心站之间通过以太网端口及相应的IP地址进行通信，中心站的计算机上可标识泄漏点位置并发出声光报警以提示操作人员注意。

3.3 系统功能

子站的工作站通过数据采集设备实时、独立地采集相应输油站场进、出站管线的压力数据，根据压力数据现状初步判断发生泄漏的可能性；同时各子站的工作站将所采集的压力数据通过局域网传输到中心站的计算机上进行处理和分析，中心站则通过OPC接口从SCADA读取相应输油站场的温度、流量等参数；最终，该泄漏检测系统中心站对获取的压力、温度、流量等参数与模拟工况进行对比分析，判断管线上是否有泄漏。

当管线中的油品泄漏时，该泄漏检测系统会发出声光报警信号，并在中心站的计算机上显示泄漏点的定位，相应子站的计算机可以发出泄漏报警信号并定位泄漏点。

3.4 应用案例

2015年2月14日，输油管线B中心站操作人员发现长清-宁阳管段压力02时整分开始持续下降，根据站场实际情况和工作经验初步判定压力异常可能是泄漏所致。通过智能手动定位功能得知泄漏发生在距离长清站出站管线42.09 km处，同时现场巡检人员反馈距离长清站出站管线41.8 km处存在打孔盗油阀，泄漏检测系统定位与现场泄漏点位置基本一致，02时40分压力开始回升说明已无泄漏。管段压力监测趋势曲线效果与图3所示相近，在此不再赘述。

通过该系统的有效定位并结合现场巡线工的巡线情况，采取相应措施终止泄漏以恢复管线运输的平稳运行。该系统可靠性好，误报率低，对管线上可能存在的泄漏定位准确[10]。

4 泄漏检测系统两种配置方式的对比

4.1 共性特点

1)中心站的计算机画面可实时监测泄漏情况，操作人员通过分析泄漏参数定位泄漏点位置，并可保存确认后的泄漏点位置。

2)报警反应快，管线运行数据可长期保存。

3)具有故障自诊断功能，误报率低。

4)具有清晰的人机界面，简单易学。

5)检测中依托SCADA的部分参数，提高了判断泄漏的准确性。

4.2 对比分析

1)输油管线A采用的泄漏检测系统完全依托SCADA获取压力、流量等参数，其采集速率及采样时间间隔都受SCADA的限制；而输油管线B采用的泄漏检测系统通过高精度的数据采集卡独立采集输油站场的压力数据，压力信号的采样频率可达100 Hz以上，采样速率更高、更平稳，降低了泄漏点定位的误差，提高了泄漏定位的准确性。

2)泄漏检测系统从SCADA读取大量的数据会造成SCADA的CPU负荷增大，从而对SCADA的稳定性和可靠性都带来了影响。

3)直接利用SCADA采集全部数据的方法只能在SCADA的工作站上被动地显示相应输油管线的泄漏报警信息，而设置独立子站的泄漏检测系统中每个工作站均具有泄漏定位和报警功能，且某个泄漏点在相邻的2个工作站上都能报警和定位，更方便输油站场工作人员及时发现泄漏。

4)设置独立子站的泄漏检测系统与SCADA完全独立，在某种程度上提高了两个系统的安全性。