长输油气管道工艺设备的自动控制技术研究

2020-03-07陈凯

工程建设与设计 2020年2期

关键词：输油控制技术气管

陈凯

（深圳中质安股份有限公司，广东深圳518107）

1 长输管道自动控制的必要性

长输油气管道不仅距离长、输送压力高，在设计、施工、运行管理过程中，各个环节都有可能存在缺陷点，可能造成管线设备及连接部位气体泄漏而引起火灾、爆炸等事故。

1.1 腐蚀失效时自动控制的重要性

如果防护不当，管道受到大气中的水分、氧、酸性污染物等物质的作用而引起大气腐蚀。长输管道埋地敷设，因受所处环境的土壤类型、土壤电阻率、土壤含水量（湿度）、p H、硫化物含量、氧化还原电位、微生物、杂散电流及干扰电流等因素的影响，会造成管道电化学腐蚀、化学腐蚀、微生物腐蚀、应力腐蚀和干扰腐蚀等[1]。众多腐蚀情况如果不能及时发现，后果将是十分严重的，但若是人工去检测，将要投入巨大的人力物力，采用自动控制手段可以大大地提高工作效率，并且准确发现问题，及时解决问题。

1.2 疲劳失效时自动控制的重要性

管道、设备等设施在交变应力作用下发生的破坏现象称为疲劳破坏。交变应力是因载荷作用而产生随时间周期或无规则变化的应力。经过长时间反复作用，管道会发生突然破坏。

如果管道经常开停车或变负荷，系统流动不稳定，穿越公路、铁路处地基振动产生管道振动，输送介质将在管道内部产生不规则的压力波动，引起交变应力。管道内部与周围土壤环境温度不同，输送介质流量、温度变化引起热应力，这种交变热应力也会导致疲劳失效。

管道、设备等设施在制造过程中，不可避免地存在开孔或支管连接，焊缝存在错边、棱角、余高、咬边或夹渣、气孔、裂纹、未焊透、未熔合等内部缺陷，这些几何不连续将造成应力集中。随着交变应力的作用在这些几何不连续部位或缺陷部位将产生疲劳裂纹，会逐渐扩展并最终贯穿整个壁厚，从而导致介质泄漏或火灾、爆炸事故。

当管道正常运行后，可以通过自动控制技术及时发现存在的内部缺陷，尽早修复，避免造成重大损失。

1.3 成品油长输管道水击时自动控制的重要性

成品油长输管道密闭输送工艺产生势必会产生水击，管道流体流速发生突然变化时，会引起压力突变，造成压力波在管内迅速传递，与出站压力叠加，使管道超出承载能力，产生破坏，从而引发安全事故。如果水击现象经常发生，管道可能因振动造成疲劳破坏。

另外，管道监测系统故障高压强水击波在管道内的传播，不仅造成输送泵、阀门、计量设施等破坏，而且引起系统各种探测控制系统出现故障，造成整个系统停运。此时采用自动控制技术就显得尤其重要，可以实时监测到各处压力大小。

除此之外，采用自动控制也可以有效避免众多不必要的危险情况的发生，因此，在长输油气管道中采用自动控制技术是十分必要的。

2 长输油气管道工艺设备的自动控制技术应用实践

2.1 管道运行中自动控制技术的应用实践

在长输油气管道运行过程中，自动控制技术通过对仪器仪表、压缩机、泵等设备的自动化监控，全方位了解管道的运行情况，以便确保整个运输过程的安全与稳定[2]。具体来讲，自动控制技术的应用实践主要有以下内容：

1）采集运行数据信息、自动化监视控制系统、自动检测泄露情况。自动管控技术可以作为连接管道泄露自动监测系统以及监视控制系统，实时提供管道检测信息以及定位信息，自动管控技术通过对信息的分析以及信号的预处理，能够及时捕捉管道运行过程中出现的压力波变化情况，即使为微小的变化，也能实现有效感应。再通过泄露判断以及泄露报警模块对采集信息的分析与处理，判断运输过程中管道是否出现了泄露，出现泄露后可以将泄露信息、泄漏点位置传回终端系统以及执行程序当中，采取自动化控制手段，及时抑制影响，并为维修人员参考；泄露处理后或未出现泄露情况则会将信息存储到历史数据分析模块、存档模块当中。自动控制技术利用其强大的信息处理功能以及高效执行功能，提升了管道运行管理的全面性以及时效性，减少在泄露判断、维护上出现的错误，能够为长输油气管道的运行提供更完善的保护。

2）利用混沌理论，通过超声波对管道泄露情况展开精准检测。现阶段，该项技术用于长输油气管道原有管道泄露检测以及超声波信号检测当中，其可以识别不同类型、不同特色的超声波，对其声场进行准确计算，并基于Duffing方程的间歇混沌与混沌特征检测微弱正弦信号，再通过混沌阵子阵列能够检测出微弱信号的最大频率，配合锁相办法对信号的相位以及幅值进行精准分析，将最终的分析结果运用到对管道运行情况的判断上，可以有效识别管道是否存在泄露情况、运行异常、设备故障情况，一旦有突发情况出现，通过这项技术可以快速准确做出判断，并向终端系统发出警报信号，以便问题得到快速处理[1]。

3）利用负压波识别管道运行模式，准确判断管道运行情况。这项技术是自动控制技术全面了解管道运行情况的支撑技术之一，其利用负压信号，进行管道内运输物质检测以及定位，与其他技术相比，其不需要大量管道模型、设备的配合，工作效率更高、定位与监测效果更好。所以，目前负压波识别技术的应用较为广泛，其将压力传感器作为识别信号的主体，再配合负压波对数字信号做出处理，可以准确的判断管道内的情况。在长输油气管道运行过程，该项技术的定位精度误差能够始终维持在±200m水平上，一旦有突发情况，如管道泄露量超过1%时，则可以通过声光警报及时传递警报信号，并自动定位泄漏点、监控泄露情况。

2.2 管道泄露事故预防中自动控制技术的应用实践

目前，随着我国长输油气管道运行负荷的增加，对于管道泄露的预防也成为自动化控制的重点工作，利用自动控制技术配合卫星通信技术，实现长输油气管道管理系统技术的革新，能够有效提升管道泄露预防的自动化、网络化以及智能化水平，减少泄露带来的损失以及负面影响。

现阶段，自动控制技术以及与管道模拟仿真技术有了初步的结合，通过实时、全面模拟管道内部运行情况，配合自动化控制技术，可以及早发现管道的泄漏点，以便技术人员在泄露发生前，采取措施进行处理，减少泄露问题的出现。同时，自动控制技术与管道效率也有了初步融合，实现了对管道更全面的监控，将管道运行效率对管道稳定性、管道安全的影响及时反馈给技术人员，以便根据管道的状态做好维修以及养护方案，始终维持管道运行的稳定，从而规避泄露问题。

3 自动控制系统在福建LN G长输管道一期的应用实例

3.1 线路工程

中海福建天然气有限责任公司LNG站线项目一期工程高压天然气长输管线包括秀屿首站～漳州末站干线（190.1km）、秀屿首站～青口分输站干线（115.8km）、晋江分输站～晋江电厂末站支线（37.4km）、翔安分输站～厦门电厂末站支线（18.0km）、秀屿首站～莆田电厂支线（0.5km），管道里程全长361.8km，沿途经过福建省莆田市、泉州市、厦门市、漳州市、福州市5个地级市。

1）莆田市：秀屿首站～青口分输站干线管线自秀屿首站向东北行进，在东沁村南折向西北方向，沿城市道路一侧敷设至大象村西靠海一侧。之后沿海岸线前进，到达后江村北的胜利大堤南侧，沿靠胜利大堤基础平台敷设到达太湖村南，之后管道折向东北方向，到达位于黄石镇金山村西的莆田分输站。此后管道向东北方向前行，在杨芳村东侧与福泉高速公路并行。在江口镇新墩村穿过福泉高速公路,在江口镇港后村穿过秋芦溪进入福清市境内。境内管道全长45.1km。

2）泉州市：秀屿首站～漳州末站干线管道起自秀屿首站，出秀屿首站后穿越湄洲湾，从泉州市的泉港区界山镇赤屿仔村上岸，然后基本与福厦高速公路并行向前到达丘后村。穿过324国道，到达洛阳镇云庄村。之后管线经西溪寮、在溪尾村南穿越泉厦高速公路，向东行进，在西湖村南穿越324国道，并在南安市水头镇的仁福村再次穿越324国道和泉厦高速公路，经下溪埔后沿324国道南侧并行至位于泉州与厦门交界处的小盈岭。境内管道全长108.9km。

3）厦门市：秀屿首站～漳州末站干线管道从小盈岭开始基本以约50m的间距与泉厦高速公路并行前进约1km，穿过福（州）～厦（门）高速公路和324国道然后继续与泉厦高速公路并行前进，过浦头村继续与泉厦高速路并行约500m穿过泉厦高速，在同安区新民镇石丹村穿越福厦铁路后途径禾山村、刘塘村、岩内村，到达厦门分输站，在集美区后溪镇东宅村穿过泉厦高速后并行，在灌口镇东蔡村穿过泉厦高速公路和福厦铁路后并行，在灌口镇井城村穿过泉厦高速公路并行，到达厦门与漳州交界处。境内管道全长51.0km。

4）漳州市：秀屿首站～漳州末站干线管线从厦门与漳州交界处开始，沿厦漳高速路并行前进，在漳州台商投资区角美镇吴宅村下穿厦漳高速路，过坂美村穿九龙江沿324国道并行前进，在龙海市榜山镇梧浦村上山穿越夏蓉高速沿云洞岩风景区山脚。最后到达位于龙文区蓝田镇蔡板村的漳州末站。境内管道全长19.6km。

5）福州市：秀屿首站～福州分输站干线管道穿过秋芦溪后进入福清县境内，在福清市境内管线与福厦高速公路并行前进，到达在宏路镇东坪村宏路分输站。之后管线在桥仔头村离开高速在高速和324国道间继续沿东北方向前行，到达青口镇，途经尚干镇，到达祥谦镇的青口分输站后，管线连续翻越约3km山区段，在乌龙江大桥和高速乌龙江大桥之间穿过乌龙江，此后管线又翻过5km长的山区段，到达谢坑村西侧的城门华润门站。境内管道全长70.7km。

3.2 管道线路

根据福建LNG高压天然气长输管道沿线敷设地点的地理位置和地质条件特征对其潜在的危险、有害因素分析如下。

3.2.1 河流、沟渠穿越的影响

本工程输气管道沿线多次穿越了河流、沟渠等水域，管道穿越河流、沟渠等水域处若未做水工保护或水工保护损毁没有及时发现和采取措施，可能会对管道造成冲刷，可能造成管线悬空。

3.2.2 公路、铁路穿越的影响

本工程输气管道沿线穿越铁路4次，高速公路30次，一、二级公路39次，三级及三级以下等级公路280多条。对公路、铁路进行施工或养护时，施工之前如果未制订安全措施，施工过程如未通知管道运营单位现场监护，可能会破坏管线，造成天然气泄漏，遇明火发生火灾爆炸事故。

3.2.3 湄洲湾海域穿越的影响

该工程部分管段穿越湄洲湾，由于海上来往船只非常多，水上无序施工、船舶任意搁浅、起抛锚乱作业和拖网捕鱼等行为，都容易造成管道破损，导致下游用户供气中断等问题，给社会经济和人民生活造成重大损失和影响。

另外，海底管道还存在海水腐蚀、海泥腐蚀、杂散电流腐蚀、细菌海洋生物腐蚀和应力腐蚀等，这些风险可能造成的应力变形、金属损失、防腐层破坏、壁厚减少、引起管道撕裂或穿孔，导致输气管道泄漏。

为有效维护该段管道的安全运营，确保管道周边民众的生命财产安全，福建LNG与福建公安边防总队海警第二支队二大队签订了“关于加强湄洲湾海底天然气管道安保工作的协议”，协议中明确了重点保护的区域及采取的对策措施。

重点保护的区域包括：湄洲湾海底管道两侧各100m的海域内禁止抛锚区域和管道附近禁止采砂区域。

采取的对策措施为：（1）海警二大队建立对重点保护区域的常态化巡逻机制，每周对管道保护区域开展一次巡逻工作，巡逻期间视情况对周边船只开展管道保护宣传工作；（2）提高该段管道安保等级，保障充足警力、装备，及时对关于重点保护区域内的抛锚、托锚、挖砂、打桩等非法活动的报警进行出警处理；（3）协助福建LNG开展海上管道保护宣传工作。

该段管道自投产至今，运行平稳，未发生天燃气管道泄漏事故。

3.3 自动控制技术

3.3.1 自控

本工程管道全线采用以计算机为核心的监控和数据采集系统（SCADA系统）完成管道全线输气站及线路截断阀的数据采集、监控和管理等任务，全线调控中心设在秀屿接收站中央控制室。SCADA系统主要由中央控制室的计算机系统、站控制系统、通信系统构成。

SCADA系统的控制水平达到在中央控制室完成对全线各个站场、线路截断阀室的监控、调度、管理等任务。同时，沿线各站的站控制系统可独立监控该站运行，并将有关信息提供给中央控制室。

在沿线各分输站分别设置SCADA站控系统（SCS），在干线及支线的线路截断阀室设置远程终端装置（RTU）。

本工程SCADA系统的控制和管理分为3级：第1级为中央控制室监视、控制及调度管理；第2级为站控制室控制；第3级为就地手动控制。在正常情况下，由中央控制室对管道全线进行监视和控制。当数据通信系统发生故障或控制中心主计算机发生故障或系统检修时，通过站控系统实现对各站的监视与控制。当进行设备检修或紧急切断时，可采用就地手动控制方式。

1）中央控制室的计算机系统按客户机/服务器结构设置。其操作系统采用实时多任务操作系统。局域网采用冗余配置。操作员工作站、工程师工作站等均作为局域网上的一个节点，共享服务器的资源。

2）秀屿中央控制室与各站控系统采用双向点对点通信方式。秀屿中央控制室与各站控系统之间的数据通过邮电公网的SDH专用通道传输，备用信道采用FR专用通道传输。

3）在站场工艺设备区和发电机房设有可燃气体探测器，站控室设有可燃气体控制盘，对站场可燃气体浓度进行监视和报警。在各站场重要房间（例如，站控室、站控机房、UPS间等）设置有火灾自动报警系统。火灾自动报警系统设置包括：感温探测器、感烟探测器、声光报警器、手动报警按钮、紧急启动按钮、紧急停止按钮等。

4）站控制系统是SCADA系统的远方控制单元，它不但能独立完成对所在站的数据采集和控制，而且将有关信息传送给中央控制室并接受中央控制室下达的命令。站控制系统主要由过程控制单元、操作员工作站、数据通信接口等构成。

3.3.2 通信系统

本工程管道通信采用光缆通信作为主用通信方式，公网通信为备用。各站场依托公网系统设置有电话、传真等。站场巡检语音通信采用防爆无线对讲机。并且各站均配备1部防爆移动手机，用于巡检抢修应急通信。

4 长输油气管道工艺设备的自动控制技术未来发展

随着自动控制技术在长输油气管道工艺设备中的运用，对其功能以及作用的要求也逐步提高，因此，在长输油气管道工艺设备的自动控制技术未来发展中应实现与仿真、信息技术更深入的融合，真正实现无人值守与远程调控管理，这将从根本上优化长输油气管工艺设备控制工作模式。

4.1 模拟仿真系统的未来发展

模拟仿真系统配合自动控制技术是当前长输油气管道工艺设备控制的主要模式，但现阶段对于模拟仿真系统的功能开发还处于浅层阶段，未来应充分利用模拟仿真系统提供的数据方案，从更多元维度对油气管道运行情况进行描述，如温度、流量、压力、时间等，并对变量展开动态监控，建立起能够动态反馈状态的方程，从而更精准地展开控制工作[2]。

4.2 SCA D A系统的未来发展

SCADA系统是油气管道工艺设备自动控制的基础，其将计算机、展控制、阀室RTU等系统连接起来组建调度控制中心，由操作人员根据汇总反馈的管道运行参数、设备运行状态，对泵、阀、压缩机等设备进行调控，以便保持管道运行平稳。但目前SCADA系统的远程操作功能以及部分设备的控制还存在缺陷，如在调度控制中心无法实现远程启停、无法获取多维度状态反馈信号等。因此，在未来的发展中，需要不断完善系统功能，保障其能够对油气管道运行中所有设备都能够展开有效的控制，并通过对设备运行状态的了解，提升自动控制水平。

4.3 数据管理系统的未来发展

现阶段，数据采集工作主要有SCADA系统内的通信网络采集站场完成，其可以采集管道状态信息、线路信息、设备信息、阀室信息，让调度中心全方位了解管道运行状态，但其在线路管理、运营管理、资产管理等方面发挥的作用并不完善，主要原因在于油气管道状态以及设备运行状态十分复杂，需要从多个角度展开描述，但当前的技术仅能实现压力、超声波等角度展开描述，因此，无法保障数据采集的全面性。在未来，还需要针对数据采集与管理进行优化，以便更全面的反馈信息。