黃澤�。和七M管道智能化建設的幾點思考和建議
來源：《管道保護》2021年第4期 作者： 時間：2021-7-20 閱讀：
《管道保護》編輯部：進入21 世紀，以人工智能、大數據、云計算、物聯網等為標志的第四次工業革命孕育興起，開啟了智能時代的序幕。中國管道企業緊緊抓住這一發展機遇，積極探索實踐智能化發展道路，舉世矚目的中俄東線天然氣管道建設工程創造了寶貴的經驗。“打造智能管道，不能簡單挑選一些智能化元素應用于管道做表面文章，必須堅持問題導向，以生產應用為驅動，始終圍繞提升管道建設、調度、運營效率和質量安全這條主線，開展技術創新與應用�！保ㄍ跽衤暎骸吨卸頄|線天然氣管道智能化關鍵技術創新與思考》）本期我們特別邀請到了國家石油天然氣管網集團原高級技術專家黃澤俊，請他就推進管道智能化建設有關問題談一談自己的思考和建議。
黃澤俊，畢業于西南石油學院油氣儲運專業，卡爾加里大學MBA。歷任中石油西北石油管道建設指揮部自動化項目部副經理、生產部主任、指揮部總工程師，西氣東輸管道公司副總經理、總經理，北京油氣調控中心主任（兼中油管道公司副總經理），國家管網集團原高級技術專家。主持20 MW級電驅壓縮機組等多項管道關鍵設備技術攻關，實現國產化；推進全國天然氣管網集中遠控調度管理。獲國家科技進步一等獎2項、二等獎1項，省部級獎勵5項，著作4部，論文十余篇。
編輯部：黃總您好，國家管網集團是石油天然氣管道運輸的國家隊，承擔著保障油氣資源輸送安全、維護國家能源安全和公共安全的重大責任。您長期從事管道生產運行與調控工作，請介紹一下天然氣“全國一張網”的建設情況，以及我們為什么要大力推進管道智能化建設？
黃澤�。�國家管網集團目前運營管理近9.2萬公里油氣輸送管道，其中近4.9萬公里天然氣管道和近1.65萬公里原油成品油管道由集團公司生產經營本部（油氣調控中心）負責遠程監控；近2.65萬公里原油成品油管道由集團公司所屬企業的調控分中心負責遠程監控。根據天然氣“全國一張網”互聯互通十四五建設規劃，預計到2025年，將形成6.9萬公里的天然氣大管網。同時國家管網集團將按照市場化原則，推進省級天然氣管網從“物理聯通”到生產運營管理的“互聯互通”，天然氣“全國一張網”的規模將進一步擴大。
智能管道是智慧管網的基礎單元。管道智能化建設將傳感測量、工業控制、移動通信、物聯網、運行仿真等技術應用于管道工程建設、生產運行、維護維修及管道保護等過程，形成智能感知、可自適應、高度自動化、優化平衡的管控一體化系統。中俄東線天然氣管道作為我國首個“全數字化移交、全智能化運營、全生命周期管理”的智能管道樣板工程，引領與帶動了管道行業技術與管理水平的提升。
智慧管網是在管道智能化建設的基礎上，以數據全面統一、感知交互可視、系統融合互聯、供應精準匹配、運行智能高效、預測預警可控為特征（目標），將大數據、機器學習、管網運行仿真與經營決策支持等技術融入各業務系統，積累管道全生命周期數據資產，加速跨行業、多領域前沿新技術深度融合，提供智能分析和決策支持，實現管網的智能化運營管理以及對管網大數據的深度分析與高效應用，為管網全生命周期建設運營管理提供科學的風險預控及優化決策支持，以確保管網安全、平穩、高效運行。
智慧管網建設主要涵蓋智能建造、智能運行、監控感知、知識體系等方面。在現階段，為了保障管網安全運行、提高運行效益、推動生產技術與經營管理進步，需要大力推進管道智能化建設。
編輯部：您認為當前油氣管網面臨的主要安全風險是什么？需要采取哪些智能化手段來消減風險，保障管道安全運行？
黃澤�。�目前，油氣管網安全運行仍然面臨一些風險和挑戰，如管道施工焊接質量缺陷，站場電氣設備及儀表自動化系統老化，管道自動調節與自動保護功能不夠完善，運行自動化水平有待進一步提高等。通過推進管道智能化建設，對油氣管網中的老舊管道進行高質量高水平的技術改造，提高管道本質安全水平，是有效控制油氣管網安全風險的根本措施。我針對輸油管道做重點介紹。
一是將手動截斷閥室改造為遠控截斷閥室，控制管道泄漏事故狀態下的泄漏量過大風險。
在以往工程建設中，由于管道沿線線路截斷閥室供電條件差（有的地區供電電源距離遠），而配置具有遠程監控功能的RTU費用較高。為了控制成本，部分原油成品油管道的線路截斷閥室設計為手動截斷閥室，未按照RTU閥室設計。在管道發生泄漏事故狀態下，不能立即從調控分中心遠程關斷事故點上下游的截斷閥，只能通知輸油站管理人員或閥室看護員（當地巡線工）趕到現場手動關斷。手動關斷與遠程關斷相比，存在漏油量增大的風險。隨著太陽能供電效率提高和蓄電池系統儲能容量增大，為沒有外電供應的閥室提供了供電條件，且撬裝（柜裝）RTU設備和供配電設備占地面積也比較��；采用“電液聯動”閥門執行機構，使遠程快速關閉線路截斷閥的耗電量也大大降低。這些技術進步，為現有手動截斷閥室改造為RTU閥室創造了條件。
二是完善 “水擊超前保護”功能，控制管道超壓運行風險。
部分成品油管道SCADA系統中，有的因管道輸送條件發生了變化，需要對水力系統、水擊保護參數和水擊保護邏輯等重新計算分析；有的水擊超前保護系統未連續運行或運行不正常，需對水擊保護邏輯控制程序重新分析檢查與調試。完成這些工作，可以確保水擊保護功能完善、保護系統靈敏可靠，控制在發生水擊工況下管道超壓運行風險。
三是加快老舊SCADA系統國產化替代改造，控制運行操作安全風險。
國家管網集團所屬企業的部分輸油管道SCADA系統存在以下問題。
——有的站控PLC系統運行超過15年，雖然替換改造過部分模塊，但硬件整體老化。
——調控分中心SCADA主機系統軟件品牌多樣，投用時間較長，其可靠性、先進性需要提高。
——個別調控分中心的SCADA主機系統與站控PLC系統不能直接傳輸數據，依靠主機與站控機之間數據通信協議轉換接口裝置進行數據交換。這種配置水平相當于1990年投產的東（營）—黃（島）輸油管道SCADA系統，僅在數據轉換基礎上做了一些改進。
——調控分中心主機系統與站控系統之間的數據更新速度慢、不同步、甚至數據或設備狀態顯示不一致，執行遠控操作還需到現場監護與確認。
針對上述問題，需加快對老舊SCADA系統的國產化改造。用國家管網集團自主研發的SCADA系統替換引進的在役SCADA主機軟件系統和站控PLC軟件系統；用國產PLC替換老舊的在役國外品牌PLC，重新修改完善（編制）站控控制程序，重新完成主機和站控系統對現場設備監控操作的兩級調試等。
四是探索地形起伏較大的輸油管道線路截斷閥自動保護關斷技術，控制破管泄漏污染環境的較大風險。
輸氣管道RTU閥室在檢測到運行壓力下降速率過大（或運行壓力過低）時，閥室自動保護關斷，以便控制管道發生事故后的影響時間和程度。但是，輸油管道截斷閥室目前沒有采用這一技術，主要原因是沒有成熟可用的觸發RTU閥室自動保護關斷的檢測判斷技術，相關工程設計標準中也沒有這方面的規定和要求。在地形起伏較大的大高差和大落差區域內，一旦管道發生破管漏油事故，如果調控中心（或調控分中心）調度員沒能在最短時間內停運管道和遠程關斷RTU閥室，漏油總量將會增大，造成的環境污染風險也更大。近兩年調控中心和西南管道公司一起研究中緬原油管道線路截斷閥室破管泄漏自動保護關斷技術，即在地形起伏較大的RTU閥室安裝相對精度較高和穩定性較好的外夾式超聲波流量計，閥室RTU將檢測數據和運行壓力等數據傳輸給設在輸油管道首站的“全線水擊保護PLC”，在排除某閥室上游泵站不存在啟泵操作影響的情況下，如果超聲波流量計檢測到的油品流量（流速）突然增大，運行壓力突然下降，則判斷該閥室的下游段發生了泄漏。水擊保護PLC同時向該閥室及其下游閥室的RTU發出關閥指令，兩個RTU完成自動保護關閥操作，同時觸發水擊保護系統自動保護順序操作，停運全線輸油泵，及時將泄漏量控制在兩個閥室間距的“可自然泄漏量”內，避免疊加泄漏。當然，這一技術路線是否可行、可靠，還需要從水力分析、控制邏輯設計、超聲波流量檢測等方面進行大量的測試才能確定。
編輯部：聽了剛才您的介紹，我們了解到通過智能化手段，可以有效控制管道失效和減輕失效后果，顯著提升管道本質安全。請問今后在智能管道建設方面還有哪些考慮？這也是許多讀者關注和希望了解的。
黃澤�。�除了通過技術改造推動管道智能化建設外，還要通過技術創新持續提升管道運行自主可控能力，提升關鍵設備儀表、控制系統、通訊系統的國產化、標準化水平。目前階段，通過“用戶自動分輸技術” “天然氣管網SCADA系統國產化替代” “SCADA系統軟件PCS V2.0研發及工業試驗研究” “與SCADA系統深度融合的高精度液體管道泄漏監測軟件系統研發與應用” “大型天然氣管網在線仿真系統軟件國產化研發及應用” “壓氣站‘一鍵啟�！δ芨脑烊嫱茝V”等科研項目實施，借助現代信息技術，變革傳統的業務管理模式，解決業務管理效率低、人員需求多等傳統生產經營難題，保障國家管網設施安全、高效運營。
一是通過研發與SCADA系統深度融合的輸油管道高精度檢漏系統，提高防控輸油管道泄漏風險的能力和水平。
目前，國內輸油管道基本都配備了泄漏監測系統（檢漏系統），但檢測設備的廠家和品牌多，檢漏誤報率較高，泄漏位置定位不準確，應用效果不理想。主要原因包括：計算模型粗放和理想化，導致沿線壓力分布的計算精度不高；其結果又影響流量平衡（流量平衡分布）計算的精確性；檢漏系統獨立運行，沒有充分利用SCADA系統實測數據來修正校準壓力分布和流量平衡分布計算模型，不能自動排除“運行工況突然變化”對檢漏分析判斷的干擾。
為了提高檢漏系統運行的穩定性，降低檢漏誤報率，可以研發與SCADA系統深度融合的輸油管道高精度檢漏系統，技術設想是：
——建立多類標準化壓力計算單元模型，包括輸油泵站出站到下游第一座RTU閥室之間的計算單元；兩座RTU閥室之間的計算單元；干線分輸點到分輸點下游第一座干線RTU閥室之間的計算單元等；以便按模塊化方式建立全線壓力分布計算模型。
——建立壓力分布和流量平衡自動修正校準計算模型。新研發的檢漏系統可直接從SCADA系統讀取各進出站、RTU閥室、減壓站的運行壓力和油溫等參數，與模型計算結果進行對比。當計算結果與實測參數有差異時，調整計算模型相關修正系數，直到計算結果與實測數據趨于高度吻合。
——建立“單元、站間及全線”流量干擾修正動態平衡計算模型，以排除運行干擾因素影響 。在管道輸入和輸出流量不變的情況下，一座或幾座泵站突然啟（停）泵，或執行先啟泵后停泵操作，或變頻調速泵轉速調整等，都會產生“管道充裝”變化現象，進而影響“單元、站間及全線”流量平衡計算精度。將SCADA系統監測到的這些設備運行工況變化，作為啟動排除運行干擾因素影響的“流量干擾修正動態平衡計算模型”的條件，計算生成相應的“單元、站間及全線”流量干擾動態分布線。
——基于前述模型計算結果輸出的流量平衡“異常單元內”及“相鄰異常單元之間”的“流量不平衡”提示和不平衡量的大小，判斷分析“異常單元內”是否發生了泄漏；根據壓力模型計算結果和SCADA系統實測數據變化，分析判斷“異常單元內”或（及）“相鄰異常單元之間”的壓力分布是否發生了“突變”（產生了負壓波），分析負壓波的傳遞過程，計算判斷泄漏點的位置。
二是通過抓好 “全線一鍵啟停”自動化升級改造，推進輸油管道智能化建設。
1997年6月投產的庫（爾勒）—鄯（善）大落差輸油管道，實現了從調控中心“一鍵啟�！比�和全線自動保護停運的高水平自動化，其自動化功能到目前都發揮正常，對保障輸油管道的安全運行發揮了重要作用。調控中心正在和西部管道公司一起實施西部成品油管道（長度2041公里，設置19座輸油場站，32座監控閥室）“全線一鍵啟�！弊詣踊壐脑�，一旦成功，將優化全線設備精準啟停順序和提升啟停輸過程的平穩性，大幅度降低調度員的操控工作量，將為其他輸油管道的自動化升級改造及智能化建設提供參考。
三是擴大“壓氣站一鍵啟�！弊詣踊壐脑斐晒七M天然氣“全國一張網”智能化建設。
2018年，大（連）—沈（陽）輸氣管道蓋州壓氣站建成我國首座具有“一鍵啟�！惫δ艿母叨茸詣踊瘔簹庹�。隨后，調控中心和有關管道企業對中衛、高陵等6座在役壓氣站實施自動化升級改造，實現了從調控中心遠程“一鍵啟�！眽簹庹镜闹悄芑刂啤Ｄ壳�，調控中心正在組織實施近20座在役壓氣站“一鍵啟�！弊詣踊壐脑�。隨著實施范圍擴大，天然氣“全國一張網”智能化建設將取得較大進展。
四是通過綜合應用集中遠控、天然氣管網在線仿真和機器學習技術，推進天然氣管網智能調控建設。
天然氣管網在線仿真，在指導天然氣管網運行方案編制，管網運行故障或上游氣源變化對生產運行和供氣影響的分析與前景預測，優化調整管網壓縮機組運行匹配并實現節能，以及執行運輸收入計算等方面，都發揮了很好的作用。調控中心在壓縮機組動態運行效率曲線分析與精準計算系統的基礎上，正在開發基于機器學習的管網壓縮機組運行優化技術。設想的技術思路是：將各壓氣站壓縮機組動態運行效率曲線分析計算系統采集和計算的數據集中儲存到幾臺服務器上，服務器上的機器學習系統對某一區域管網內的若干座壓氣站的壓縮機組在過去一段時間內的運行參數和機組輸出功率與能耗等進行分析計算，得出在當前運行工況下對應的區域管網內機組優化運行方案；再將該方案輸出給管網在線仿真系統復核計算。如果復核計算的結果是按照該機組優化運行方案，在一定時段內能夠完成輸氣計劃且區域管網內機組總體能耗小于目前能耗總量，則仿真系統向SCADA系統反饋并提示重新調整該區域管網內機組運行配置方案，由SCADA系統在調度員的確認下完成機組運行配置優化調整。通過這些技術的綜合應用，提升調控中心對天然氣“全國一張網”的智能調控水平。
編輯部：感謝黃總接受我們的采訪。
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