管道泄漏报警系统的研究

曲红娟（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

管道泄漏报警系统的研究

曲红娟（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

管道泄漏影响生产、污染环境并形成最大的能源浪费，为提升检漏及巡检效率，以负压波检测原理为基础，建立高精度采用数字通信的测控前端。应用数字化、信息化技术，建立覆盖企业生产管道的测控系统，使其成为大型企业生产控制监测系统的一个有机部分。通过系统采集管网运行的有效参数，全面整体的监测管道的运行状态，在提高检漏及巡检效率的同时，大幅降低了劳动强度，提高了生产安全的保障能力。

管道泄漏；负压波；输量平衡法

DOI：10.3969/j.issn.2095-1493.2017.07.016

随着油田生产不断扩大，各类管网密布生产区块因管道泄漏造成的环境污染、经济损失及社会负面影响的矛盾越来越突出。同时，也因生产力的提高，管道输送的生产数据大量增加，出现了密集数据与数据采集分析滞后的矛盾。通过信息技术与控制技术融合，利用管道泄漏定位报警技术，建立全面监控、综合管理平台，实现生产大数据收集与分析、生产的全面宏观控制，使其成为数字油田的一个有机部分。在降低员工劳动强度的同时，可大幅度提升生产管理能力。

1 监测方法及原理

国内外曾经研究过的管道泄漏监测与漏点定位的方法很多，主要有化学方法、应力法、漏磁法、流量差监测法、负压波法、负压波-次声波法、全线压力分布法、全线质量平衡法、管道瞬变模型法等。近年来，国内对于长输管道检漏技术的使用主要应用负压波-输量平衡法检测[1]。

“负压波法”通过监测“泄漏”引起的“压力下降”来判断有无泄漏发生并进行定位，“输量平衡法”是靠管道两端的流量计实时监测比对进出流量，判断有无泄漏发生。管道泄漏监测系统在“负压波法”的基础上引入了“管道输量平衡法”即为负压波-输量平衡法。二者结合形成了优势互补，可提高了泄漏监测的准确率。

当首末两站间输油管线某一点发生泄漏时，引起两端流量变化。泄漏点压力突然降低所产生的负压力波将沿管道向两端传播，当该负压波传递到管道端点时，引起首站出站压力和末站进站压力变化。通过通信网络把压力和流量信号实时传输到监控计算机中，即可实现动态监测[2]。泄漏位置不同，两个站响应的时间差也不同，根据管道长度、压力传播速度等即可准确计算出相应泄漏位置。同时，还需要根据管线的工况参数及被输介质的理化性质和温度衰减等引起压力波的传递速度及衰减速度变化进行必要的补偿和修正。设计过程中，需将某些站内操作引起的非泄漏“压力下降”进行屏蔽，否则会发生频繁的无意义报警。负压波法管道泄漏检测基本原理见图1，图中L1、L2分别为泄漏点距首站及末站的距离，L为管道的长度,V、V′分别为次声波传播的速度及液体的流速。根据以上原理，建立数学模型见图2（p为管道输送压力）。

图1 负压波法基本原理图

因为介质流速远小于负压波传播的速度，忽略介质流速，得如下公式：

式中：x——泄漏点与入口端的距离，km；

α——压力波传播速度，km/s；

L——首末两站间的距离(管长)，km；

τ0——首末站变送器输出信号的时间差，s。

图2 负压波法数学模型

在已知负压波传播速度的情况下，测得管道两端接收到负压波的时间差即可得到管道泄漏点的位置[3]。

2 监测报警系统的建立

生产实际中，负压波管道泄漏报警系统的建立受到多方面的制约。需要适应地质条件变化、地面建设调整，以现有管网系统布局为基础，并参考未来油田开发规划，需根据实际有序建设。

2.1 系统结构

根据负压波检测原理，可在管道两端建立现场数据测控与处理单元，通过其压力传感器，测得管道两端压力变化的曲线，即可分析得到负压波到达的时刻。为了保证两端采集时间一致，通过共同共享网络时间，即可测得负压波到达两端的时间差。为了修正管道输量平衡值，补偿温度引起压力波传递速度、衰减速度变化值，要在端点安装温度传感器。压力、温度、流量信号通过控制器进行采集[4]。最后，通过计算机系统详细的分析各种工况相关参数，修正、补偿各种因素引起的误差，即可确定管道泄漏点的位置及泄漏程度[5]。测控系统见图3。

图3 测控系统图

该系统主要由数据测控与处理单元、远程通信系统、监视分析与管理计算机系统三大部分组成。

1）数据测控与处理单元。该单元负责采集现场管线运行的状态参数。主要由温度变送器、压力变送器、原油流量计以及PLC控制器组成。PLC控制器采集前端传感器的信号，并对数据进行初步处理，为管网系统提供基础数据。

2）远程通信系统。该系统负责各个主机之间的数据传输，共享时间及管道状态。该建设采用厂内生产网络。

3）监视分析与管理计算机系统。该系统负责对数据进行分析，提示报警及地理位置显示、实时数据曲线显示、历史记录查询等功能。该部分由工业计算机系统组成[6]。

以上是点对点的简单流程和单一通信方式下的基本结构，有多个分支的管线，具有正反输流程的管线，通信条件比较特殊等，系统（尤其是软件系统）复杂一些。须对每一条管线的不同特点设计不同的软硬件解决方案。

2.2 设备要求

负压波从泄露点沿管道壁及介质向管道两端传播，相对比较微弱。现场实际测量沿介质传播的负压波，其受干扰多、衰减快。需要分辨率高的压力变送器。因为需要实时测量压力，建立压力运行模型，同时也为了分析数据的准确性，保证压力测量值精度，需要使用精度高的压力传感器。为了降低其他因素引起的压力误差，尤其是信息传输过程中造成的误差，需要使用数字信号传输。管道部分端点建有温度、压力变送器等（图4）。

图4 管道输油系统现场示例图

现场实际使用的压力变送器采用工业标准信号4～20 mA传输信号，受传输条件及内部处理电路、接收端A/D转换等因素的影响，误差较大。现场实际采用的压力变送器，自身测量精度满足工业检测条件的要求，但对管道监测的压力微小变化，误差过大，无法满足管道监测的要求。得出现场实际采用的压力变送器分辨率不满足要求。

2.3 创建管网监控系统基础平台

在各类管网内管道两端的站场内，建立前端检测系统，系统接入网络。以大型站场为局部监控中心，建立局部测控系统，用以监测其管道系统内所连接转油站等中小型站场的来液管道及监测站内的外输管道运行状况及提示报警。在管理职能部门建立管道运行监控中心，总体协调、调度及监控管网运行状况，在各生产区域管理中心根据权限完善管理指挥系统，建立监测平台。

3 结论

输油管道是石油企业的生命线，自然破损或人为破坏会造成管线穿孔或断裂，若不能及时发现和处理，不仅影响生产，还会导致油品漏失、污染环境等一系列不良后果。系统建成后可实现对管线进行有效的在线实时监测，及时准确地判断泄漏发生并确定泄漏位置，能够将损失减小到最低程度。同时，系统采集管网内传输的相关信息，提供了可靠的基础数据，极大地提升了管理能力。

[1]阳子轩.复杂管道泄漏检测技术研究[D].武汉：武汉理工大学，2011.

[2]胡琼.在役管线泄漏检测技术研究[D].武汉：武汉理工大学，2009.

[3]陈樊.管道泄漏远程监测与控制实验系统研究[D].武汉：武汉理工大学，2012.

[4]刘琳琳.管道泄漏检测数据的压缩方法研究[D].北京：北京化工大学，2011.

[5]李慧.基于混合模型的管道泄漏检测方法研究[D].沈阳：东北大学，2013.

[6]王辉.输油管道微小泄漏特征提取方法研究[D].大庆：大庆石油学院，2008.

2017-03-22

（编辑 沙力妮）

曲红娟，工程师，2005年毕业于大庆石油学院（电气工程自动化专业），从事电气规划工作，E-mail：qhongjuan@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆市第五采油厂规划设计研究所规划室，163513。