油气管道系统安全状态监测技术研究进展

蔡永军

国家管网集团科学技术研究总院分公司

0 引言

油气管道是重要的能源基础设施，截至 2020年底，中国油气管道总里程已达 14.5×104km。根据2017年5月发布的《中长期油气管网规划》，预计“十四五”末中国油气管道将达到24×104km，形成“X+1+X”的全国一张网能源配置格局。长输油气管道因点多线长、覆盖地域广的特点，长期赋存于复杂的社会和自然环境之中，时刻受到第三方损坏、地质灾害、腐蚀等外界因素的影响，一旦油气管道发生破损，引发泄漏将造成严重的人员伤害、财产损失以及环境污染。而误操作、制造安装缺陷等管道系统自身故障引起的断供也是重大的公共安全事件。“十三五”期间，国家重点研发计划“公共安全风险防控与应急技术装备”重点专项中设立项目重点攻关油气管道安全技术，在生产需求分析和国内外现状调研的基础上研究了泄漏监测技术、长距离管道光纤安全预警技术、地质灾害监测技术、输油泵故障诊断技术、储罐监测技术和油气管道杂散电流监测技术，提高管道主动安全防护水平。经过4年多攻关，主要油气管道安全状态监测技术的性能指标显著提高，相关成果已在主力油气管道得到应用，提高了管道行业公共安全风险防控水平，降低了重大事故发生的概率。

1 管道线路状态监测

为保证油气管网安全平稳运行，需要针对风险因素建立油气管道及其附属储运设施的安全状态监测技术体系，通过监测及时发现事故隐患和早期事故，进行预警预报，加快消除人为不安全行为、物的不安全状态和环境的不安全因素，切断事故成灾链条，避免管体损伤、油气泄漏、设备故障等失效行为，建立安全屏障提高管道公共安全风险防控水平，降低环境污染、财产损失、人员伤害及资源断供引发的重大公共安全事件发生的概率［1-2］。

实践中各管道运营商综合运用人防、物防、技防、信息防等多种方法进行管道线路风险防控。其中人防是基础，起到现场控制作用；物防是补充，增加破坏难度；技防是提高，起到探测作用；信息防是精确制导，实现行为预知。管道技防的主要措施包括泄漏监测、第三方损坏监测、地质灾害及腐蚀监测。油气管道事故预防控制体系见图1。

图1 油气管道事故预防控制体系

1.1 泄漏监测技术

泄漏监测技术可以在泄漏事故发生后及时报警并准确定位，避免次生灾害扩大化。黄岛“11·22”重大事故之后，骨干输油管道基本都安装了负压波泄漏监测设备。但是负压波技术受制于原理、仪表精度等限制，只能解决1%以上突发泄漏的检测和定位，焊缝开裂等缓慢增加的泄漏尚无有效办法。对于油品渗漏，现在多采用感油电缆或者油膜传感器探测烃类混合物避免环境污染，但受制于成本，尚未在线路上获得规模应用［3］。

俞逸飞等［4］尝试利用调节阀动作的主动压力激励式泄漏监测技术来探测小泄漏，仿真分析和模型实验证明利用压力信号各次谐波衰减差异分析的泄漏监测技术可行，示范应用表明能够提高检测精度，但监测距离受限。泄漏监测原理如图2所示。

图2 泄漏监测原理示意

液体管道泄漏监测系统虽然已经成为事实上的管道行业标配系统，但是SY/T 6826—2011《液体管道的计算监测标准》只进行了原则性规定，尚未形成行业公认的指标定义、测试方法、评价规则及数据接口。各个厂家在系统开发时按照各自理解开发系统，传感器电气接口、数据格式、功能要求都不统一，无法和SCADA（数据采集与监视控制）系统互传数据，也无法接入工业互联网实现数据的互联互通和大数据分析［5］。

天然气管道泄漏监测方面，站场已经全面推广基于TDLAS（激光可调谐吸收光谱）原理的激光甲烷气体探测器，基于超声技术的泄漏探测器也有应用报道。国家管网集团西部管道有限责任公司利用次声波原理进行了干线泄漏监测，并在涩北—西宁—兰州、西气东输等天然气管道进行示范应用。中俄东线天然气管道在局部管段布署了分布式光纤测温系统，拟通过测量高压气体泄漏产生的温降进行天然气管道泄漏监测。

目前天然气管道线路泄漏监测方法尚未广泛部署，在监测灵敏度、定位精度及经济性方面仍需持续提升。

1.2 第三方损坏预警

第三方损坏占用了管道管理人员最多的时间和精力，第三方预警的技防措施主要是基于伴行光缆的振动监测。目前相关技术已经从使用三根光纤的Mach-Zehnder（马赫-曾德尔）干涉技术，提升为灵敏度更高、定位更准确的φ-OTDR（相位敏感光时域反射）技术。如图3所示，φ-OTDR技术利用光缆沿线不同位置的后向散射光返回时间不同的原理，将光缆按照空间分辨率的大小切成等间距的块，实现不同位置发生事件的同时探测及定位。相比Mach-Zehnder干涉技术，φ-OTDR技术探测灵敏度更高，定位更准确，但是需要高相干光源，探测结构复杂［6-8］。

图3 φ-OTDR预警系统示意

管道光纤预警系统在西气东输、中俄东线天然气管道都得到规模应用，实现管道沿线第三方活动7×24 h监控，有效提高了管道第三方损坏的防控能力，但是成本和精度仍然制约了技术的广泛应用。在降低光纤预警技术成本上，一方面通过时分复用技术，实现双向探测以更好利用硬件资源；另一方面聚焦中继放大技术，实现单套设备超长距离探测以解决长站间距的探测问题，国家管网集团北方管道有限责任公司（简称北方管道公司）已经实现120 km的超长距离监测。在提高灵敏度上，一方面是从基于强度解调的分布式振动传感提升到基于相位解调的分布式声音传感，更清晰地还原现场的振动或声音；另一方面是从单一参数的振动探测过渡到振动、温度和应力的多参数联合探测，从不同维度进行复合探测，从而降低误报率。算法识别方面从经验模态分析等算法向基于机器学习的神经网络算法转变，从基于特定环境的算法向通用性算法进化。

近年来视频识别技术也广泛应用于人口密集区的第三方监控，通过智能摄像头进行移动侦测报警。但是管道作为“没有围墙的工厂”位于开放空间，管道沿线各种第三方活动频繁，单纯的入侵探测和移动侦测都有大量误报。实践中正在将智能视频与分布式光纤预警融合，利用“视觉”和“听觉”两种感知手段交互验证，现场测试表明高后果区的报警数量下降50%，基本满足现场使用需求。

1.3 地质灾害监测

随着中缅油气管道、漠河—大庆原油管道、西气东输及中俄东线等天然气管道的投产运行，通过特殊地形地貌、复杂地质条件地区的管道越来越多，大型滑坡、崩塌、泥石流、特殊土以及水毁等灾害凸显，同时管道运营也面临管道建设产生的次生地质灾害问题。深圳光明“11·20”滑坡灾害损伤管道之后，人工高陡边坡的危害也进入行业视线。

为实现地质灾害的风险预控，卫星遥感、无人机影像被用来识别滑坡、崩塌、泥石流等土体移动。光学卫星能够发现地表植被覆盖情况改变、地裂缝等，InSar卫星可以实现毫米级土体移动的比对，能够识别和监测采空区的整体活动情况。无人机可以实现人员到达困难区域的图像提取，在地震、洪水等突发地质灾害防控中可以及时获取灾害发生和发展情况。GNSS（全球导航卫星系统）被广泛用来进行地表位移监测，与卫星遥感、无人机一起构成天地一体化的地质灾害监测识别体系［9］。俄罗斯管道有采用专用应变光缆做管道土体位移监测的报道，北方管道公司正在开展布里渊散射普通松套光缆应变测量研究，试图通过光缆应变识别土体移动趋势。

地质灾害引发的外部载荷是管道失效的重要风险，现有应变传感器量程一般低于3 000με（0.3%），低于基于应变的设计评价中管体能够达到的应变，无法实现全生命周期监测。在“大应变、大量程”应变传感器研制方面，苏州华滋奔腾公司开发了基于同轴电缆法布里-珀罗传感器，能够实现5%以上的应变监测，并成功应用于断层监测［10］。土体移动的剪切作用会损坏传感器，导致安装使用过程中传感器成活率偏低，当前正在研发柔性、抗大变形传感器及其安装工艺，以提升传感器的生命周期。通信和供电是现有监测系统成本的主要组成，开发多参数集成的监测传感器，实现供电、传输、采集等共用模块的复用，从而降低成本也是当前的研究热点。

如图4所示，如何通过监测获得数据，将管道安全与土体建立耦合关系，从而实现对地质灾害的预警预报，以及地质灾害发生、发展过程中管道的安全性和可用性评价仍是当前研究的热点。刘晓宇等［11］通过动态时间规整技术实现了监测数据与历史数据和计算数据的耦合，进行风险的预警预报。未来如何开发低成本高可靠传感器，利用空天地结合的检测和监测手段实现对地质灾害风险的耦合分析，避免外部载荷损伤管道还需要进一步研究。

图4 管道穿越滑坡区管土耦合作用监测示意

1.4 腐蚀监测

高压直流输电、电气化铁路等在大地中产生各种杂散电流干扰，影响管道的腐蚀防控，增加了管道腐蚀风险。每月测量电位的传统管理方法，无法发现动态杂散电流干扰的实时变化及其对管道造成的损伤程度。智能阴保桩能够实现阴保电位的自动采集和远传，解决沼泽、山区等人员到达困难位置的阴保电位测量难题；同时还可以动态评价管地电位变化情况，为阴保异常原因分析提供依据，近年来在新建管道中得到规模应用［12］。关于阴极保护有效性的评价，由于IR降误差（由于电流I和电阻R所引起的偏差）的存在，目前主要依赖试片、极化探头或专门仪器实现对断电电位的检测。高压直流的干扰与防护是近年出现的新问题，实测管地电位可达304 V，秦润之等［13］通过模拟仿真、现场监测等方法开展大幅负向干扰下的腐蚀机理研究。中国学者提出了高压直流干扰的相关防护准则，参与编写的ISO 21857—2021《管道系统直流杂散电流干扰标准》已发布。管道总体腐蚀情况的检测和评价更多采用内检测进行，管体缺陷深度的监测方法有腐蚀探针、超声壁厚测量、脉冲场指纹法等方法，这些方法都只能实现点式测量，而且数据受环境影响较大，更多的是反映相对变化。

2 关键储运设施监测

大型储罐在油气储运系统中起到资源存储、调节运营计划的作用，作为重大危险源一直是安全防控的重点。泵起到增压作用，作为主要动力源直接影响管输计划的执行。储罐和泵作为储运设施中的关键设备，一旦发生故障将直接影响管输计划的正常进行，引发断供风险，因此需要开展监测和故障诊断，避免不可接受风险的发生。

2.1 储罐

管道输送中大型浮顶储罐的主要风险包括一二次密封泄漏、雷击起火及罐体的不均匀沉降等。针对一二次密封泄漏，长庆油田采用泵吸式采样，远程可燃气体实时监测和注氮实现安全防护，切断雷击起火的可燃物链条。当前储罐泄漏监测的重点在于开发 C3以上大分子量挥发物的探测技术，实现油气逸散的实时监测，对各种感知数据进行融合分析以实现储罐安全状态的综合判断［14］。丁莹芝［15］采用红外成像的方法，通过温度场识别进行储罐的泄漏探测。储罐消防已经从感温电缆进化到光纤光栅测温、基于拉曼原理的分布式测温，感知精度、空间分辨率不断提高。三维激光扫描已经用来进行罐体不均匀变形监测，InSar也在被用来进行大型罐区的区域沉降监测［16］。光纤光栅被用来进行罐体应变测量，能够实现大通量的实时形变测量，能够感知罐位和罐体应变的线性关系。

2.2 输油泵

输油泵的自保护系统已经将振动幅值传到SCADA系统，按照设定阈值进行保护，避免输油泵发生实质性损伤。但是受限于采样率和处理能力，PLC（可编程逻辑控制器）的性能达不到频率分析要求，无法在频域空间进行早期故障的诊断和分析。GE本特利公司和艾默生公司的旋转设备故障诊断系统能够实时采集输油泵的频谱数据并使用内部嵌入算法进行实时分析，在中缅原油管道等用来进行泵故障在线诊断。中国石油大学（北京）的研究人员将振动、红外热像、电流等多源异构数据融合分析，建立基于工况辨识的输油泵机组自适应预警技术并实现示范应用。作为管道输送的关键设备，专用的故障监测终端正在普及，依靠工业互联网实现数据的高速采集、传输并积累海量数据样本，云边协同的网络架构正在成为管道安全监测的主流。机器学习技术正在被用来进行监测数据的特征提取和分类，实现异常工况的判断和早期故障的识别，指导备品备件的储备［17-18］。

3 总结与展望

随着中国对安全生产与环保监管的日趋严格，“十三五”期间，在国家重点研发计划的支持下，管道行业泄漏监测、第三方损坏预警、地质灾害监测等技术的监测灵敏度及预警预报能力显著提升。管道系统安全状态监测是及时发现风险，并采取控制措施的关键一环，下一步需要加强新型传感能力建设，做好现有技术的标准化、规模化和智能化建设，全面提升管道运营管控能力［19-20］。

3.1 加强工业标准建设，促进互联互通

油气管道行业泄漏监测、安全预警、地质灾害监测、智能阴保桩等状态监测技术已经得到规模应用，但是相关电气接口、数据格式都未统一，各厂家设备自成体系无法互联互通，管道运营单位无法混合组网。与此同时，相关技术指标的定义及其测试方法也不统一，没有公允的产品标准和测试机构，用户采购时需要进行前置测试，制约了市场规模的扩大。因此，迫切需要加强油气管道行业的感知系统电气数据通信等接口标准和技术指标测试验收评价标准建设，为产品的互联互通、建设智慧互联管网打下数据基础。

3.2 降低成本，提高应用广度和频度

管道应用的各种感知系统中，除油品管道泄漏监测技术外尚未得到全面应用，相关技术成熟度不足。一方面需要扩大不同场景应用的广度，通过规模化应用促进技术成熟与可靠性提升。另一方面受制于通信供电、线路感知系统的较高建设成本，需要推动通信供电系统复用，降低线路监测点的建设成本。同时，还需要提高各系统数据采集频次，积累不同工况条件下的样本，按照实际事件对样本进行标注，建立标准样本库，为后期的智能技术应用提供数据原料。

3.3 提升感知能力，降低运行风险

当前油气储运行业相关传感器的检测灵敏度对早期事故探测预警能力与运营需求尚有差距，如，基于负压波原理的液体管道泄漏监测技术对小泄漏探测能力不足，报警准确率受工况复杂度影响较大；地质灾害监测传感器集成度较低，抗变形能力不足；站场油品挥发性低，现有可燃气体探测器油品泄漏探测精度不足，存在无法报警的问题。下一步需要进行原理创新，开发新型敏感元件，提升对第三方入侵、油气泄漏和地质灾害的感知能力。

3.4 利用智能化技术，提升预测预报能力

当前的监测数据大多还停留在各自监控系统内部，缺少和业务管理系统的交互，没有形成监测和维护的闭环管理。需要打通各监测系统的数据壁垒，让数据在不同系统之间智能流动，结合工艺运行参数、监测结果、维检修记录等进行综合判断，通过多系统的融合监测，提升预警预报能力，提高管网的运行保障能力。