石油管道場站關鍵設備物聯(lián)網感知技術探討

蔡康健，周云奕，張玉媛，郭新然，石 坤，向 峰

（中國特種設備檢測研究院，北京 100029）

0 引 言

隨著我國社會經濟的發(fā)展，石油管道場站的數(shù)量也隨之增多，站內設備故障也越來越常見。石油管道場站內關鍵設備包括外輸泵、儲罐、站內管線、換熱器等，現(xiàn)階段主要是根據(jù)站內SCADA 系統(tǒng)采集溫度、壓力、流量等基礎數(shù)據(jù)，對場站關鍵設備的運行狀況及故障進行監(jiān)測和預警。對于場站設備的巡檢，現(xiàn)階段主要是利用人工巡檢抄表的方式進行記錄巡查。以上手段對于數(shù)據(jù)的采集和設備的監(jiān)測，效率低、可靠性低，無法滿足石油化工行業(yè)快速發(fā)展的現(xiàn)狀。本文主要通過對場站內關鍵設備物聯(lián)網感知系統(tǒng)技術的探究，實現(xiàn)對場站的少人化值守。

1 原油管道場站關鍵設備物聯(lián)網感知系統(tǒng)

通過對國內某現(xiàn)階段針對油田管道場站內外輸泵、儲罐、站內管線以及換熱器等關鍵設備的感知系統(tǒng)進行調研。對場站關鍵設備的運行狀況及故障進行監(jiān)測和預警，主要依賴于人工巡檢以及SCADA 系統(tǒng)的基礎數(shù)據(jù)。以上手段無法滿足現(xiàn)階段智能場站的建設需求，因此需要在原有感知系統(tǒng)的基礎上進行升級，以確保場站高效、安全運行。現(xiàn)有原油管道場站關鍵設備感知方案如圖1 所示。

圖1 現(xiàn)有原油管道場站關鍵設備感知方案

1.1 原油管道場站外輸泵

離心泵作為油氣行業(yè)一類關鍵的動設備，是石油管道場站運行的一個重要組成部分。原油管道場站內離心泵工作環(huán)境惡劣，且需長時間不間斷運行，因此離心泵的運行需要很高的穩(wěn)定性[1-2]。目前，一般采用定期檢驗和人工巡檢的方法對離心泵的運行狀況和故障進行監(jiān)測與評估，無法及時發(fā)現(xiàn)和處理故障，離心泵的在線監(jiān)測和故障診斷需要綜合分析各類運行參數(shù)[3]。

劉起超等人建立了針對離心泵在線狀態(tài)監(jiān)測和故障診斷的模型，并開發(fā)了相關的裝備，對離心泵的體積流量、進出口壓力、軸徑向位移、功率、揚程等參數(shù)進行在線監(jiān)測，從而對離心泵的運行狀況及故障進行監(jiān)測與預警[4]。王迪等通過分析現(xiàn)有的外輸泵故障診斷技術，利用振動分析技術對特征離心泵模型進行動態(tài)故障和場平衡分析，解決了離心泵振動不平衡的問題[3]；黃忠富結合FFT 變換、小波分解、小波包分解等方法，從汽蝕振動信號本身的特點出發(fā)，對離心泵汽蝕的局部和全局振動信號進行分析，找出汽蝕初期離心泵振動信號明顯不同于正常運行信號的特點，從而準確診斷出離心泵運行故障[5]。周云龍等人在離心泵泵體的不同部位安裝了多個單向傳聲器，對信號進行采集，通過對聲音信號的處理來診斷離心泵的穩(wěn)定性[6]，成功率達到93.5%。

離心泵在線診斷系統(tǒng)使用數(shù)據(jù)分析見表1 所列。對比結果表明，現(xiàn)有SCADA 系統(tǒng)的基礎數(shù)據(jù)雖然容易獲取，但無法對泵的運行狀況進行在線實時評估和預測；振動數(shù)據(jù)可以有效反映泵的運行狀況，可以實時判斷離心泵的穩(wěn)定性，也可以作為外輸泵故障和預測性維修的重要數(shù)據(jù)支持；噪聲數(shù)據(jù)可以有效反映外輸泵本身的運行狀況，然而噪聲數(shù)據(jù)很難獲得，而且容易受到背景噪聲的干擾。

表1 離心泵在線診斷系統(tǒng)使用數(shù)據(jù)分析

1.2 原油管道場站儲罐

作為場站內的重大危險源，儲罐在長期使用中必然會出現(xiàn)各種失效模式。統(tǒng)計顯示，在役儲罐的底板是腐蝕最嚴重的部位。我國大型立式地上儲罐底板檢測的常用方法是定期進行離線無損檢測，定期停機開罐檢查需要耗費大量的人力、物力和財力，甚至還會造成其他安全和環(huán)境問題[7]。與離線檢測相比，在線監(jiān)測方法不需要停機、排水、清洗和除銹，節(jié)省了時間，有效減少了檢測過程中的有害氣體排放[8]。

Riahi 等人通過模仿儲罐現(xiàn)場條件制作了一個小型模擬儲罐，收集了大量原油儲罐聲發(fā)射檢測數(shù)據(jù)，并與數(shù)據(jù)庫中的聲發(fā)射信號波形進行對比，區(qū)分泄漏和腐蝕聲發(fā)射信號，并利用人工神經網絡技術對儲罐損傷狀況進行分類分析[9-10]；J. R. Kwon 等人利用新的聲發(fā)射檢測加載和保持方法，對修復原油儲罐底部進行了重新檢測，發(fā)現(xiàn)了儲罐底板焊縫中的活性缺陷，該類缺陷利用傳統(tǒng)的射線檢測方法無法發(fā)現(xiàn)[10]；S.Yuyama 等人通過典型聲發(fā)射檢測案例，驗證了聲發(fā)射定位精度較常規(guī)地面掃查結果的優(yōu)勢。根據(jù)聲發(fā)射源的位置和使用腐蝕位置圖的罐底板厚度分布圖，驗證了聲發(fā)射檢測方法的準確性和可靠性[11]。蔣林林等對4 個儲罐底板的聲學腐蝕進行了聲發(fā)射檢測和評估，并與敞開式儲罐的檢測結果進行了對比，驗證了儲罐底板聲學腐蝕發(fā)射檢測結果的可靠性[12]。Dang D 等提出了基于均值頻譜的儲油罐底部腐蝕聲發(fā)射分析方法，驗證了應用基于均值頻譜的分析方法可以有效地識別不同的腐蝕類型，進而準確判斷儲油罐的底部腐蝕程度[13]。

儲罐的在線檢驗使用的數(shù)據(jù)分析見表2 所列。場站SCADA 系統(tǒng)上的高低液位、溫度報警以及可燃氣體報警僅可以對發(fā)生重大火情進行報警，無法對儲罐的運行狀態(tài)，特別是罐底板的泄漏狀況進行實時評估。罐底板聲發(fā)射在線監(jiān)測系統(tǒng)，技術方案成熟，可以有效地對罐底板的狀況進行實時有效的在線檢驗。

表2 儲罐的在線檢驗使用的數(shù)據(jù)分析

1.3 原油管道場站內埋地管線

石油和天然氣管道泄漏不僅會造成重大經濟損失，還會對人民的生命以及生活環(huán)境造成威脅[14]。而場站內埋地管道長度短、結構復雜、功能多且受區(qū)域限制無法采取機械化防腐作業(yè)，造成管線防腐質量差，極易發(fā)生泄漏。因此，站內埋地管道泄漏問題迫切需要解決[15]。

王辰等提出了一種基于分布式光纖聲波傳感器的油氣管線泄漏在線監(jiān)測方案，實現(xiàn)對加壓0.05 MPa 壓力的管道泄漏的準確監(jiān)測[16]；王子恒等通過分布式光纖聲波傳感技術對油氣管道泄漏識別、定位中的泄漏口噪聲、溫度梯度、負壓脈沖等四項指標進行分析，給出了適用于不同環(huán)境的泄漏信號定位依據(jù)[17]；袁朝慶等利用光纖光柵溫度傳感器連續(xù)采集原油管道關鍵點溫度的新方法，及時準確地發(fā)現(xiàn)泄漏部位[18]；劉燕建立了管道泄漏的試驗室裝置，通過對比光柵溫度傳感和紅外成像對管道的泄漏檢測結果，表明分布式光柵溫度傳感系統(tǒng)可以實現(xiàn)對短距離埋地管線泄漏進行實時在線監(jiān)測[19]；陳勝男等闡述了天然氣輸氣站埋地管線存在的腐蝕狀況，從不同的因素進行測試數(shù)據(jù)分析，得到了場站腐蝕陰極保護的策略和注意事項[20]；楊彬等分析了某石油企業(yè)管線智能陰保監(jiān)控系統(tǒng)的組成、功能和運行效果，說明了智能陰保系統(tǒng)工程應用的優(yōu)勢[21]。

場站內埋地管道的在線檢驗方案分析見表3 所列。分布式光柵光纖方法主要利用溫度和振動信號對埋地管線的泄漏進行實時在線監(jiān)測。該方案監(jiān)測精度較高，可以有效地對短距離埋地管道泄漏進行實時監(jiān)測，但光纖鋪設施工復雜且造假昂貴；站內陰保系統(tǒng)監(jiān)測技術成熟，并且可以對站內接地的設備進行實時監(jiān)測，但是由于站內設備比較多，因此站內陰保系統(tǒng)泄漏監(jiān)測精度較低，錯報和誤報率較高。

表3 場站內埋地管道的在線檢驗方案分析

1.4 場站換熱器與儲罐加熱底盤

原油集輸場站主要利用鍋爐將水進行加熱，輸出高溫蒸汽、高溫水，為換熱器、原油儲罐等設備進行加熱及保溫。由于換熱器、儲罐內輸送高溫介質的管線大多采用金屬材質，隨著場站運行年限增加，金屬管線容易因腐蝕造成破漏。場站儲罐的加熱盤管及換熱器內管束一旦發(fā)生腐蝕滲漏，泄漏的原油進入冷凝罐，再進入蒸汽鍋爐，就會造成爐內進入原油，發(fā)生安全事故[22]。

對于儲罐、換熱器等重要設施的蒸汽回水管路的日常觀察與檢查，僅限于當班員工每兩小時巡檢及值班干部不定期巡查。由于人工巡檢空檔期大，場站儲罐的加熱盤管及換熱器內管路一旦發(fā)生腐蝕滲漏，泄漏的原油隨蒸汽回水管路進入污水池，造成生產安全和環(huán)境污染問題[22]。姜曉勇等人首先對回水處的管道進行了透明管改裝，然后利用光纖對射傳感器對改裝部位的回水是否含油進行實時監(jiān)測，該回水含油監(jiān)測系統(tǒng)可以有效地對場站內換熱器和儲罐加熱底盤的泄漏狀況進行在線監(jiān)測[22]；田宇等設計一套水中油在線監(jiān)測分析系統(tǒng)，前級處理單元自備過濾器，后級預處理單元使油水充分混合，清洗單元則可以定期清洗預處理單元和探針，然后利用熒光法進行水中油含量的在線監(jiān)測[23]；武志翔等針對水中油在線熒光檢測系統(tǒng)，制定了一套完整的系統(tǒng)標定步驟，采用兩點校正法對系統(tǒng)進行校正[24]；張銘存等研發(fā)了含水檢測電路，利用其產生的兩路高頻電磁波信號，通過相位比較器信號和油水混合介質反饋信號的差分電壓信號對比分析，經計算處理和溫度補償?shù)贸鱿鄳脑秃蔥25]。

場站內回水泄漏檢測方案分析見表4 所列。光纖對射回水含油檢測系統(tǒng)的光纖信號比較靈敏，可以有效地對回水中的油漬進行檢測，且該方案施工方式簡單可行，但光纖信號容易收到外界因素的影響，造成誤報；熒光標記回水含油檢測方法是利用化學顯影的方法對回水含油進行檢測，檢測結果直觀明顯，但該方案改裝復雜，實施較為困難；高頻電磁波回水含油檢測方案利用電磁波信號對油水混合物進行在線監(jiān)測，該方案可靠性強，但電路結構和感知技術較為復雜，需要深入的研究開發(fā)。

表4 場站內回水泄漏檢測方案分析

2 場站關鍵設備物聯(lián)網感知技術架構

為實現(xiàn)對油田管道場站內外輸泵、儲罐、站內管線以及換熱器和加熱底盤四類關鍵設備的在線分析、故障診斷以及預知性維修，需對關鍵設備感知系統(tǒng)進行升級改造。綜上對于原油管道場站外輸泵的在線診斷和故障預測，除利用現(xiàn)有SCADA 系統(tǒng)采集的溫度、流量、壓力等基礎數(shù)據(jù)外，還需要新增加高精度的振動監(jiān)測和多點噪聲監(jiān)測，對外輸泵運行狀態(tài)進行實時在線監(jiān)測和診斷；對于原油管道場站儲罐的故障診斷和分析，利用已有的高低液位、可燃氣體以及光纖溫度報警對儲罐的危險狀況進行實時預警，增加儲罐底板聲發(fā)射在線檢驗系統(tǒng)，對原油管道場站內儲罐的罐底板狀態(tài)進行實時在線檢驗，確保儲罐的正常高效運行；對于原油管道場站埋地管線的泄漏監(jiān)測，除了現(xiàn)有的站內區(qū)域陰保系統(tǒng)以及人工日常巡檢外，應增加針對管線泄漏的光柵光纖聲波監(jiān)測系統(tǒng)以及溫度監(jiān)測系統(tǒng)，對原油管道場站內短距離埋地管線的泄漏狀況進行實時監(jiān)測，確保原油管道場站安全高效的運行；對于原油管道場站換熱器、加熱底盤回水含油檢測，利用現(xiàn)有的定期人工巡檢方式遠遠無法達到目的，需增加利用光纖對射、電感探針、熒光檢測以及含油檢測電路的在線監(jiān)測的方法，確保站內設備的安全運行。石油管道場站關鍵設備智能感知升級技術架構圖如圖2 所示。

圖2 石油管道場站關鍵設備物聯(lián)網感知升級技術架構圖

3 結 語

原油管道場站作為石油生產中重要的節(jié)點，場站內關鍵設備的正常、安全、高效運行是整個石油行業(yè)的關鍵。隨著智能化水平的不斷提升，以新型的智能化感知手段代替?zhèn)鹘y(tǒng)的運行管理模式，建立具備強大感知功能的智能化場站，已經成為油氣行業(yè)發(fā)展的新趨勢，而制定最優(yōu)的智能化升級方案是場站智能化升級成功改造的重要前提。