长输管道集中调控关键技术应用现状分析

代玉杰

(中国石油天然气股份有限公司规划总院,北京 100083)

随着中国经济发展对石油天然气需求的增长,“十四五”期间国内的长输管道仍处于快速发展时期[1],已形成覆盖全域、连通海外、复杂庞大的油气管网,形成“集中调控、区域分级管控”的管理模式[2]。随着新建油气管道规模扩大和互通互联,对管道集中调控的理念技术和管理模式提出新的要求和挑战[3],体现在提高数据采集与监视控制系统(SCADA)的稳定性、安全性和可靠性,提高SCADA的兼容性和信息共享,优化集中调控和仿真模拟技术等。SCADA是以计算机为基础,集成网络、通信和传感技术,实现管道输送自动化控制和集中调度控制。SCADA是管道运行管理的核心技术,在降低人为操作失误避免安全事故、提高工作效率和降低运营成本方面发挥了重要作用[4]。介绍了长输管道SCADA设计的基本原则、要求以及管道集中调控应用的关键技术现状,并针对管道调控技术发展趋势、热点和前景进行了展望。

1 SCADA的功能和控制模式

SCADA的组成包括站控系统、调度控制中心和通信系统。通过采集管道运行数据传送至调度控制中心,实现对管道、阀室、设备的监控和控制,并进行设备参数测量、调节以及信号报警等。SCADA的基本功能包括[5]: 站场关闭和启动,远程控制调节计量分输站压力、流量,远程控制调压系统、计量回路优先级、管路切换,阀门启停,远程ESD命令触发,远程设定组分,时钟同步,RTU阀室设备监控。

SCADA是集中管理、分散控制的模式,分为三级控制: 调度控制中心级、站场控制级和现场控制级。调度控制中心与站场的控制权相互联锁且具有唯一性,正常情况下采用调度控制中心集中控制模式,经调度控制中心授权或通信系统故障,采用站控系统控制;设备检修或事故状态下,采用就地控制。站控系统控制模式下,调度控制中心只能监视站场数据,调度控制中心发出的ESD命令仍然有效。调度控制中心与站控系统实行通信通断监测,中断时间超过60 s,站控系统自动获得控制权。

2 SCADA的设计

2.1 操作控制原则

管道控制系统设计的核心是操作控制原则,管道控制系统水平取决于操作控制原则的广度、有效性和时效性。SCADA是管道操作控制原则的实现工具和手段,管道操作控制原则范畴决定了SCADA对管道管理的广度和深度,包括管道正常运行时安全、可靠、经济效益最大化,以及管道失效或紧急事故时应急预案合理、有效。因此,广义的SCADA不是单一的设备控制管理系统,而是多功能、综合性的管道运行管理与监控系统,包括对管道运行过程监测、控制、模拟、分析、预测、计划、调度和优化并对管道线路及设备状态进行诊断并采取保护措施[6]。

对标国外管道企业,以加拿大Enbridge公司为例,国内与国外管道行业差距体现在SCADA远程控制的广度和深度[7]。国内SCADA操作控制原则侧重工艺设备自动化控制和流程切换,Enbridge公司强调对整个管道系统的操作控制,包括管道运营理念、设计基础、输送工艺、操作控制指令以及管道保护维护等,远超出管道自动化控制的范畴。Enbridge公司在工程设计标准规范中制定了《管道操作维护程序》《控制中心运行》等技术手册。国内还未制定管道操作控制原则的相关标准,表现为管道企业SCADA实现功能的差异性。为进一步挖掘SACDA在管道生产运行中发挥作用的程度,应深入理解和扩展管道操作控制原则的涵义及内涵。

2.2 主备控制中心冗余设计

为防止突发事件影响,采用主备控制中心模式,实现紧急情况下监控功能实时备用切换。主备控制中心在软硬件和通信链路完全独立,自动实现信息交换和数据库同步更新,通过安全闭锁功能认证实现管道控制权切换,保证控制权唯一性。调度控制中心的服务器、局域网、通信接口以及站控系统的主板、局域网、通信接口采用冗余热备方式以增强可靠性,如某个设备发生故障,冗余热备自动实现无扰切换,设备内存储数据自动进行保存。

2.3 网络通信系统

调度控制中心和站控系统采用“一主一备”通信通道,主通信采用光纤,备用通信租用公网或卫星。新建长输管道时同沟敷设光缆,用于实时传输管道运行数据和信号,可通过平滑升级和扩容,满足未来业务需求。应考虑通信系统除给SCADA提供的链路通道,还应为工业监视电视、视频会议、自动化办公系统、程控电话提供链路通道。调度控制中心与站控系统的通信速率不低于64 Kibit/s,调度控制中心与RTU阀室、清管站的通信速率不低于19.2 Kibit/s,数据传输误码率低于10-6,管道全线数据采集时间小于10 s。

为保证数据传输的高效可靠,应统一调度控制中心与站控系统的通信协议。SCADA的软硬件设备符合国际标准的协议,例如MODBUS,CIP,IEC104,ODBC,OPC,硬件设备基于开放的标准化和模块化设计,具备良好的适应性和扩展性,实现管理信息系统和过程信息系统的信息交互,以及新建管道建设和功能扩展。

2.4 人机界面及报警

人机界面(HMI)是操作人员的窗口,应体现高效、简洁和实用的功能。管道输送工艺信息尽可能集成到SCADA的HMI画面,包括管道系统配置图(工艺流程)、压力坡降图(含管道高程)、逻辑控制过程、通信链路状态、全线实时流量、站场进出站压力/温度参数和报警组态显示等。

报警信息应有效准确,报警等级、分组层次清楚,包括识别通信中断、工况转换等复杂情形,并考虑特殊声光报警等,实现报警过滤,避免“报警风暴”。报警信息应在流程图上单点显示,包括名称标签(位号)、地理位置、数值、时间、事件描述。

3 管道集中调控应用的关键技术

管道集中调控是一个动态过程,应根据管存工况、环境条件和用户需求变化适时调整管道运行参数,了解和掌握管道潜在隐患情况。管道集中调控除采集运行参数、监视工艺流程和远程控制设备以外,还应借助先进控制算法提供辅助分析决策,例如管网在线模拟仿真、设备优化运行、制定输送方案、泄漏检测及定位、计量输差管理和调度员培训等。

3.1 地理信息系统

地理信息系统(GIS)是对空间数据进行采集、存储、管理、分析、显示与应用为一体的可视化计算机系统,是分析处理海量地理数据的通用技术。GIS技术具有强大的空间数据采集、处理、分析和可视化功能,弥补SCADA在空间数据处理方面的缺陷。通过整合管道设施空间、图形、维护、监控及地理信息,将管道系统状况通过视听手段实时提供给管理者。SCADA和GIS集成应用实现在地理信息和实时数据方面的优势互补,通过整合空间位置信息和管道静态/动态信息,增强数据表达功能,提高管道系统监视和决策的准确性,形成基于GIS和SCADA技术的管道调控运行管理系统。

3.2 决策支持系统

决策支持系统(DSS)是管理信息系统向高级阶段发展衍生的形式,DSS基于决策科学相关理论,以信息技术为手段,用于解决非结构化决策问题。DSS通过收集背景材料、确认问题边界、调整完善模型、分析比较可能方案及后果,结合专家知识,为管理者做出决策提供人机交互式信息帮助。DSS的特点是适应性强、成本低、持久性以及响应快速、稳定、完整等。

管道集中调控的难点是数据量大、数据类型为动态实时型、决策分析滞后、人工效率低、调控方案凭人工经验,决策缺乏系统性等。DSS的数据库可快速完成决策分析所需的数学抽取,数据处理效率显著提高;DSS的模型库对复杂管网进行合理简化,建立典型工况模型,为管理者推理、分析提供科学性决策;DSS的知识库可整合专家经验并依据调度技术原则,提高决策的系统性;DSS的方法库中接口仿真技术可对计算结果验证其准确性,因此DSS可以较好地解决管道集中调控中的难题。目前,管道集中调控中DSS应用还处于初步阶段,例如决策科学理论与管道运行技术的相关性,模型库与实际管道的差异性,知识库样本数量等还有待进一步完善。

3.3 管道仿真技术

仿真技术随计算机技术发展被应用于解决复杂多变的油气调运问题,应用于管道设计、改建、运行分析、泄漏监测和调度管理。管道仿真技术可为研究管道水力热力特性、模拟多种介质输送过程、制定运行方案和应急预案、管道辅助设备选型提供指导,是提高管网调控科学性和经济性的有效手段。

管道仿真技术以油气储运理论为指导,建立油气储运问题的模型及算法,技术路线是对管道系统压缩机、泵、阀门、管道、仪表等设备进行数字化,按照设备之间控制逻辑建立数学模型,实现管道稳态或瞬态运行辅助分析。

国际知名管道仿真软件有英国ESI公司的TGNET软件和Advantica公司的SPS软件,均基于系统动力学的建模方法,建立描述管道运行状态的水力、热力系统数学模型,调整初始输入条件,研究系统响应情况。模型涵盖阀门、泄压/减压设备、首站/分输站、泄漏检测与定位、水击控制和保护等。利用数值计算方法求解管道运行参数,模拟管网运行情况。中国也研发了大型天然气管网在线仿真系统,涵盖天然气管道长度约1×105km,基本实现对管网能耗、输量、关键点运行参数的在线模拟和预测,对保证天然气管网应急保供能力提供技术支持。但国内的管道仿真软件在功能、性能、设计思路和模型算法上还存在差距,还未制定统一、公认的标准规范,特别是油气调配的过程控制问题从技术层面还需进一步研究。

3.4 管道优化运行技术

评价管道运行管理水平的一项重要指标是在安全基础上优化运行。20世纪90年代发展的输油管道稳态优化运行技术,以能耗最小为研究目标,采用动态规划算法求解;输气管道优化技术采用遗传算法等。21世纪大型天然气管网稳态和瞬态优化运行技术成为研究热点,以站场压力和管道流量为变量的稳态优化运行模型较成熟,管网瞬态优化运行软件还缺少工程应用案例。

天然气管道优化运行研究难点在于气源多,用户类型多,联络点、通道复杂,应综合管道仿真、最优化理论、压缩机性能分析技术,重点解决气源优化、销售优化、流向优化、压缩机组优化、管存优化和运行压力优化等问题,探讨应用月/周/日预测控制三级优化管理模式。成品油管道优化运行研究目标是增输、减少混油,应进一步研究油品界面跟踪监测及减阻剂技术,掌握成品油管道混油分布规律和切割方法,提高管道输量和输送效率。

4 管道集中调控技术发展趋势

为应对新建管道入网扩充和集中调控的风险挑战,应进一步革新现有理念、技术和管理模式,以SCADA系统软件国产化研发为基础,融合模糊逻辑控制技术、人工神经网络预测技术,推进专家辅助系统建设,提升智能化调控水平;运用系统工程学理论解决气源调配、管存平衡和管网配置;整合信息管理系统,借助数据挖掘技术和大数据技术,充分发挥集群优势和控制能力。

4.1 逻辑控制统一

管道集中调控下现场设备操作主要是根据逻辑自动实施,人为操作少。目前国内的长输管道输送控制逻辑涉及多家设计院和集成厂家,逻辑控制缺少统一标准,设计水平、编程方式、控制理念等存在差异,对于管道运行操作造成不便。建议分析必选在役管道控制逻辑,结合大口径、高钢级、高压力天然气管道运行控制特点,制定标准化的管道控制逻辑,指导新建管道设计及建设,满足集中调控需求。

4.2 数据挖掘和大数据技术

当前,石油天然气工业智能化和信息化系统快速推进、融合,大数据技术作为科技产业竞争的前沿技术,将为管道技术发展产生新的机遇和革新。国内管道已积累多年管道海量生产运行数据,已尝试利用部分数据分析管道调度员技能水平,仍有海量数据有待挖掘和利用。有必要收集整合分类各类型管道运行数据,结合管道调度辅助分析技术和数据挖掘技术,分析数据表征的管道运行状况,更好地规划油气生产、调运和销售,其中天然气管道数据挖掘技术广泛应用于管道优化运行、根据气候温度变化预测用气量和完善高效事故应急技术。

4.3 智能化管道

随着信息、网络和自动化技术发展,管道被逐渐“智能化”。管道智能化较为公认的定义是综合利用通信与信息技术、计算机网络技术、GIS技术、智能控制技术等汇集而成的针对油气管道的智能集合。智能化以SCADA为基础,以仿真优化技术、专家决策系统和模糊逻辑控制为手段,全部或部分替代调度员的思维行为,实现管道系统和重要设备运行和操作自动决策,实现管道线路和站场管理有机结合。国内的长输管道智能化研究重点是改进设备维护保养机制降低失效率,进一步完善站场设备远程控制技术;SCADA系统国产化软件实现管道智能化调控,实现油气管道自动启停输,实现输气管道分输站自动调压分输,实现管道自动优化运行;推动管道调控技术实现理念的根本转变。

5 中国管道集中调控存在问题及发展建议

国内长输管道的SCADA在控制水平,特别是远程控制的深度和广度方面,与欧美管道行业存在较大差距。国内长输管道设计按照“有人值守、无人操作”指导思想,即在调度控制中心指挥下,管道沿线站场站控系统和RTU阀室完成监控和操作;但受到诸多客观因素,管道生产运行不能全部通过远程控制操作[8]。从SCADA维护方面,长输管道SCADA系统软件平台是国外厂家研发;国内管道SCADA系统由专业公司设计建设,管道企业技术人员参与程度低,后期运维多委托专业公司,对管道生产运行造成不便,且增加运行成本[9]。从SCADA设备接口方面,站场部分调压撬、压缩机系统属于不同厂家或软件平台,其运行参数接入SCADA进行控制操作,在时效性和稳定性上存在不足。SCADA网络安全风险表现在[10]: 缺乏完善系统的网络策略和安全管理程序,缺乏综合性物理防护措施和访问控制策略;广泛使用TCP/IP,对工控网络安全性、可靠性造成风险;中控机、站控机采用Windows平台未安装补丁,病毒易入侵、扩散等;网络系统内部相互干扰、攻击事件难追溯。

未来管道调控技术重点发展领域是SCADA系统设计建设、远程自动控制和自动化水平、应急指挥协调系统和人员资质培训等;未来研究应用重点是以SCADA系统研发为基础,融合模糊逻辑控制、遗传神经网络及专家系统,推进管道智能化调控。在油气资源配置方面,应用系统工程理论解决区域间资源优化调配、供需平衡和管网系统配置优化;在信息化方面,充分挖掘和积累运行数据,形成集群优势,推进大数据技术提高管道精细化控制水平。