油气管网智能感知体系.pdf

802024 年 4 月第 36 卷第 2 期油 气 与 新 能 源文章编号：2097-0021（2024）02-0080-07油气管网智能感知体系蔡永军1，王海明1，杜文友2，卢亚男3，李莹2，杨佰衡21.国家管网集团科学技术研究总院分公司，天津 300457；2.国家管网集团北方管道公司大庆输油气分公司，黑龙江大庆 163458；3.中国石油天然气销售东部公司，上海 200122引用：蔡永军,王海明,杜文友,等.油气管网智能感知体系J.油气与新能源,2024,36(2):80-86.基金项目：国家重点研发计划“跨地域复杂油气管网安全高效运行状态监测传感系统及应用”（2022YFB3207600）；国家管网科技项目“油气管道线路及站场感知技术研究”（WZXGL202106）；国家管网科技项目“智慧管网理论和技术体系研究”（JCGL202109）摘要：油气管网运行管理的数字化转型和智能化运行需要感知体系提供数据作为支撑。阐述了智能感知的定义和油气管网感知体系的历程，分析了油气管网在供给侧（源）、输运侧（网）、存储侧（储）和需求侧（荷）4 个环节的感知需求，从油气量、工艺量、环境量、状态量、行为量、空间量等 6 个方面介绍了油气管网感知的信息类型，在此基础上论述了油气管网智能感知体系的内涵和架构。最后，从提升感知能力、实现全产业链感知、增强智能化水平等方面提出了油气管网感知体系的发展建议。关键词：油气管网；感知体系；智能化；数字化中图分类号：TE973，TP399 文献标识码：A DOI：10.3969/j.issn.2097-0021.2024.02.011Research on Intelligentization Sensing System of Oil and Gas Pipeline NetworkCAI Yongjun1,WANG Haiming1,DU Wenyou1,LU Yanan2,LI Yin3,YANG Baiheng31.PipeChina Institute of Science&Technology,Tianjin 300457,China;2.PipeChina North Pipeline Daqing Subcompany,Daqing 163458,China;3.PetroChina Eastern Nature Gas Sales Company,Shanghai 200122,ChinaAbstract:The digitalization transformation and intelligentization operation of oil and gas pipeline network require a sensing system providing data to support.The paper elaborates the definition of intelligentization sensing system and the process of oil and gas pipeline networks sensing system,analyzes the sensing demands in the supply side(source),transportation side(network),storage side(storage),and demand side(load),introduces the information types form such six aspects as oil and gas production parameters,process parameters,environmental parameters,state parameters,behavior parameters,and spatial parameters.It also discusses the connotation and structures of the system and proposes the development suggestions form the perspective of promoting the sensing ability,achieving the sensing in the whole industrial chain,and increasing intelligentization levels.Keywords:Oil and gas pipeline network;Sensing system;Intelligentization;Digitization0引言随着国家油气体制改革的深入推进1-5，“X+1+X”（上游多元主体多渠道供应油气资源+全国一张网+下游终端主体良性竞争）市场体系逐步形成6-8。油气生产商、贸易商和消费者（客户）不同程度地参与管网运行，各方有不同的数据需求，需要进行信息共享，建立各方能够共同参与的公平开放大平台9-10。在管网互联互通过程中，管输介质多品类顺序输送，拓扑结构多进多出，管网正在成为难以精准刻画的复杂网络11。管网中的运行设备类型繁杂、数量庞大，设备状态直接关乎调控方案的制定，而管网运行受油气开采、经济周期、气候、贸易等多因素影响，难以采用机理建模，只能通过数据进行分析与预测12，同时管网系统空间开放，与自然环81第 36 卷第 2 期2024 年 4 月蔡永军等：油气管网智能感知体系境、社会环境实时交互，无法封闭运行。因此，只有建立综合感知体系，才能实现管输介质、油气生产商和消费者（客户）、自然环境、管道系统的信息感知，并在此基础上运用大数据分析、数字孪生等人工智能技术将数据变成信息和知识，用知识指导管网智能化运营，从而实现安全、绿色、高效运行和价值服务的运营目标13。1智能感知1.1智能感知的定义智能感知有别于传统传感器与智能传感器，目前尚无成熟的定义。传统传感器的基础功能是实现对外部世界各种物理量、化学量和生物量的测量，并将之转化为电学量，以便于采集、传输和处理。传统传感器的基本元素是敏感元件、转换元件和测量电路，可以将待测的物理量、化学量和生物量转换为电学量进行处理，从而实现“测到”功能。智能传感器是具有与外部系统的双向通信手段，具备发送测量数据、状态信息，以及接收和处理外部命令功能的传感器。智能传感器在传统传感器的基础上增加了通信功能和简单处理功能，可以按照外部输入实现状态调整，智能传感器的重要特征是能够“测准”14。智能感知在此基础上还必须实现“知”的功能，一般通过边缘计算或云计算对获取的信息进行推理、分类和决策，从而判断当前状态的属性15，知道测到的信息与工况条件的匹配关系，实现从“测准”到“测知”。传感器与智能感知的关系见图 1。测量电路微处理器边缘计算云端计算通信单元转换元件敏感元件被测量传统传感器智能传感器智能感知感知元件信号调制与处理智能化处理测到测准测知图 1传感器与智能感知的关系以传统的图像传感器（摄像头）为例。普通图像传感器只能实现图像的采集，即使高清摄像头也只是实现对外界物体的图像采集与模数转换（模拟信号转换为数字信号），只能完成“看见”的功能16。智能图像传感器具有自动对焦、自动调整感光度功能，可对图像进行清晰采集，实现从“看见”到“看清”。而具备人脸识别、入侵探测、尺寸测量的图像传感器才具有智能感知的功能，即不只是看见物体和看清细节，更要知道感知的具体物体及其变化，以及这些变化是否需要进行处理。近年来安防智能摄像头均具备双向通信功能，内置智能识别算法，可以实现人脸识别和越界报警，并将报警信息发送至指定用户，达到了智能感知的水平。智能感知是利用边缘计算和云计算来实现传感器智能化的目标，实现从“感”到“知”的跃升，在传感器侧实现参数的自动调整以及数据的在线处理，给出对全局生产运行有意义的结果数据并上传至上级服务系统。智能感知可以从 3 个层次进行理解：“感”就是实现对待测物理量、化学量或生物量的转换和采集，能够被处理和分析；“智能”在于能够实现参数校准，实现准确测量；“知”就是知道“感”的具体“量”和所代表的意义，并结合系统设定的场景进行推理分析，最后给出决策建议。1.2油气管网的智能感知油气管网的感知体系经历了以运行参数远程测控为主的“测到”“测准”阶段到信息自动分析的“测知”阶段的跃迁。20 世纪 70 年代，油气管道输送工艺以旁接油罐的开式流程为主，检测仪表多为指针式机械表就地显示温度、压力等运行参数。20 世纪 90 年代，随着自动化技术的发展，各种变送器开始得到应用，测量电路能够实现数据远程传感功能。2000 年以后，新型传感器具备通信协议，能够自动调节量程，具有一定自诊断功能的传感器开始得到应用，管道行业进入智能传感器时代，但相关传感器还是围绕运行参数开展测量。近年来，随着工业 4.0 和智能制造兴起，具备边缘计算和云计算功能的智能感知传感系统开始应用于管网，如：具备移动目标探测功能的智能摄像头、具备设备在线监测和诊断功能的智能终端等智能感知系统得到广泛应用，管网感知从以工艺运行为主，提升到全方位管控的状态感知，达到智能感知水平。82油气与新能源 数字化能源Vol.36 No.2 Apr.20242智慧管网的感知需求油气管网系统包括“源、网、荷、储”4 个环节17，“源”是指油田、炼油厂、LNG（液化天然气）接收站等油气资源入口，是管网的供给侧；“网”是指油气输送管道及输送设备，是管网的输运侧；“荷”是指炼油厂、工业用户、加油站、城市燃气等油气资源的接收方和消费者，是管网的需求侧；“储”是指起到输送调节作用的储气库、油库等储存设施，是管网的存储侧。管网感知系统将全面感知供给侧、输运侧、存储侧和需求侧 4 个方面的数据，将管网运行全流程的状态数据化、信息化，通过管容交易平台和油气调控平台实现“源、网、荷、储”4 个环节油气流、数据流和业务流的统一18。管网各环节感知参量见图 2。网（输运侧）储（存储侧）工艺量液位压力油温状态量可燃气体浓度火焰浮盘倾斜底板壁厚工艺量流量压力温度油气量辛烷值冷滤点倾点烃露点水露点黏度密度等工艺量压力温度流量状态量缺陷、载荷行为量人为活动空间量人员坐标设备坐标环境量气温、降水土体位移等工艺量流量压力温度油气量辛烷值冷滤点倾点荷（需求侧）源（供给侧）图 2管网各环节感知参量2.1源（供给侧）油气管网供给侧需要感知油气资源的数量和质量，一方面，对客户交付的产品需进行入网质量检验，以保证进入管网系统的资源满足国家标准和用户需求；另一方面，需进行贸易交接计量以确定管输产品的数量，作为管输费结算的依据。管网公平开放后，为了最大限度地提高管网负荷，以及满足客户对多品种小批次的输送要求，须全面感知油品界面、控制质量衰减，同时精准感知供给侧油气资源的供给规律，从而预见性地安排管输容量与储备，合理确定输送方案。2.2网（输运侧）管道输送包括线路和站场两部分，受自然环境和社会环境的双重影响。站场需要进行工艺量感知，为调度控制提供压力、流量、温度等基础信息，同时为了保证平稳输送，还需要感知设备的转速、振动、温度等运行状态。管道线路需要感知本体缺陷、环境变化、第三方活动等信息，实现管道和自然社会环境的和谐共生。2.3荷（需求侧）工业用户、城市民用燃气用户等是管网的终端消费用户，其消费的季节周期波动、昼夜峰谷差、批次品质差异等客观规律对管网调峰、科学调运提出了更高要求。管容交易过程需要根据用户需求进行输量日指定，必须实时感知用户消费状态和进线资源变化，按照历史和实时数据进行调控，实现动态平衡。2.4储（存储侧）储气库、罐容、管容是管输产品的存储和调节设施，是需求侧和供给侧之间的稳定器，是调峰抑谷和保证输运侧输送平稳的重要保障。通过实时感知液位、库容，结合需求量和供给量进行适时注采（收发），合理安排检修周期，从而保证管网的稳定运行、供给侧资源的稳定接收，并为需求侧提供持续的能源。3管网感知的信息类型为实现管输过程人机料法环的全流程、全要素感知，油气管网“源、网、荷、储”4 个环节需要用到力学量传感器、热学量传感器、磁学量传感器、电学量传感器、光学量传感器、声学量传感器等基本所有类型的物理量传感器和气体传感器、湿度传感器等化学量传感器。所有传感器按照管道业务类型可以分为油气量、工艺量、环境量、状态量、行为量和空间量 6 种类型19。3.1油气量油气量包括油气产品的质量和数量指标。管网公开后，由于面对不同托运商、客户的输送需求，油气产品的质量保证是管容交易的重要前提。在供给侧需要进行品质检测用来控制管网的进线质量，跟踪管输过程的质量衰减，从而保证在需求侧交付合格的油气产品。具体来说，原油需要测定黏度、凝点等流动性指标，密度、含水率等质量指标，以及硫含量等安全性指标；成品油需要感知辛烷值、83第 36 卷第 2 期2024 年 4 月蔡永军等：油气管网智能感知体系闪点、冷滤点等产品合格性指标，跟踪管输过程质量衰减，通过批次跟踪实现将不同托运商的油品在指定上载点进线，指定下载点交付；天然气管道则需要设置在线气相色谱分析仪进行组分测定以支撑能量计量，同时还需要测量天然气的烃露点、水露点等指标以防止冰堵从而保证输送安全。3.2工艺量工艺量包括 SCADA（数据采集与监视控制）系统需要的流体参数，如压力、温度、液位、流量等。通过准确计量，减少亏油亏气、保证足量交付是管网公司实现管输利润的重要保证。刮板流量计、腰轮流量计等计量装置广泛应用于原油管道，科里奥利质量流量计应用于成品油管道，超声波流量计应用于天然气管道的交接计量。广义的工艺量还包括设备启停机、阀门开度等设备切换信息以及成品油界面信息等。工艺量的感知是管道行业最成熟的感知技术，通过 SCADA 系统基本实现了工艺量的全面实时感知。3.3环境量管网处于开放空间，其正常运行与安全防护受周围环境影响，主要包括气象、岩土两个方面，同时还要监测管输产品泄漏对环境的影响。需要感知的气象信息包括气温、风速、风向、降水以及与之相关的河流水位、流速等信息；岩土是管道的覆存环境，为了防控地质灾害，需要感知的信息包括土体温度、孔隙水压力、土体含水量、土体的深部和表部位移等。管道对环境的影响主要是油气泄漏造成的影响，需要感知的参数包括可燃气体浓度、VOCs（挥发性有机物）监测以及泄漏燃烧的环境温度、火焰探测。3.4状态量管网状态感知包括管道本体状态、设备运行状态两部分。管道建设期需要采集的状态信息主要包括管道敷设过程中管沟开挖的地质信息，焊接过程中的焊接电压、电流，环境温度、湿度等信息，以及焊接后的射线检测、超声检测等无损检测信息。管道运行期，可以通过定期开展内、外检测发现管体缺陷：漏磁内检测可以获得未焊透、未熔合、气孔、夹渣等金属损失缺陷信息，超声检测可以获得壁厚减薄等信息，裂纹、应力集中等内检测尚在攻关中；外检测可以获得防腐层破损、杂散电流干扰等信息，管道所受的外部载荷可以通过金属磁记忆检测等方式检测磁应力，预防应力集中。对于设备状态信息，不同的设备有不同的监测和检测需求。动设备可以通过振动、噪声、热力等多源异构数据进行故障监测和预测性维护，阀门可以通过声发射检测仪进行内漏检测，储罐需要定期进行罐底板缺陷检测、沉降监测以保证结构安全。另外，为了防止火灾等风险需进行可燃气体、温度监测，为了防止环境污染还要进行储罐区的地下水污染监测。3.5行为量行为量感知就是对人的行为进行感知。管道运行维护人员的行为监测包括不戴安全帽、不穿工作服等，这些行为目前已经可以通过智能摄像头进行感知。第三方损坏是管道失效的主要原因，线路上主要通过与管道同沟敷设的光缆感知第三方进入产生的振动信号，实现对第三方入侵行为的感知，另外，在高后果区，还可通过安装的智能摄像头感知各种第三方活动。站场主要采用振动光缆、激光对射、微波对射等入侵探测设备进行站场第三方安全感知。3.6空间量空间量主要是管网资产和人员的位置信息。管道线路、站场位置坐标是管道的关键数据，之前线路空间信息采用测试桩、转角桩等地面标识编号来识别空间位置，当前这些空间量已经通过坐标采集实现了数据化。人员的空间位置通过手持终端进行定位，生成坐标数据接入网络。设备、车辆通过内置的 GPS（全球定位系统）或北斗卫星定位模块实时采集。管材、管件等建设物资，围油栏、吸油毡等应急资源也已经应用 RFID（射频识别）、二维码等标签，能够通过手持终端扫描实现物品精准定位和物流跟踪。4管网感知体系油气管道“源、网、荷、储”各个环节之间依靠传感器实现油气量、工艺量、状态量、环境量、空间量及行为量的数字化，通过网络实现现代油气管输行业油气流、信息流和业务流的交互。在数据全面感知的基础上，运用大数据分析、数字孪生、知识图谱等技术，通过“端+边+云”（终端设备+84油气与新能源 数字化能源Vol.36 No.2 Apr.2024位于网络边缘的计算设备+云端数据中心）架构，实现从数据到信息和知识的跃迁，将获取的物理实体信号远传，实时进行信息加工，从而判断出物理实体的当前状态，并对未来状态进行预测，实现预知性维修、参数自适应优化、自动操作，支撑管网生产运行的智能决策与执行。4.1全要素感知油气流从油田、炼油厂、接收站等油气托运商处流出，经过管网输运、临时储存，到达加油站、城市燃气等终端用户。油气管网感知体系的建立需要实现资源和市场、输送介质、管道本体、设备、赋存环境等所有参与管网运行的对象在油气量、工艺量、状态量、环境量、空间量及行为量等方面的感知，最终形成全时、全域、全流程、全要素的泛在感知体系20-21。智能感知体系如图 3 所示。供给侧和需求侧需采集油气量和工艺量，保证进入和离开管网的油气资源符合质量标准。管网系统在站场要采集工艺量、状态量、环境量和空间量，保证流动状态安全，输送设备稳定运行。在线路方面，要开展管道本体专项检测和监测，保证管道本体结构强度；进行第三方安全监测，避免管体遭遇意外伤害；进行赋存环境的土体、降水及管体应变监测，防止地质灾害损伤管道。在存储侧进行液位和罐体结构监测，保证存储设施安全。通过对管网输送全域、全流程、全要素的实时感知，形成感知体系，将管网运行状态转换为数据提供给数字孪生体进行分析和预测。油气量：气体组分水露点、烃露点等LNG环境量：土体位移、土体温度、降水等状态量：管体应变、管体位移地质灾害工艺量：温度、压力等状态量：压缩机振动储气库环境量：振动、土壤温度、土体状态等行为量：人为活动第三方损坏油气量：凝点、倾点、密度、含水率等工艺量：温度、压力、流量油气田状态量：载荷、壁厚、缺陷等管道本体工艺量：液位、油温、压力状态量：浮盘倾斜、火焰、底板壁厚、可燃气体浓度等油气量：闪点、辛烷值冷滤点等储油库炼油厂工艺量：压力、温度、流量状态量：油气浓度、设备状态环境量：气温、降水等空间量：人员坐标、设备坐标油气站场图 3油气管网主要传感场景4.2数字孪生体构建在智能传感器的基础上，建立起数据全面统一的泛在感知体系22，利用数据分析手段将数据转换为信息，采用三维几何模型进行可视化展示23，并在几何模型上叠加机理模型、数据模型以及先验知识的规则模型，实现数字孪生体的构建。通过数字孪生体能够实时预判管网的状态变化趋势，实现预知性维修，辅助运行人员进行决策24。数字孪生体的分析结果能够按照企业运行流程实现数据的自动流动，将工作任务（工单）实时推送给相关工作人员。4.3智能化运行智慧管网是管道行业融入第四次工业革命，实现传统业务数字化转型的必然选择，代表管道行业未来发展方向25-26。油气管网智能感知体系通过采集油气供给侧和需求侧的数据，实现全产业链的联通，精准预测油气生产和消费的波动，动态调整管输流向、流量和存储量，保证资源能够及时输送、安全存储、可靠供应。油气管网的智能化运行是通过智能感知体系实85第 36 卷第 2 期2024 年 4 月蔡永军等：油气管网智能感知体系现物理实体的数字化，并通过数字孪生体的构建实现数据的自动流动，结合数字孪生体的知识，实现智能化运行，从而做到运行状态预警预报，自适应优化执行，降低事故发生率，提高单位劳动生产率。数据价值实现过程见图 4。高低数据价值数据加工流信息反馈流业务认知反馈执行决策认知感知智慧知识信息数据图 4数据价值实现过程5总结与展望感知是将油气流以数据形式接入到能源互联网的关键一环，需要从“源、网、荷、储”4 个环节进行全面感知，从而形成全国一张网的油气生产、运输、存储、消费一体化的数字能源系统。为实现“智能的油气优化配置、开放的油气交易、高效的能源服务”的目标，油气管网感知体系尚需在以下方面开展工作。5.1提升感知能力感知能力的提升需要研发与应用新型传感器，从而测量到以前无法感知到的信息。如：采用新的电磁超声、空耦超声、弱磁等技术，提升内检测对裂纹和应力集中的检测能力；运用量子气体激光雷达技术，实现气体云浓度成像和泄漏率计算；通过光纤 MEMS（微机电系统）器件的开发，实现多种参数的分布式测量。通过一系列的创新补足安全防控、高效运行的短板。5.2实现全产业链感知目前管网的工艺量感知基本达到运营需求，但是环境量、行为量和状态量感知技术应用尚显不足。智慧管网的建设需要实现低成本、广连接、宽覆盖的泛在感知网络，从而提供更多维度的数据，科学指导运行维护27-29。目前，感知技术更多停留在输运环节，对于上游资源、下游市场的感知尚未打通。需要将感知体系从“网”和“储”拓宽到“源”与“荷”，实现整个油气产业链的数据流动，进一步提升资源保供能力。5.3增强智能化水平边缘计算能将获取的海量数据在本地进行处理，形成与运行有关的信息并上传云端，从而减轻网络传输和云端处理负荷。如：光纤预警系统通过前端的边缘计算，识别振动事件，只将可能造成管体损伤的信息上传云端，避免将大量实时数据上传拥塞网络。在云端将算法、模型、规则、流程嵌入软件，实现“模型代码化，代码软件化，软件 APP 化”的服务模式30，操作人员通过移动终端，可随时、随地采集数据、生成信息、接受知识、反馈决策、下达指令、监督执行，实现全网智能化运行。参考文献：1 张清清,魏锐,许佳玮,等.油气体制改革背景下省级天然气管道公司的发展趋势:以河北省为例J.石化技术,2023,30(3):240-242.2 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