【正文】 通道ACU終端成都到簡陽段監(jiān)測距離過長，如果中間沒有監(jiān)控閥室，監(jiān)測性能指標(biāo)可能會有所下降，建議中間添加監(jiān)控閥室iSafe設(shè)備資陽分輸站站場2通道ACU終端系統(tǒng)設(shè)備安裝圖如下： 西南管道成都資陽段iSafe系統(tǒng)設(shè)備安裝圖2014年11月10日~11月15日，應(yīng)中石油西南管道公司邀請，我公司技術(shù)人員在成都輸油站、簡陽分輸站、資陽分輸站分別安裝一套iSafeLD100ACU音波管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)的聲學(xué)監(jiān)控終端，及配套的音波傳感器陣列。 成都站音波主傳感器安裝圖 聲學(xué)監(jiān)控終端現(xiàn)場安裝圖 GPS天線現(xiàn)場安裝圖 泄漏監(jiān)測服務(wù)器現(xiàn)場臨時安裝圖 五家廠商監(jiān)控服務(wù)器圖2014年11月19日，蘭成渝輸油分公司在陳家房子閥室又進(jìn)行了6次放油，用以檢驗各測試廠家系統(tǒng)的性能，要求各廠家進(jìn)一步對設(shè)備進(jìn)行調(diào)試，并安排專人在成都輸油站協(xié)助、指導(dǎo)設(shè)備廠家進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)試。我公司的測試結(jié)果如下：11：2111:26，放油瞬時流量4m179。/H，%，我公司泄漏監(jiān)測系統(tǒng)對放油動作及時進(jìn)行了報警，監(jiān)測到的具體結(jié)果如下圖：11：3611:41，179。/H，%，我公司泄漏監(jiān)測系統(tǒng)對放油動作及時進(jìn)行了報警，監(jiān)測到的具體結(jié)果如下圖：11：5111:55，放油瞬時流量2m179。/H，%，我公司泄漏監(jiān)測系統(tǒng)對放油動作及時進(jìn)行了報警，監(jiān)測到的具體結(jié)果如下圖：12：0612:11，放油瞬時流量2m179。/H，%，我公司泄漏監(jiān)測系統(tǒng)對放油動作及時進(jìn)行了報警，監(jiān)測到的具體結(jié)果如下圖：12：2212:23，成都輸油站調(diào)壓，管道內(nèi)壓力陡降，放油瞬時流量5m179。/H，瞬時流量約為管道輸油量的1%，我公司泄漏監(jiān)測系統(tǒng)對放油動作及時進(jìn)行了報警，監(jiān)測到的具體結(jié)果如下圖：12：5312:57，放油瞬時流量1m179。/H，%，我公司泄漏監(jiān)測系統(tǒng)對放油動作及時進(jìn)行了報警，監(jiān)測到的具體結(jié)果如下圖：上述六次放油，我公司泄漏監(jiān)測系統(tǒng)均對放油動作進(jìn)行了報警，除泄漏監(jiān)測系統(tǒng)自動報警外，在報警瞬間聲學(xué)監(jiān)控終端采集到聲學(xué)傳感器回傳的波形數(shù)據(jù)也非常明顯，通過聲學(xué)波形也能判斷管道有泄漏情況，具體波形圖如下： 根據(jù)上圖，按每次放油動作的時間順序進(jìn)行標(biāo)注，并將每次放油瞬時波形進(jìn)行放大后如下圖： 上述數(shù)據(jù)，即為我公司11月19日放油實驗的實測數(shù)據(jù)，通過測試，我們看到，我公司音波管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)對6次放油均進(jìn)行了報警，尤其是成都站調(diào)壓及瞬時放油量為1m179。/H的兩次放油，除我公司成功自動報警外，其他廠家均未能監(jiān)測到放油動作。 中石化紅河油田油氣混輸管網(wǎng)中石化華北分公司第一采油廠（以下簡稱采油廠）其油區(qū)地處甘肅山區(qū)，礦區(qū)分散，地形復(fù)雜，生產(chǎn)運行管理難度較大。目前，采油廠管理著600多口油水井，工區(qū)勘探開發(fā)面積2515平方公里，。主要開發(fā)方式為水平井分段壓裂開發(fā)。目前開井402口，日產(chǎn)液4800立方米，日產(chǎn)油1081噸，%。目前進(jìn)集輸系統(tǒng)276口（%），正在施工13口。目前采油廠有聯(lián)合站1座，轉(zhuǎn)油站1座（在建1座），增壓站12座（在建3座），污水處理回收站10座（在建1座），集輸站2站，發(fā)油點40座，鉆井作業(yè)廢水處理站1座。集輸干線9條126公里，單井集輸送管線276公里。為確保管道的安全運行，消除事故隱患，保護(hù)環(huán)境，完整可靠的監(jiān)測系統(tǒng)對長輸管道的在線泄漏檢測和運行操作有著重要意義。根據(jù)說明書要求，本方案將針對19條126公里集輸干線設(shè)計音波泄漏檢測系統(tǒng)。根據(jù)管道的基本資料，制定泄漏監(jiān)測方案。系統(tǒng)設(shè)備安裝總圖如下： 音波管道泄漏監(jiān)控系統(tǒng)拓?fù)鋱D本方案針對19條油氣混輸干線設(shè)計音波管道泄漏監(jiān)測定位系統(tǒng)。項目完工后，系統(tǒng)性能為：最小可測泄漏孔徑625毫米，定位誤差小于177。500m。中石化華北分公司紅河油田測試管段為油氣混輸管道，含氣量為20%左右。含氣量有較大幅度的波動。由于油氣混輸管道輸送不穩(wěn)定，噪聲較大，給管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)帶來了極大的技術(shù)挑戰(zhàn)。2013年11月30日，本公司主要設(shè)備運達(dá)中石化華北分公司紅河油田測試管道現(xiàn)場，并開始設(shè)備安裝。2013年12月2日下午，完成紅一聯(lián)站設(shè)備安裝。紅一聯(lián)站場設(shè)備現(xiàn)場安裝包括主音波傳感器、備用音波傳感器、ACU、GPS等，如圖所示： GPS天線2013年12月3日下午，完成紅一轉(zhuǎn)站設(shè)備安裝。經(jīng)測試，紅一轉(zhuǎn)站設(shè)備安裝正確。GPS模塊能夠正確授時，音波傳感器能夠準(zhǔn)確獲取音波數(shù)據(jù)，iSafeACU能夠與管道泄漏監(jiān)控服務(wù)器正常通信。2013年12月3日下午2點啟動iSafeACU，紅一轉(zhuǎn)站開始執(zhí)行管道泄漏監(jiān)控。啟動iSafeACU，執(zhí)行泄漏監(jiān)控。紅一轉(zhuǎn)站場設(shè)備現(xiàn)場安裝包括主音波傳感器、備用音波傳感器、ACU、GPS等，如圖所示： 音波傳感器 ACU的現(xiàn)場安裝2013年12月3日上午10點，在中心機(jī)房安裝管道泄漏監(jiān)控服務(wù)器。管道泄漏監(jiān)控服務(wù)器正常運行，iSafe系統(tǒng)開始執(zhí)行管道泄漏監(jiān)控工作。2013年12月2日晚上，3螺旋板式換熱器發(fā)生泄漏，后續(xù)流程切換至旁通流程，并進(jìn)行換熱器搶修。iSafe管道泄漏監(jiān)控系統(tǒng)成功檢測到換熱器泄漏及換熱器搶修過程中的流程切換聲學(xué)信號，并成功發(fā)出泄漏報警。以下是換熱器泄漏及流程切換聲學(xué)信號波形：圖5 換熱器泄漏及流程切換的聲學(xué)信號紅一聯(lián)iSafeRTU成功檢測到站內(nèi)泄漏并報警觸發(fā)泄漏，證明音波管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)可以有效檢測到多相流油氣混輸管道泄漏及流程切換過程引起的管道流體流出管道等各類聲學(xué)信號，及時發(fā)現(xiàn)并處理管道各種意外，有效降低管道泄漏及故障損失，保障管道運行安全。經(jīng)過系統(tǒng)調(diào)試及準(zhǔn)備，2013年12月4日凌晨4點，開始第一次管道泄漏模擬測試。第一次管道模擬泄漏測試選擇紅一聯(lián)進(jìn)站端閥組間流程切換閥門進(jìn)行流程切換，通過控制閘閥將紅一轉(zhuǎn)部分來油分流至進(jìn)站端匯管，進(jìn)入其它換熱器及分離器，實現(xiàn)泄漏模擬。泄漏模擬測試先后進(jìn)行了4次輸油流程切換，模擬管道泄漏。測試表明，iSafe音波管道泄漏監(jiān)控系統(tǒng)成功檢測到全部4次模擬泄漏。測試期間，iSafe系統(tǒng)在未經(jīng)調(diào)試及參數(shù)優(yōu)化條件下，成功監(jiān)測到紅一聯(lián)站內(nèi)3螺旋板式換熱器泄漏及后續(xù)流程切換及換熱器搶修等事件，驗證了iSafe對多相流油氣混輸管道泄漏監(jiān)控的靈敏性、有效性、可靠性和準(zhǔn)確性。 km,采用加熱旁接罐輸送方式，全線共設(shè)置站場4座，分別為首站、中1加熱站、中2熱泵站和末站，設(shè)置閥室5座，分別為4和5閥室， 4和5閥室為穿越松花江段兩側(cè)的截斷閥室。更換中1加熱站和中2熱泵站內(nèi)的已建外輸加熱爐各1臺；因線路遷建后閥室位置發(fā)生變化，需新建2和4閥室，其中2閥室為手動閥室，4閥室為監(jiān)控閥室。管線設(shè)計輸量300104t/a。管道全線敷設(shè)伴行光纜，數(shù)據(jù)通訊采用TCO/IP協(xié)議，通過通信路由，實現(xiàn)數(shù)據(jù)交換。勝利油田孤永東輸油管道投產(chǎn)于1984年9月。管道北起孤島首站，經(jīng)永安站到703油庫，全長64公里，管徑為∮5297,，設(shè)計最大輸油能力為800萬噸/年。設(shè)計最小輸油能力為350萬噸/年。(孤島首站至永安站32公里原油管道做實驗。)。2005年輸量為644萬噸/年。，總?cè)莘e為13416m3。音波傳感器音波傳感器泄漏監(jiān)測服務(wù)器ACUACUGPSGPS信號調(diào)理電路GPS監(jiān)控首站監(jiān)控末站信號調(diào)理電路本方案將設(shè)計孤島至永安原油管道音波泄漏檢測系統(tǒng)。根據(jù)管道的基本資料和現(xiàn)場考察結(jié)果，擬定在孤島首站和永安站各設(shè)1臺ACU、2個音波傳感器和1套GPS，在控制中心安裝1臺泄漏監(jiān)控主機(jī)。項目完工后，系統(tǒng)性能為：最小可測泄漏孔徑620毫米，~%，位誤差小于177。200m。正常情況下，系統(tǒng)誤報率小于5%。中石油新疆油田分公司獨山子烏魯木齊鄯善原油管道工程起點位于阿獨線獨山子末站，線路途經(jīng)克拉瑪依市獨山子區(qū)、沙灣縣、石河子市、瑪納斯縣、呼圖壁縣、昌吉市、烏魯木齊市、吐魯番市、鄯善縣，終止于西部原油管道鄯善首站(原庫—鄯線鄯善末站)。全長535km，其中獨—烏段線路長233km，與已建的獨—烏成品油管道平行敷設(shè)；烏—鄯段線路長302km，與西部管道烏—鄯支干線平行敷設(shè)。管線設(shè)計輸量1000104t/a，全線共建各類站場5座，其中獨山子首站1座(與阿—獨線獨山子末站合建，部分公用設(shè)施依托該站)、瑪納斯中間熱站1座、烏魯木齊中間分輸熱泵站1座(在新疆銷售公司王家溝油庫空地內(nèi)建設(shè)，部分公用設(shè)施可依托)、鹽湖中間熱泵站1座、鄯善末站1座(與西部原油管道鄯善首站相鄰建設(shè)，部分公用設(shè)施依托庫—鄯線鄯善末站)。項目選擇烏魯木齊到達(dá)坂城一段原油管道進(jìn)行泄漏監(jiān)控，系統(tǒng)采集到的現(xiàn)場波形如下：項目完工后，系統(tǒng)性能為：最小可測泄漏孔徑620毫米，~%，位誤差小于177。200m。正常情況下，系統(tǒng)誤報率小于5%。經(jīng)過現(xiàn)場測試，系統(tǒng)多次檢測到實際放油泄漏秦皇島市氨氣輸送管道全長40多公里，是管徑為133mm的鋼管。首站位于氨氣廠內(nèi)，利用3臺變頻泵將液氨輸送到末站。7號閥室是無人值守閥室，沒有供電、通信等支持系統(tǒng)。安裝泄漏監(jiān)控終端需要考慮安裝太陽能電池、UPS和無線通信路由器等輔助設(shè)備。末站位于中阿復(fù)合肥廠區(qū)。末站可以正常供電，但需要解決通信問題。末站調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)輸送流量將產(chǎn)生強(qiáng)度較大的干擾噪聲。根據(jù)現(xiàn)場情況及產(chǎn)品設(shè)計要求，本方案將為秦皇島氨氣輸送管線設(shè)計iSafe管道泄漏監(jiān)測系統(tǒng)。根據(jù)管道的基本情況及管道資料，制定泄漏監(jiān)測方案如下：首末站及中間閥室共安裝3臺ACU采集處理終端（含軟硬件和機(jī)柜）、5個聲波及壓力復(fù)合傳感器，監(jiān)控距離47公里。為了保證噪音屏蔽效果、提高泄漏監(jiān)測精度，首站設(shè)聲波傳感器組，包括4個聲波壓力二合一傳感器；末站設(shè)聲波傳感器組，包括2個聲波壓力二合一傳感器，中間監(jiān)控閥室設(shè)1個聲波壓力二合一傳感器。項目完工后，秦皇島氨氣管道泄漏監(jiān)控系統(tǒng)性能為：最小可測泄漏孔徑315毫米，~5%，位誤差小于177。500m。正常情況下，系統(tǒng)誤報率小于10%。