張鵬

中石油中亞天然氣管道有限公司

隨著(zhù)中國經(jīng)濟社會(huì )快速發(fā)展，全社會(huì )能源消費的低碳化趨勢日益明顯，天然氣作為一種清潔能源對改變能源消費結構、推動(dòng)經(jīng)濟轉型具有重要作用。我國相繼建設了陜京天然氣管道、澀寧蘭天然氣管道、忠武天然氣管道和西氣東輸天然氣管道、中緬天然氣管道、中亞天然氣管道等重點(diǎn)工程，天然氣骨干管網(wǎng)和部分區域性管網(wǎng)基本形成。借鑒國外天然氣管道在調控運行、維護、搶修等方面的先進(jìn)管理經(jīng)驗，提高國內天然氣管道的技術(shù)和管理水平，對保障國家能源安全至關(guān)重要。

1 我國天然氣管網(wǎng)現狀

以2004年西氣東輸一線(xiàn)和2010年西氣東輸二線(xiàn)投產(chǎn)為標志，我國天然氣產(chǎn)業(yè)步入了發(fā)展快車(chē)道。截至2015年底，全國天然氣表觀(guān)消費量達到1832億方，一次能源消費占比超過(guò)5.7%，已建成天然氣管道超過(guò)9萬(wàn)公里，占油氣管道總量的63.3%，逐漸形成連貫東西、覆蓋南北、聯(lián)通全國、連接海外的輸氣管網(wǎng)格局，實(shí)現了儲氣庫、LNG接收站、主干管道的聯(lián)通。天然氣管網(wǎng)的形成極大的促進(jìn)了國民經(jīng)濟的發(fā)展。

國內天然氣管道行業(yè)經(jīng)過(guò)多年的發(fā)展，積累了豐富的工程建設和運行管理經(jīng)驗，但在管理理念、標準體系、設計深度、標準執行等方面，同歐美先進(jìn)管道相比還存在一定差距�？刂扑�平、SCADA系統、安全可靠性、設備選型與維護、壓縮機組管理水平還有待進(jìn)一步提升。

1.1 控制水平方面

在 操 作 方 面 ，國外先進(jìn)管道自20世紀90年年代已逐步實(shí)現了站場(chǎng)的無(wú)人化和集中調控。無(wú)人站場(chǎng)通過(guò)仿真軟件模擬計算結果，對壓縮機站場(chǎng)進(jìn)行以出（進(jìn)）站壓力為控制點(diǎn)，以進(jìn)（出）站壓力和出站溫度為保護點(diǎn)的自動(dòng)控制。對計量站實(shí)行流量控制為主、壓力控制為輔，對線(xiàn)路閥室實(shí)現了遠程的開(kāi)關(guān)操作控制。通過(guò)全線(xiàn)的自動(dòng)壓力控制，實(shí)現管存控制和能耗優(yōu)化，達到有效控制管輸成本的目的。相比之下，國內還基本停留在調控中心指揮，站場(chǎng)就地操作為主的狀態(tài)。

在維護方面，國外先進(jìn)管道普遍采用區域維護中心的維護模式，一個(gè)區域維護中心配置15～18名維護人員，負責400公里左右的管道和站場(chǎng)運行維護。壓氣站的日常的巡查和維護工作僅由少量人員執行，周末和夜間完全實(shí)現無(wú)人化。而國內的大部分站場(chǎng)不僅安排有調度人員7×24小時(shí)值班，還配備維護保養人員，同時(shí)還有區域維搶修中心和維搶修隊人員24小時(shí)值班待命，人工成本較國外高出很多。

在輔助系統及ESD系統方面，國外站場(chǎng)的輔助系統比較簡(jiǎn)單且自動(dòng)化程度較高。國內站場(chǎng)因為要維持人員的長(cháng)期生活需要，配置齊全，且對于空壓機、水處理與循環(huán)、消防輔助系統設計，通常以就地控制為主， SCADA系統僅進(jìn)行遠程監視，很多的流程切換和啟停都需要現場(chǎng)操作。其實(shí)，上述設備廠(chǎng)家都自帶PLC控制系統和本地控制面板，要求廠(chǎng)家按照“就地/遠程”模式設計進(jìn)行設備控制邏輯編制，并預留遠程控制命令接口即可。對于孤島式供配電系統設計，負荷波動(dòng)的功率需求通常以人為判斷來(lái)控制發(fā)電機組啟停數量，在一定程度降低了站場(chǎng)自動(dòng)化控制水平。通過(guò)對供配電系統控制邏輯優(yōu)化，增加發(fā)電機組預判斷功能邏輯，可實(shí)現孤島式電站根據負荷波動(dòng)自動(dòng)合理地調整發(fā)電機組運行。此外，國內管段部分站場(chǎng)的ESD系統控制邏輯分級劃分沒(méi)有統一標準，各管道ESD保護邏輯設計因設計理念不同、具體設計人員對概念理解程度不同，在同一條管道不同時(shí)期投產(chǎn)站場(chǎng)安全儀表設置、 ESD保護邏輯設計上也存在很多差異。如出口壓力過(guò)高是應該緊急停車(chē)還是機組進(jìn)入怠速狀態(tài)，出口溫度超高是否應觸發(fā)ESD保護，以及ESD系統分級及其各級別觸發(fā)條件，都應進(jìn)行嚴謹的論證和統一標準。

以上問(wèn)題的存在，導致我國管道整體的安全、可靠性較國外管道存在很大的差距，更由于高昂的人力成本，在百公里人員數量、人力成本支出等效率指標上的差距更大。雖然我國管道自動(dòng)化系統硬件與國外管道水平相近，自動(dòng)化系統的施工技術(shù)水平也能夠滿(mǎn)足要求，但在設計理念、設計水平、技術(shù)標準理解和貫徹深度、設計評估方法、系統的優(yōu)化和整合、建設過(guò)程的組織和管理等方面還存在較大差距。例如：國外Enbridge管道在其《操作指導原則》等文件中明確指出，站場(chǎng)按照無(wú)人站設計，調控中心通過(guò)SCADA系統對站場(chǎng)進(jìn)行遠程控制。 Q/SY202-2007《天然氣管道運行于控制原則》，基本架構參考了Enbirdege公司《操作指導原則》。我國近期建設的管道，遵循“有人值守，無(wú)人操作，遠程控制”的原則，但對于遠程控制理念的理解存在爭議，目前多數站場(chǎng)控制水平普遍處于遠程單體控制的階段，機組啟停和站啟動(dòng)關(guān)閉、流程切換等常用流程操作，還依賴(lài)站場(chǎng)人員就地操作或調度中心人員遠程單體控制。而實(shí)現了無(wú)人站的管道調控中心，上述操作通常通過(guò)連鎖邏輯自動(dòng)完成或調度人員以“一鍵式”命令自動(dòng)執行。參數調整和日常切換的自動(dòng)化不僅提高了管道運行效率，而且安全穩定性較人工操作優(yōu)勢更為明顯。

1.2 SCADA系統方面

SCADA系統標準主要有IEC、 IEEE和API相關(guān)標準。 IEC60870-5系列標準在上世紀90年代頒布，主要規定了RTU與智能儀表通信的一系列規約。 IEC60870-5系列標準主要用來(lái)規范SCADA系統控制中心的通信。 2005年IEC通過(guò)了61850系列標準，這一系列規約主要用來(lái)規范電力系統的自動(dòng)化設計，是當今最完善的自動(dòng)化遠控通信規約，但在長(cháng)輸管道領(lǐng)域該規約的推廣執行程度還遠遠不夠。隨著(zhù)安全儀表理念推廣，安全儀表系統已成為SCADA系統不可或缺的部分，因此IEC-61508,61511標準已得到應用并轉化為GB20438，GB21109。 IEEE在2008年更新發(fā)布了C37.1-2007標準《 SCADA系統和自動(dòng)化系統設計》，該標準也是基于電力系統，但對于指導設計管道SCADA系統也具有重要意義。 API代表國內石油行業(yè)的先進(jìn)標準，其涉及SCADA系統的標準共有4個(gè)，即API1164-2009《管道SCADA系統安全》、APIRP1113-2007《管道監控中心設計與開(kāi)發(fā)》、APIRP1165-2007《管道SCADA系統界面顯示推薦做法》和APIRP1130《液體管道計算機監控系統》。此外， ANSI Z53.1同實(shí)體危害標志的安全顏色代碼（由 NEMA Z535.1 轉化）和ISA5.5-過(guò)程顯示的圖示符號的標準，也是SCADA系統HMI開(kāi)發(fā)的重要標準。國內與SCADA系統相關(guān)的標準，主要是SY/T6069、 SY/T0090、 SH/T3018、 SH/T3521、 SY/T4025等自動(dòng)化儀表設計施工相關(guān)規范。但是對于SCADA系統HMI布局、報警功能劃分、數據完備性要求、 SCADA系統運行維護、與管道同步投產(chǎn)要求、管道干線(xiàn)截斷閥門(mén)功能設置等方面的標準，還是以各公司內部標準體系為主，與國外先進(jìn)管道公司SCADA系統標準相比還相對薄弱，全面性欠缺。

1.3 安全可靠性方面

1.3.1 管道投產(chǎn)內檢測問(wèn)題

在管道投產(chǎn)內檢測方面，中外標準存在較大的差異性。我國《油氣輸送管道完整性管理規范》（ GB32167-2015）規定，新建管道在投用后3年完成完整性評價(jià)，《石油天然氣管道安全規程》（ SY 6186-2007）規定新建管道應在投產(chǎn)后3年內進(jìn)行首次檢測，以后根據檢驗報告和管道安全運行狀況確定檢驗周期。美國《 2002年管道安全改進(jìn)法》（ H.R.3609）要求所有管道都必須每7年檢測一次。哈薩克斯坦對于運行期的管道內檢測沒(méi)有明確規定，但規定輸氣管道投產(chǎn)前應進(jìn)行內檢測，并將內檢測結果作為管道工程驗收依據。中亞管道哈國段在執行此標準時(shí)發(fā)現，雖然投產(chǎn)前開(kāi)展內檢測工作存在一些困難和風(fēng)險，如輸氣壓力、雜質(zhì)等，但通過(guò)檢測不僅可以判斷管道的施工質(zhì)量，而且能夠全面發(fā)現管道的缺陷，也便于在施工末期就能夠較快解決。因此，建議國內天然氣管道參考哈國的標準，采用投產(chǎn)初期、驗收前的管道內檢測標準。

1.3.2 投產(chǎn)期間管道含水及雜質(zhì)問(wèn)題

國內天然氣管道投產(chǎn)初期曾多次發(fā)生嚴重的天然氣水合物造成管道“冰堵”，給管道尤其是冬季運行生產(chǎn)帶來(lái)了極大困擾。根據ASME31.8 《輸氣和配氣管道系統》中第841.42條和《輸氣管道工程設計規范》 GB 50251--2003中第10.3.1 條對輸氣管道干燥的要求，歐美國家和我國都在執行，且取得了良好效果�！豆�業(yè)金屬管道施工及驗收規范》（ GB 2050235-1997）、《油氣長(cháng)輸管道工程施工及驗收規范》（ GB50369-2006）對干燥劑干燥（甲醇、乙二醇、三甘醇），流動(dòng)氣體干燥（干燥空氣法、氮氣法），真空干燥法都有詳細描述和要求，對于干燥后的檢驗，也有詳細規定。究其原因，是由于投產(chǎn)安排原因或者施工監理不到位，使得施工工程中對于標準執行不嚴，管道往往沒(méi)有干燥或者干燥不徹底就投產(chǎn)，給后續的運行帶來(lái)了較大影響。

1.3.3 設計能力偏差問(wèn)題

國內天然氣管道由于設計參數（初勘資料）取值等問(wèn)題，造成管道及設備的實(shí)際能力與設計能力存在偏差，大部分情況下會(huì )對影響管道與設備的能力造成負面影響。

設計階段溫度取值偏低問(wèn)題引起部分壓氣站夏季出站溫度較高，導致原設計空冷器能力不足，無(wú)法滿(mǎn)足設計出站溫度的要求，進(jìn)而引起下一個(gè)壓氣站進(jìn)站溫度過(guò)高的惡性連鎖反映。高溫問(wèn)題造成輸氣效率低下、機組需求功增加，甚至產(chǎn)生壓縮機組進(jìn)入T3、 T48、 T455等控制模式而無(wú)法提速的運行瓶頸。

壓氣站進(jìn)站壓力設計值偏高問(wèn)題，造成在實(shí)際運行時(shí)，由于氣源供氣壓力等問(wèn)題無(wú)法達到該設計值，從而導致出站壓力無(wú)法達到設計值，造成下一站進(jìn)站壓力亦偏低，產(chǎn)生壓縮功增大，出站溫度升高等問(wèn)題。在中外天然氣管道設計標準中，均有關(guān)于設計基礎參數選擇及相關(guān)水力計算的要求，但由于標準執行不到位，設計單位在天然氣管道系統的設計中，出現采用錯誤或不恰當的基礎數據而導致設計結果出現偏差。

1.3.4 旁通管線(xiàn)設計問(wèn)題

國內天然氣管道跨接線(xiàn)及干線(xiàn)階段閥室設置的旁通管線(xiàn)及旁通閥門(mén)存在尺寸偏小問(wèn)題。如某管道干線(xiàn)DN800跨接線(xiàn)主閥旁通采用DN50閥門(mén)，開(kāi)啟后兩端壓力并無(wú)明顯變化，無(wú)法起到在線(xiàn)平壓的作用。 DN1000干線(xiàn)截斷閥室和DN1219進(jìn)出站管線(xiàn)的旁通設置為DN300，可在90%管道負荷下發(fā)現，全開(kāi)所有旁通閥后，經(jīng)過(guò)長(cháng)時(shí)間的平壓，閥室上下游仍存在0.5～0.8MPa的壓差，此時(shí)未達到干線(xiàn)閥低壓差的開(kāi)啟條件。究其原因，主要由于旁通閥組中的節流截止放空閥通徑不足，致使DN300的旁通管線(xiàn)只能起到DN200的效果�！遁敋夤艿拦こ淘O計規范》（ GB50251-2015）并無(wú)旁通閥的設計要求，故該問(wèn)題的發(fā)生屬于標準缺失造成。應完善此標準關(guān)于旁通閥的內容，并在管道設計時(shí)，進(jìn)行此類(lèi)事件的模擬仿真，觀(guān)察并驗證設計的合理性。

1.4 設備選型與維護方面

1.4.1 設備多樣性問(wèn)題

國內天然氣管道安裝的設備種類(lèi)多、廠(chǎng)家多、數量大，由于在設計采購期間的選型標準不一致，導致現場(chǎng)使用的同類(lèi)設備有多個(gè)廠(chǎng)家供貨，同類(lèi)設備的結構原理及相關(guān)技術(shù)要求存在一定差異，同一廠(chǎng)家設備不同批次產(chǎn)品標準不一致。設備選型的多樣性和設備設施標準不統一，導致設備管理、備件采購、售后服務(wù)、外委服務(wù)難度加大，大批量?jì)�備備件造成庫存資金偏高，周轉率降低，周轉周期變長(cháng)，直接增加了設備管理的成本。目前天然氣與管道分公司對于站場(chǎng)工藝系統設計和各類(lèi)設備采購的技術(shù)標準已制定規范性標準文件（ CDP），主要項目在建設期的設備采購中均使用這套文件。但是CDP文件規定的標準均為指導性和原則性要求，執行起來(lái)存在一定的差異性，現行的企業(yè)技術(shù)標準不能完全指導設備選型，無(wú)法全面提出管道設備選型的具體需求。

1.4.2 設備選型問(wèn)題

國內空壓機選型問(wèn)題，在夏季溫度過(guò)高的現場(chǎng)若采用含油機，則其冷卻器的換熱效率降低，造成壓縮空氣中油含量超高，會(huì )導致大量油滴在各類(lèi)正壓通風(fēng)控制柜內、氣動(dòng)執行機構儀表氣管路內凝結�？刂乒駜鹊挠挽F對各類(lèi)控制模塊、電子元件壽命及安全產(chǎn)生很大影響。而且含油機與無(wú)油機相較，雖然采購成本較低，是無(wú)油機成本的一半（以阿特拉斯為例，含有機32萬(wàn)，無(wú)油機60萬(wàn)），但后期維護工作量較大，維護費用成本遠高于無(wú)油機（含油機20000h內保養大修費用合計15萬(wàn)，無(wú)油機全生命周期免維護，只需視情況更換油濾、汽濾，20000h內維護費用不到3萬(wàn)），根據《 ISO 8573-1ed 2010壓縮空氣》對壓縮空氣等級的評定，含油機的壓縮空氣含油量能達到0.01㎎/m3，為Class1級,能實(shí)現技術(shù)性無(wú)油，但仍會(huì )對電子元件產(chǎn)生嚴重影響，且在《 HG/T20510-2000儀表供氣設計規定》 2.0.4規定：在儀表氣源裝置設計中，宜選用無(wú)油潤滑式空壓機，但這只是推薦條款，不是強制推行。因此，盡管標準對于壓縮空氣有明確的要求，但在執行中因為標準執行不到位，未能考慮含油機的不可靠性，導致在天然氣管道設計期間大量采用含油機而造成實(shí)際的問(wèn)題。針對壓氣站所用壓縮空氣對無(wú)油及空氣質(zhì)量的更高要求，應該建立壓氣站空壓機選型標準，明確采用無(wú)油機，壓縮空氣的品質(zhì)要達到Class0級。

國內管道部分站場(chǎng)發(fā)電機功率選型過(guò)大，需要開(kāi)啟假負載方可運行，致使假負載成為壓氣站的“標配”。針對壓縮機選型問(wèn)題，我國部分站場(chǎng)的壓縮機因為選型過(guò)大或過(guò)小，導致在非設計輸量臺階下壓縮機效率偏低。這兩種情況無(wú)疑造成了管道自耗的增加，其原因均為設備選型不合理導致的運行效率低下。本文認為，設計初期需確認站場(chǎng)的用電負荷，并合理選擇發(fā)電機功率。在無(wú)法確定用電負荷和管道輸氣臺階時(shí)，可配置大小壓縮機組和大小發(fā)電機組以解決此問(wèn)題。若合理配置大小機組，不僅能使正常生產(chǎn)變得更加穩定、高效，還能節約設備采購費用。但是《輸氣管道工程設計規范》（ GB50251-2015）中并未明確，且在實(shí)際設計過(guò)程中出現的用電負荷評估不準確的現象，又可理解為對標準執行不到位。應進(jìn)一步完善標準內容，并進(jìn)行設計回訪(fǎng)，確認典型管道和壓氣站的用電負荷和數量臺階。

1.4.3 設備維護問(wèn)題

國內天然氣管道尚無(wú)相關(guān)標準對關(guān)鍵設備提出預防性維修的要求，致使大量的維修都發(fā)生在設備故障狀態(tài)下，導致設備可靠性較低、維護成本偏高。如壓縮機的干氣密封預防性維護問(wèn)題，根據美國API614-2008《專(zhuān)用潤滑、軸密封和控制油系統規定》，動(dòng)設備（包含軸流式）機械密封連續工作滿(mǎn)足5年后應進(jìn)行維修；我國機械行業(yè)標準JB11289-2012 規定，干氣密封使用2年后應進(jìn)行維修。根據干氣密封廠(chǎng)家BURGEMAN技術(shù)手冊要求，運行5年后需要對主要密封部件進(jìn)行維修。國內管道管理由于標準執行不到位，大部分都是采用事后更換，未對干氣密封采用預防性維護而造成系統損壞。干氣密封整體購買(mǎi)價(jià)格是維修價(jià)格的10倍，若其損壞不僅會(huì )造成巨大經(jīng)濟損失，同時(shí)也降低了機組的可靠性與可用率穩定性。目前西氣東輸、中亞管道等公司已經(jīng)推行在機組中修時(shí)對干氣密封進(jìn)行預防性維護。

1.5 壓縮機組方面

1.5.1 壓縮機組測試不規范問(wèn)題

國內天然氣管道在機組投產(chǎn)前測試階段，存在測試項目不全、測試內容和測試順序不規范等情況，導致壓縮機性能曲線(xiàn)未標定，出廠(chǎng)性能曲線(xiàn)與實(shí)際偏差較大，甚至部分壓縮機組不具備負荷分配功能。產(chǎn)生上述問(wèn)題的原因有兩點(diǎn)，其一是標準全面性的問(wèn)題，國際主流壓縮機組標準API617、API616、 API614、 API670只是規定了機組出廠(chǎng)時(shí)應進(jìn)行的測試規范，并沒(méi)有規定機組在現場(chǎng)安裝后應進(jìn)行的投產(chǎn)測試�，F場(chǎng)機組投產(chǎn)測試大多根據廠(chǎng)家內部資料進(jìn)行，業(yè)主方對其約束力有限。 2015年8月，管道建設項目經(jīng)理部聯(lián)合工程建設公司、西氣東輸、西部管道以及北京管道公司發(fā)布了《天然氣管道壓縮機組技術(shù)規范》（ Q/SY 1774.1-2015），對壓縮機組現場(chǎng)安裝、單體調試完成后應進(jìn)行的測試進(jìn)行規范，這其中包含機組24小時(shí)機械運轉測試、實(shí)際喘振線(xiàn)測試、機組近似性能測試、 72小時(shí)負荷測試、機組切換和負荷分配測試的要求。其中機組72小時(shí)測試應進(jìn)行性能測試與壓力控制測試。其二是標準執行不嚴格，根據API RP11PGT成套式燃汽渦輪機要求，生產(chǎn)商提供的相關(guān)技術(shù)資料的準確性應至少滿(mǎn)足機組投產(chǎn)運行5年的需求。但實(shí)際生產(chǎn)運行中，壓縮機組出廠(chǎng)性能曲線(xiàn)與實(shí)際偏差較大，對模擬仿真精度及優(yōu)化運行效果造成較大影響。為解決上述問(wèn)題，企業(yè)應根據現場(chǎng)的實(shí)際需求，不斷完善內部標準，加強對標準執行的管理，在相關(guān)合同和承包商管理規定中明確標準執行要求及相應懲罰措施并有效監督執行。

1.5.2 壓縮機組數據遠傳問(wèn)題

天然氣管道壓縮機組具有分布廣泛、數量眾多的特點(diǎn)，機組運行維護采用人工現場(chǎng)監護，費時(shí)費力，成本高。事后故障排查滯后，給用戶(hù)帶來(lái)不便和經(jīng)濟損失。 2015年北京管道、西氣東輸、西部管道、西南管道公司等將近百余臺壓縮機組通過(guò)中石油光通信網(wǎng)絡(luò )將運行數據統一上傳至位于河北廊坊的中國石油壓縮機組維檢修中心統一監控平臺，實(shí)現了壓縮機組的遠程監控與診斷。中亞天然氣管道公司也通過(guò)與GE公司CSA合同的方式，搭建了RM&D監控平臺，實(shí)現了壓縮機組的遠程監控與診斷。目前國內大多數管道公司的機組遠程監控與診斷均是通過(guò)后期改造實(shí)現的，不利于公司信息化的統一規劃，也造成了資金浪費。世界先進(jìn)水平管道的機組遠程監控大多是同站場(chǎng)機組投產(chǎn)同步進(jìn)行的。根據ISO 3977-3 2008燃氣輪機采購設計要求6.14中的規定，成套商應按照業(yè)主要求，提供利用遠程通信的支持服務(wù)，以利用專(zhuān)家診斷知識，幫助識別燃機以及控制系統故障。目前我國大部分管道，由于前期運行理念不足及對標準執行不到位，未購買(mǎi)廠(chǎng)家的遠程支持服務(wù)，廠(chǎng)家技術(shù)支持采取長(cháng)服、開(kāi)口合同等形式獲得，導致現場(chǎng)機組運行數據形成孤島，未實(shí)現遠程監測和診斷，造成了資源浪費。

2 我國天然氣管道與世界先進(jìn)水平的差距分析

針對以上差距和問(wèn)題，本文著(zhù)重從“理念差距”和“標準差距”兩方面進(jìn)行具體分析：

2.1 理念差距

世界先進(jìn)水平管道的核心理念是“安全、可靠/有效、效率”�！鞍踩�”是指必須遵循人員保護、環(huán)境保護、資產(chǎn)保護的順序；“可靠/有效”是指通過(guò)對系統和工藝的改進(jìn)，提高管道系統正常運行時(shí)間，提高系統有效性和可靠性；“效率”是指在設計、運行維護過(guò)程中應注重提高管道運行效率。國內管道在自動(dòng)化系統硬件方面與國外管道水平相近，但在控制水平上僅處于遠程單體設備操作階段，無(wú)法通過(guò)連鎖邏輯實(shí)現無(wú)人操作，這表明管道管理理念仍處于以人為主、自控為輔的階段，對自控水平缺乏信心進(jìn)而更加傾向于人為操作，無(wú)疑增大了人員安全的風(fēng)險，也大大降低了設備設施的安全可靠性及運行效率，增加了運行成本。國內采用的部分壓縮機機組不具備單獨的燃料氣和工藝氣計量，無(wú)法精確地監控機組運行效率及能耗，這也體現了“效率”理念的差距。

2.2 標準差距

和國外先進(jìn)標準相比較，國內標準在“先進(jìn)性、全面性、系統性、實(shí)用性”方面也存在一定差距，標準缺失、內容不完善、操作性差等問(wèn)題較為突出。

在標準體系制定方面，行政規章和文件干預標準的執行和落實(shí)，導致標準缺乏實(shí)用性、權威性和穩定性；采用國際先進(jìn)標準的比例偏低，參與國際標準化工作的力度不夠。而歐美國家油氣管道標準體系屬于自愿性標準體系，包括國家標準、行業(yè)標準和企業(yè)標準。從各行業(yè)、專(zhuān)業(yè)學(xué)會(huì )中選擇較成熟的、對全國具有普遍重要意義的標準，經(jīng)審核后上升為國家標準，具有較高的“全面性”和“系統性”。在美國推行民間標準優(yōu)先的政策，由標準協(xié)會(huì )組織、政府部門(mén)、生產(chǎn)者、用戶(hù)、消費者和學(xué)者參與協(xié)商，共同制定標準，因此制定出的標準具有較高的“先進(jìn)性”和“實(shí)用性”。建立了現代化的標準服務(wù)體系，利用高新技術(shù)和現代網(wǎng)絡(luò )使標準信息能夠及時(shí)、準確、有效地傳播給用戶(hù)，標準出版、發(fā)行培訓、咨詢(xún)、服務(wù)一體化，實(shí)行全方位、系統化的服務(wù)。

在標準執行方面，國內普遍存在“重經(jīng)驗、輕標準”，未能?chē)栏駡绦袠藴实囊�求。比如壓縮機組投產(chǎn)前測試階段存在的測試內容及順序不全、不規范，壓縮機輔助設施維修、檢定不及時(shí)等問(wèn)題，都暴露了對待標準執行的粗放和隨意。歐美國家油氣管道行業(yè)有完善的執法體系，對項目標準執行有嚴格的監控程序，同時(shí)員工有較強的標準執行意識。

3 我國天然氣管道未來(lái)發(fā)展方向

通過(guò)以上分析，未來(lái)國內天然氣管道應努力提高“操作、維護、搶修、信息化”四個(gè)方面的現代化水平。

3.1 提高自動(dòng)化操作水平

3.1.1 操作方面

（ 1）實(shí)現由調控中心統一對站場(chǎng)進(jìn)行操作。將站場(chǎng)作為統一的單元，由調控中心遠程設定在具體控制模式下（進(jìn)站壓力、出站壓力、流量）的控制值，壓氣站內部系統在設備可靠的前提下通過(guò)連鎖邏輯實(shí)現自動(dòng)切換。

（ 2）各子系統的運行數據實(shí)現有機整合。以規范的模式在SCADA系統HMI界面中體現，全面有效地展示現場(chǎng)各系統運行情況，為調控中心人員對現場(chǎng)設備的運行情況及操作提供支持。

（ 3）實(shí)現SCADA、 PIS、 EAM系統有機融合。調控中心人員對現場(chǎng)設備的運行狀態(tài)有效掌控，設備維修及維護工作單自動(dòng)流轉。

（ 4）實(shí)現壓氣站及管道運行的可視化、數字化，通過(guò)開(kāi)發(fā)智能化的運行分析模塊將管道運行狀態(tài)以量化的數據信息呈現于調控中心，并輔以智能報警功能，便于調度人員及時(shí)有效地掌握管道運行狀態(tài)，提高遠程控制的可靠性。

3.1.2 優(yōu)化運行方面

（ 1）運用在線(xiàn)模擬仿真系統對全線(xiàn)水力系統進(jìn)行時(shí)時(shí)測算，通過(guò)與SCADA系統數據聯(lián)通，保證模擬仿真數據時(shí)時(shí)更新，并以安全、優(yōu)化控制指標為邊界條件開(kāi)發(fā)在線(xiàn)仿真系統智能預測計算模塊，實(shí)現對未來(lái)管道運行工況變化的瞬態(tài)預測及最優(yōu)調整方案的智能計算，保證調控中心控制參數（進(jìn)站壓力、出站壓力、流量）實(shí)時(shí)優(yōu)化，能耗指標時(shí)時(shí)受控。

（ 2）在壓力控制模式下全線(xiàn)機組負荷自動(dòng)調整，進(jìn)而實(shí)現最優(yōu)管存量和最優(yōu)管存位置的控制，在管道運行穩定高效的同時(shí)，避免全線(xiàn)水力系統在頻繁瞬態(tài)變化的情況下對管段及設備產(chǎn)生金屬疲勞。

3.2 科學(xué)高效的管理模式

國內對于工藝設備的維護管理還局限于傳統的定期維保模式，定期潤滑、定期更換、定期報廢和定期恢復的維保策略，付出了較大的成本代價(jià)，但設備的可靠性并未顯著(zhù)提升�；�于風(fēng)險管理理念對設備分類(lèi)管理成為發(fā)展趨勢，國內針對站場(chǎng)設施的風(fēng)險評價(jià)技術(shù)與國外相比起步較晚，且評價(jià)技術(shù)和理論主要以借鑒國外同行的相關(guān)標準為主。研究主要集中在以可靠性為中心的維修（ RCM）和基于風(fēng)險的檢驗（ RBI）方向，目前尚未形成統一的站場(chǎng)完整性管理技術(shù)標準。接軌世界先進(jìn)水平管道公司，要由粗放型管理向精細化管理轉變，將先進(jìn)的管理理念與管理技術(shù)融入設備信息化管理系統，實(shí)現以流程單元及設備可維修維護部件為對象的精細化管理，積累大量真實(shí)有效的可靠性數據和故障數據，實(shí)現工藝設備維護維修決策的科學(xué)化、合理化。將傳統的被動(dòng)檢修轉變?yōu)榉e極主動(dòng)的預防性維修，確保在設備的最大生命周期內，以最小成本保持最優(yōu)生產(chǎn)能力。

管道管理采用管道完整性管理模式，以量化風(fēng)險評價(jià)為基礎，提升管道本質(zhì)安全管理，實(shí)現管道安全風(fēng)險與運營(yíng)效益的平衡。通過(guò)管道實(shí)時(shí)監測和材料應力檢測，實(shí)現缺陷管理向管道應力管理轉變，通過(guò)ICT技術(shù)和管道大數據集成，實(shí)時(shí)收集管道各個(gè)狀態(tài)數據并實(shí)時(shí)給出管道風(fēng)險數據，實(shí)現實(shí)時(shí)管道完整性管理。

3.3 快速有效的應急搶修模式

隨 著(zhù) 輸 油 氣 管 道 逐 步 向 大 口 徑 、 高 鋼級和高壓力方向發(fā)展，在管道綜合應急指揮系統應用方面，應通過(guò)利用4G、 3D、 ICT、SCADA、 GIS、模擬仿真技術(shù)，集成生產(chǎn)數據、視頻監控、應急資源、 GIS信息和管道完整性，建立管道綜合應急指揮系統，實(shí)現快速的應急指揮和運行調整。在綜合應急能力方面，管道搶修將逐步向企業(yè)間聯(lián)合、政企聯(lián)合的管道應急方式轉變，協(xié)調各方資源，迅速調度人員、設備、物資進(jìn)行搶修支援，提高管道搶修能力。在搶修技術(shù)方面，智能自行清管器技術(shù)和管道內部通訊定位技術(shù)，大口徑管道內部不停輸智能封堵技術(shù)將取代開(kāi)孔封堵技術(shù)，高強度復合材料是實(shí)現管道快速搶修的必然選擇。

3.4 傳統管理向信息化管理轉變

目前管道建設普遍實(shí)現了SCADA系統、工業(yè)電視等系統的有效應用，實(shí)現了管道生產(chǎn)管理自動(dòng)化檢測、處理與控制�！� ICT”（信息與通信技術(shù)）的最大優(yōu)勢在于對數據的獲取、傳輸、共享和管理的能力。今后要進(jìn)一步加強管道與ICT技術(shù)的結合，充分利用最新的物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)、云計算、大數據、空間地理信息集成技術(shù)，將SCADA平臺、通信網(wǎng)管、安防系統、管道完整性、管道地理信息與應急指揮等多業(yè)務(wù)進(jìn)行融合，形成體系、網(wǎng)絡(luò )、平臺、數據、指揮、標準“六統一”的智慧管道平臺，為實(shí)現管道風(fēng)險識別與判斷、設備預防性維護、管道優(yōu)化運行等核心目標提供強大的信息化支持。

（作者：張鵬，中石油中亞天然氣管道有限公司副總工程師，博士，高級工程師）

《管道保護》2016年第3期（總第28期）