更安全的管道依赖于先进的自动化

与美国的许多基础设施一样，美国250万英里的石油和天然气管道中有一半以上建于上世纪五六十年代。由于腐蚀和年久失修导致管道和相关设备恶化，这个老化的管网变得更加难以维护。

尽管管道无疑是最安全的油气运输方式，但对任何运营商来说，掌握管道状况至关重要。在这个领域，自动化技术可以发挥作用，帮助及早发现泄漏、腐蚀、设备故障和其他问题，以防止对人类和环境造成严重损害。

联邦法规要求管道运营商每年至少26次通过步行、开车或飞越管道通行权的方式对泄漏进行目视检查。这不仅需要耗费大量的人力和时间，而且人眼可能是发现泄漏的最不有效的方法，除非它是一个主要的泄漏。

这就是为什么运营商正在转向传感器、智能仪器、分析软件和其他数字技术来测量管道网络的实时状况，以及管理管道内产品流动的设备。然而，行业的日益数字化也带来了新的风险，网络安全是运营商、监管机构和公共利益团体日益关注的话题。

管理复杂性
“管道行业依赖于测量仪器和设备，如泵和阀门来控制动作，”Paul Dickerson解释说，他是该公司研发/工程技术和工程产品经理艾默生自动化解决方案。确定操作安全的关键指标包括流量、压力、温度、一氧化碳水平₂和其他气体，以及产品的密度和粘度。

自动化技术帮助管道运营商了解他们的操作是否安全。

无论是原油、天然气、成品油还是丙烷、丁烷等液化气体，根据所运输的产品不同，操作要求也有所不同。为了避免污染，航空燃油等净化产品采用了最严格的标准。

迪克森说:“管道是一个非常复杂的系统——流体体积可能很大，条件也不是恒定的。”“你必须管理大量的信息，区分哪些是重要的，哪些是可以忽略的，以便解释管道内部的真实情况。”

管道运营商开始使用预测分析来提供更完整的基础设施状况视图。更智能的仪器和无线传感器使他们能够在更多的地方更频繁地采样数据。用于识别腐蚀和泄漏的技术有很多，其中包括摄像头、声学仪表和光纤线。阴极保护系统，产生电荷到管道，以防止生锈或腐蚀也变得越来越普遍。

模拟软件是另一种用于测量管道内是否超过压力限制的工具。这是一个重要的操作安全指标，特别是在下坡，那里的压力往往更高。更强大的可编程逻辑控制器(plc)现在可以实现更平稳的停机，最大限度地减少突然停机产生的短而尖锐的压力波，这些压力波可能会削弱管道。

“空中系统，如无人机，直升机，飞机甚至卫星，可以通过配备不同类型的相机来检测泄漏，以获得有关植被，土壤湿度和温度的高分辨率信息，”Germán Fernández解释说，该公司全球垂直营销经理百通。“自动图像处理使公司更容易开发预测性维护程序。”

尽管每次发生石油泄漏都会成为头条新闻，但Fernández说，“实际上，在美国，由于粗心大意而泄漏到加油站前院的汽油比管道泄漏的汽油要多。”

建模泄漏
Dickerson表示，将更多的管道作业自动化本身就存在风险，要做到这一点，需要大量的行业经验。他说:“这需要微调控制系统的灵敏度，准确计算产品数量和位置，警报足够可靠，让操作员信任，并在许多不同的操作和环境条件下实现准确性。”

一个典型的例子是百夫长管道，其不断变化的操作导致严重的瞬变和频繁的假泄漏警报。Centurion是西方石油公司的全资子公司，西方石油公司是西德克萨斯州二叠纪盆地最大的运营商和石油生产商。

Centurion的大部分集输管道都有许多注入和输送点，这些点会根据市场价格、需求和井况不断打开和关闭。海拔剖面的变化和频繁的启动和关闭造成了松弛。增加管道运输能力的减阻剂也必须跟踪。

艾默生部署了它的PipelineManager应用程序，它能够区分真正的泄漏和由瞬态引起的干扰，使用动态阈值来避免误报。该软件采用实时瞬态模型(RTTM)，根据通过监控和数据采集(SCADA)系统提供的现场仪表数据，不断建模和模拟实际管道动态，大大减少了滋扰警报。

该系统在虚拟环境中以冗余方式(本地热/备用和站点对站点)安装，并在五条输油管道和一个CO上实施₂管道总长1200英里。基于压力变化率的几种过滤器使检测不同大小的泄漏成为可能。

额外的体积平衡部分配置和调整，仅响应破裂泄漏。该系统减少了警报情况，并将其标准化，以要求操作人员做出响应，并且将破裂警报分配到最高优先级，以便快速部署应急小组。

保持在信封内
公司高级产品经理Lars Larsson解释说:“运营商希望通过管道输送最大数量的产品，但要做到这一点，就意味着他们必须知道他们的基础设施是否在可能的操作范围内。施耐德电气。

尽管自动化技术可以为操作员提供帮助和信息，但最终还是由人来做决定。“紧急关闭是一个重大决定，”拉尔森说。尽管有些公司允许控制系统根据某些情况自动关闭，比如超过管道最大压力，但大多数公司都希望操作人员在任何时候都能完全控制。”

缺点是操作员的错误——比如忽视警报或无视安全系统——导致了多年来许多重大的管道事故。这就是为什么美国国家运输安全委员会据NTSB铁路、管道和危险材料调查办公室主任罗伯特·霍尔(Robert Hall)说，NTSB的工作完全由工业界资助，多年来一直强调对控制室操作员的培训。这种对培训的重视使得泄漏对该行业来说不再是一个问题。

艾默生石油和天然气行业营销总监Marc Buttler表示，自动化供应商也在加紧改进技术，帮助管道运营商更好地管理他们的运营。他说:“流量计可能会随着时间的推移而失效，现在正被非常精确的科里奥利仪表所取代。”“耗电少的无线发射器可以放置在更多的位置，在几秒钟而不是几分钟内将数据推送到控制系统。现在，监测泵、电机和其他旋转设备的仪器都具有预测性维护功能。”

据NTSB的霍尔说，用于检测潜在泄漏的在线检测技术也在迅速变化。他表示:“随着第二代技术(如超声波传感器和磁通量检测系统)在天然气管道中的广泛应用，该行业在定位管道缺陷方面取得了显著进步。”“更小、更精确的传感器和改进的数据能力也可以提供更精确的信息分辨率。”他补充说，Hall办公室将继续通过其资助项目促进管道完整性管理的近未来技术的发展。

检测腐蚀
对于许多希望限制未来泄漏的监管机构来说，腐蚀检测是首要任务。艾默生全球业务发展经理谢尔·沃尔德(Kjell Wold)表示，北美25% - 50%的管道事故与腐蚀有关，其中一半与内部腐蚀有关。该公司提供了一种非侵入式监测技术，称为现场签名法(FSM)，可以更早、更准确地检测腐蚀，同时降低总成本。

内部腐蚀的原因因管道而异，取决于所运输的产品，但通常与水的存在有关。水比石油和天然气重，因此通常在管道底部发现腐蚀，对于大多数监测技术来说，进入管道底部尤其具有挑战性。改变工艺条件，如降低流量，也会增加持水的可能性。

Wold说:“传统的清洁和检查管道内部的清管方法是一个昂贵的过程，分辨率和灵敏度有限，只能定期进行，不能作为主动腐蚀管理的工具。”

FSM是基于在安装在外部管壁上的一系列传感销之间馈电。它测量引脚对之间的电压降，第一次读数建立“签名”或基准，与后来的读数进行比较。根据压降读数和分布的变化，可以建立均匀的腐蚀，并可以通过引脚位置跟踪局部腐蚀。

Wold说:“FSM的最大好处是，它可以直接安装在管道上，即使是在难以进入的区域，而且通常可以对已经运行的管道进行改造。”“安装后，可以回填土壤，这样地面上就只会看到FSMLog仪器，以及电源和通信设备，从而可以从非常偏远的地方接收在线数据。”

向人类伸出援手
加拿大石油天然气公司(Oil and Gas Canada)的工程和项目经理Ross Otto表示:“在任何给定的时间内，人类操作员可以处理的事情数量是有限的。罗克韦尔自动化。这就是自动化供应商专注于面板驱动控制的原因，他们在人机界面(HMI)中创建模板，以标准化控制系统显示。“自动化比人工更可靠，通过消除可能使操作人员不堪重负的多种常规活动，我们可以使他们能够专注于实际表明泄漏或其他问题的变化。”

为了保护管道公司运营的工业网络免受网络威胁，罗克韦尔自动化与Claroty，其软件通过监控和分析资产之间的流量来检测异常。异常情况报告给工厂和安全人员，并提供可操作的见解，帮助他们调查、响应和恢复系统。

提高网络安全只是运营商提高管道管理安全性和效率的一个方面。就像管道作业中涉及的其他一切一样，它依赖于准确的数据。为了提高数据的准确性，自动化供应商正在生产自诊断传感器和仪表等产品，当需要重新校准时，这些产品会报告。这使得作业者只需根据需要进行维护工作，而不是根据时间计划进行维护工作，从而提高了准确性并降低了成本。

奥托说:“通过使用软件寻找数据中的趋势，我们还可以在故障发生之前预测故障，如果分析历史数据，通常会提前好几个月。”“分析仍然处于起步阶段，这是一个算法需要改进的重要领域。虽然分析尚未应用于泄漏检测，但它们有可能帮助我们识别可以预测未来泄漏的模式。”

该公司首席分析官迈克尔•奥康奈尔(Michael O’connell)表示，管道仪表主要关注生产设备和产品流程，因为它们会影响收入和收入增长Tibco。他说:“分析主要用于基于状态的维护，使用诸如故障模型、服务时间和故障时间之类的东西。”“规则和模型正在应用于传感器数据，以实现最新的维护应用。这有助于更安全的操作，并且在基于状态的泄漏检测中应用基于传感器的分析也有很大的潜力。”

公司也在使用自动化技术来改进业务决策，并及时为客户提供合适的产品和服务。斯洛文尼亚市场的综合天然气公司istabenz Plini采用Tibco的Spotfire软件来自动化其整个供应链的企业报告流程。

“我们在ERP(企业资源规划)系统、电子表格和定制的遗留系统中做了大量手工报告工作。这是一个非常低效的过程，而且还会犯错误，”Istrabenz Plini的首席信息官Črtomir Ješelnik表示。“该软件为我们提供了及时的报告和操作信息，这对可靠性非常重要。它帮助我们的业务从分销商转变为一家多用途公司。”

转向人工智能
“在维护管道安全的努力中，技术仍将是前沿和中心，”英国石油公司(bp)的管理合伙人格雷戈里•丁克(Gregory Tink)表示简化控制解决方案。“智能设备正在输出更多的信息，但如此庞大的数据量往往超出了控制系统或人类的处理能力。这就是为什么在不久的将来你会看到人工智能(AI)被嵌入到设备中。机器学习和基于云的系统将减轻人类的部分责任，但它也将改变人类的工作。”

Tink表示，人工智能的采用将分三个阶段进行:训练人工智能引擎并创建算法，教机器如何处理信息，最后如何分层决策，以便它们能够主动查看信息并告诉操作员，“你现在需要这样做。”

Tink说:“能够进行预测性维护和主动监控安全的软件将成为优先考虑的问题，而SCADA软件将变得不那么重要。”“这就是管道管理者开始质疑为什么他们需要每隔几年花费数百万美元来升级SCADA系统的原因之一。”

Tink表示，尽管智能仪器和控制系统产生的数据量已经达到了人类难以理解的程度，但过早关闭数据将是一个错误。他说:“我们还不知道要想更安全地运营管道，真正重要的是什么。”“通过一段时间的练习，我们将能够让机器分析、学习、识别并向我们指出哪些趋势是真正重要的。”

丁克补充说，这将更加重要，因为即将退休的婴儿潮一代将带走他们的知识基础。“公司需要开始管理这种转变，并利用他们的自动化系统向年轻的运营商提供知识，”他说。“安全将是这些变化的一大推动力，它将加速采用更智能的系统。”