管道监控范文

管道监控范文（精选7篇）

管道监控 第1篇

但管道运输容易发生人为和自然破坏, 导致泄漏, 一旦泄漏, 极易照成很大的经济损失和人员伤亡, 位于黄岛区秦皇岛路与斋堂岛路交汇处, 中石化输油储运公司潍坊分公司输油管线破裂, 事故发现后, 斋堂岛约1000平方米路面被原油污染, 部分原油沿着雨水管线进入胶州湾, 海面过油面积约3000平方米。随后黄岛区沿海河路和斋堂岛路交汇处发生爆燃, 同时在入海口被油污染海面上发生爆燃。此次事故共造成62人遇难, 直接经济损失1亿元以上。因此, 对输油管道漏油的自动化监控进行研究。

随着信息技术的发展, 管道中自动化程度越来越高, 管道运营只需通过主控制室, 就能查看整个管道的细微变化, 并可以进行操作, 数字管道已成为未来的发展方向。例如管道油气管道SC A D A系统等。

即便如此, 传统的监控系统有盲点和数据传输整理慢等特点, 对泄漏不能做出及时的处理。如2009年12月30日凌晨, 陕西省华县中石油地下输油管道发生泄漏, 在渭河形成污染带进入黄河, 黄河河南巩义大桥以西的地区, 监测值已超标, 黄河水在河南省共经过八个城市, 其中, 郑州, 开封都以黄河水为饮用水源。

在管道输油工程中, 外界因素的存在, 不仅使得输油管道安全系统无法准确把握其可能造成系统发生危险的各种因素, 另外仪表量程也可能引发问题分析不准确的结果。

1 涡流测量的方法和优点

利用涡流效应原理制作电磁感应区, 采用绕芯的方式在800米左右的范围内组成磁阵列, 并且多个磁阵列共同用一个中央处理器, 提高了自动检测系统的精准性、及时性, 节约了产品成本。再经过信号放大的后的模拟信号, 通过D SP后转换成数字信号并通过光纤输送到距离最近的管道输油站, 进行信号分析判断是否异常。主要利用区域流动介子的状态变化进行的感知检测。因此提高了自动检测系统的精准性、及时性, 节约了产品成本, 而且提高了系统对信号的处理速度。

2 目前检测管道泄漏的方法

2.1 负压波法

液体管道物送能力的突然变化, 会在扰动产生处引起能量变化.这种能不平衡会以压力波的形式向管道上下游两个方向传播。如管道中间某点发生泄漏, 流体动能减少部分转化为压力能 (表现为水击减压力) 即负压波。随时间沿管道向上下游传播。使得上下游管道沿线压力降低, 压力传感器能够采集到负压波信号。负压波法成本低, 是目前应用最为广泛的技术, 但负压波应用面窄, 海底管道、天然气管道都不能使用, 即使是输油管道, 停输检修期间无效, 有拱跨的管道效果也比较差, 定位精度较低。

2.2 声波法

次声波法的原理是管道发生泄漏时, 泄漏能量在泄漏处引起管道振动, 振动产生的次声波信号能向两边扩散, 最后被次声波传感器采集到。

次声波法适应面广, 定位精确, 但是成本一直居高不下, 阻碍了该技术的推广。

3 压力易产生误报警的现象

1) 输油管道的情况是各式各样的, 油品的本身物性的影响:包括有的粘度大的油品与粘度小的油品, 温度的影响:包括不加热输送与加热输送, 地理条件和输送能力的影响:包括站间距大和站间距小。另外, 输送要求的变换, 停启动泵, 正输反输, 阀门的紧急开启关闭, 都有可能产生误报。

2) 旁接油罐输送至末站后, 油品直接流入油罐, 由于管线与外界联通, 因而不能形成压力波, 无法用压力测量来检测泄漏, 此为传统测量的盲点。

3) 如果输油流量过小, 而且存在翻越点, 管道翻越点下游内容易纯在不满流动的现象, 压力波无法及时的传送。

4 负压波检测与涡流检测相比

负压波检测过程繁复, 计算复杂, 因而很难把握数据的准确性、可靠性, 所以传统的监测系统只是从理论上分析出泄漏, 并没有对问题的实质来分析, 虽然越来越改进其附件设施, 但终究不能解决其本身的系统误差问题, 而且由于油品物性、外界环境温度、输送状态等因素的影响, 管道内部压力波无序性的很难稳定确认, 有很多“杂质压力波”, 无法完全过滤, 分析出的曲线图有很多误差, 进而影响问题结果的确定。而且测量压力仪器有自身的灵敏性, 很难应对缓慢泄漏导致压力缓慢降低的问题, 所以不能测量微小的压力变化, 进而造成测量的误区。

而涡流测量法有着更高的准确性和灵敏性, 对环境的影响不会造成过大的波动, 油品的物性对检测更没有直接的影响, 而且可以长期连续使用, 有一定的稳定性, 其结构简单, 便于安装。可以采用和负压波测量共同检测, 检测传统测量盲点的区域, 不用从新建立一套完整的检测方案, 节约成本。

摘要：管道输送在现代工业和日常生活中的应用日益广泛, 管道输送对改善人民生活、支持国民经济发展、保护环境方面发挥着重要作用。管道监控报警系统也是输送中的重要环节, 其自动化程度报警灵敏度直接关系到生产安全、环境保护以及运营公司的切身利益。然而由于自然和人为破坏等一系列原因, 管道泄漏时时发生。管道泄漏不仅造成巨额损失, 而且很容易造成燃烧爆炸, 例如青岛管道泄漏事故。该系统采用涡流传感, 通过检测管道磁场的变化, 及时的对信号进行处理, 分析出泄漏地点, 和传统的压力检测相比有着更灵敏的精度, 检测地点没有局限性, 不影响管道运输本身的运营, 而且更加准确。涡流传感能准确的定位泄漏坐标, 及时对数据处理, 分析出结果, 从而有效的解决管道本身和人为的漏油泄油事故。

关键词：涡流传感,管道输送,DSP,电磁感应

参考文献

[1]李冰, 段发阶, 江中亚.输油管道漏油检测系统中的数据采集与定位检测方案.

[2]刘臻祥, 董霞, 王海岭, 姚淑萍, 刘霞.输油管道漏油原因分析.

[3]马西庚, 张翼, 张传平.利用压降预测管道漏油量.

[4]张维志.成品油管道漏油工况分析与计算.

[5]于亚婷, 杜平安.含铁氧体磁芯的电涡流传感器线圈阻抗理论模型和数值计算术.

管道监控 第2篇

中国油气管道网 来源： 作者：

（记者孙兆光通讯员路小峰）经过三年的努力，管道分公司廊坊调控中心已完成大庆至铁岭、铁岭至秦皇岛、秦皇岛至北京、鄯善至乌鲁木齐、轮南至库尔勒、库尔勒至鄯善、马岭至惠安堡至中宁、中原油田至沧州 8 条管线的数据上传和 SCADA 系统数据整合工作。目前，管道分公司可对所辖管线 80 多个工艺站场的 3 万多个点的工艺参数和运行状况进行及时监控和数据采

集。SCADA 系统的推广应用，大大改进了管道控制工艺，限制了可能导致的对公众和管道财产的损坏，标志着管道安全进入新境地。

管道分公司作为国内最大的管道运输专业化企业，目前所辖油气水管线总长约 1.2 万公里，承担着大庆、吉林、长庆、塔里木、吐哈、青海、中原、西南 8 个油气田油气资源外输和兰州石化成品油输送任务，还承包了全长约 4000 公里的西气东输管道运营管理重任。廊坊调控中心作为管道分公司的生产指挥和控制中心，装备了目前世界最先进的监控与数据采集系统，即 SCADA 系统，以采集原油、成品油、天然气管道的运行数据，并对管道站场、截断阀等实现控制。目前，分公司完成了所有管线的数据采集，并为新建管道和拟建管道预留了数据接口，实现了对涩宁兰天然气管道、兰成渝成品油管道的远程控制。

以计算机和通信为基础的监控与数据采集系统作为信息时代的产物，被广泛应用于电力、交通等领域，近年来也在油气长输管道推广应用。随着技术的进步，输油气管道应用的 SCADA 系统远程终端装置（RTU）目前都具备了人机接口功能，可提供数据采集，以连续扫描的方式采集管线压力、温度、液位、流量等运行参数，显示阀门的开关状态或开度，具有远程控制能力。RTU 采集到的数据，可以通过通信系统传到廊坊主站在屏幕上显示出来，主站操作人员也可以通过屏幕看到远在千里之外的管线、泵站、线路阀室的实时运行状态。

长输管道定向钻穿越焊接质量监控 第3篇

1对焊接管理和操作人员开工前的监督

首先, 监督工程参建单位 (建设、勘察设计、施工、监理、检测) 是否执行了国务院《建设工程质量管理条例》, 执行了《石油化工工程质量监督工作程序》, 落实了住房城乡建设部《建筑工程五方责任主体项目负责人质量终身责任追究暂行办法》建质[2014]124号文件精神。

其次, 参建单位管理和操作人员是否有执业资格证、上岗证书。

1.1建设单位质量管理的监督

建设单位作为工程质量总负责执行人, 是监督管理重点对象, 工程监督师必须检查建设单位的质量保证体系, 是否有质量管理部门及质量管理师的岗位及职责。

1.2施工单位质量管理员、焊接作业人员监督

检查施工单位现场质量保证体系, 管理人员基本情况一览表, 专业技术执业资格证书, 上岗证书是否齐全。核查《特种设备作业人员证》, 应督促施工单位呈报合格焊工名录, 并要求监理单位确定每名焊工的资格。在施工过程中, 还应该对焊工进行动态的监督管理。

1.3监理单位焊接工程监理师的监督

检查焊接专业监理工程师岗位证书, 监理人员上岗证书。

1.4检测单位无损检测人员的监督

检查检测单位的资质, 射线探伤人员是否具备与所从事工作相适应的资格证书;超声波探伤检查探伤人员是否具有与所从事工作相适应的资格证书。

2对焊接检测设备、管材和焊接材料等物资的监督

物资质量没有达到规定要求, 会给工程留下永久的安全质量隐患。因此保证工程建设质量, 必须首先保证所使用的各类原材料、设备仪器仪表等物资的质量。

2.1焊接设备检查监督

施工机械设备、工器具完好状态登记, 施工用计量器具是否有检定记录。

2.2管材的检查监督

在交货地或施工现场对施工所用钢管的质量实施监督, 必须检查生产厂家是否具备资格生产设计要求的规格、型号钢管;产品出厂证明材料是否符合产品标准及采购合同要求;监督进入施工现场的管材的验收情况, 比如验收时应当进行无损检验和静水压试验的项目是否进行, 抽查的数量、方法是否符合规范要求等, 对验收后确定为不合格管材的处置情况进行跟踪检查, 对那些合格的管材的储存和防护情况进行查验。

2.3对所用焊接材料的监督

在质量监督过程中, 焊接材料的使用监督也是一个重要的控制点。监督人员应对焊材质量证明文件、复验报告、烘干记录, 焊材发放回收记录等资料进行检查。看看焊接材料的牌号、规格、质量是否符合设计、标准规范。

2.4检测器材的现场监督

(1) 现场射线探伤检测仪器设备的性能、精度、灵敏度是否满足承担检测任务的需要;射线探伤所使用的胶片、显影、定影药剂等耗材型号、规格、质量是否符合要求。

(2) 超声波探伤检测所使用的探伤仪、探头、试块、耦合剂等是否具备与检测任务相适应的技术性能;检查核对是否对超声检测设备定期进行检查校验, 检查其他在用仪器的技术指标是否符合要求。

3对安全环境检查监督

3.1安全人为环境监督

现场作业人员是否参加了安全技术培训, 是否持证上岗, 安全技术交底是否落实。焊接施工的场所是否有良好的光线, 有不能实施焊接有害物是否采取可靠的隔离或防护措施, 在人活动的区域进行焊接时, 是否设置挡光屏。作业人员的个人防护应满足安全作业规定, 高处焊接应满足登高作业有关要求。

3.2自然环境的检测监督

监督施工现场是否有人收集有关气象资料, 检测温度、湿度、风速, 注意收听天气预报和天气形式变化预报, 对天气的情况做到心中有数。根据天气的变化情况, 调整当日施工生产的作业计划, 拟定采取防雨、风棚措施, 最大限度减小恶劣气候对施工生产的影响。

4施工方法 (焊接过程) 的监督

为确保定向钻穿越输油管道焊接作业的质量, 防止或减少焊接缺陷的主要措施是制定并执行正确的焊接工艺、焊接过程中加强控制和焊后检验监督。

4.1施工准备阶段监督

(1) 质量管理体系运行监督。施工单位是否执行了《油气长输管道工程施工及验收规范》 (GB50369-2014) 、《油气管道穿越工程施工规范》 (GB50424) 和《钢制管道焊接及验收规范》 (SY/T4103) 的要求, 并制定详细的焊接工艺指导书和焊接技术措施。

(2) 焊接工艺评定的监督。评定报告应详细记录工艺程序、工艺参数、检测结果、试验数据和评定结论, 记录的数据应准确、齐全, 涵盖所施焊工程的全部工序内容, 并经焊接工程师审查和单位技术部门负责人批准。

(3) 焊接工艺参数的监督。监督现场设备焊接时, 低温钢、不锈钢的焊接工艺参数, Cr-Mo钢的预热、焊后热处理参数。高合金管道, 钛、锆合金管道、厚壁管道的焊接工艺参数, Cr-Mo钢的预热、焊后热处理参数。

(4) 超声波、射线探伤工艺的监督。检查无损检测单位的超声波检测、射线探伤检测是否建立了合同约定的规程或工艺文件, 与《石油天然气钢质管道无损检测》 (SY/T4109-2013) 的一致性如何。

4.2焊前检查的监督

(1) 焊接时检查。管道组对前, 管内是否已经清扫完毕, 管口是否除锈去除了污渍, 坡口是否打磨合格, 焊缝余高是否进行了打磨处理。焊接管口椭圆度及周长能够满足组对要求, 管道坡口角度是否控制在焊接工艺规程的范围内。

(2) 检查焊口的编号。焊口的编号是否依据合同约定的设计施工图的桩号或者里程桩, 在焊口焊好后及时编制, 并记录登记。

4.3焊接质量的监督

管道组对焊接是质量控制的关键环节, 工程监督师检查质量检验人员、焊接工程技术人员是否对焊工的操作进行技术指导、安全交底。在具体施焊过程中, 为了保证焊接作业过程的连续性, 一般不设停检点, 工程监督工作以现场巡视抽查为主。

(1) 管道组对焊接。是否依据设计施工文件及焊接工艺规程要求, 使用管道对口器, 在根部焊道全部完成后, 对管口组对的错边量进行检查, 其错边量是否不大于1.6mm, 其焊缝坡口宽是否在+2~4 mm范围内, 相邻的焊缝间距是否错开100 mm以上。

(2) 焊接过程中的检查。焊接工艺评定和焊接工艺参数符合要求, 预热温度、预热范围符合要求。焊接过程中焊工是否注意温度、电流、电压、层间温度的变化, 焊后热处理是否控制在焊接工艺作业指导书的范围内;焊接过程中, 及时填写检查记录和焊接工艺记录, 不是后补的资料。焊后热处理的加热宽度、保温宽度、热电偶放置、固定方法符合要求, 热处理参数包括升温速度、保温温度和时间、降温速度符合要求。

(3) 焊后焊口外观的检查。焊缝外观检查, 焊接完成后表面焊渣和飞溅物是否清除干净, 焊口编号, 焊缝宽度、高度、错边量合格, 焊缝外观没出现表面裂纹、气孔、夹渣、咬边、未焊透。

5管道焊接无损检测是质量监督

5.1射线探伤结果的监督

监督抽查检测报告内容、记录是否齐全、完整, 检查报告签发人员是否具备资格。核查射线检测人员是否按照《石油天然气钢质管道无损检测》 (SY/T4109-2013) 规定的比例对焊口进行了抽查, 抽样方法是否科学合理具有代表性。检测中发现的不合格焊口是否及时通知委托单位进行了处理, 不合格焊口修复后是否重新进行了检测。对抽查不合格的焊口, 是否对该焊口焊工所有焊口进行了追加抽查, 抽查的数量、位置是否符合《石油天然气钢质管道无损检测》 (SY/T4109-2013) 、《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》 (GB-3323) 的规定。

5.2超声波探伤结果的监督

超声波检验是否符合现行《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》 (GB-11345) 、《石油天然气钢制管道无损检测》 (SY/T4109) 中的要求的规定。

5.3焊接资料的质量监督工作要点

检查焊接资料的原始数据是否如实记载, 做到了准确、齐全、规范化, 使之能确切反映焊接的实际质量。焊接记录是否按照规范的要求经有关人员签字、审批。

5.4对监督结果的处理

工程监督师在长输管道定向钻穿越焊接质量监督时, 须做好记录, 发现工程参建单位 (建设、勘察设计、施工、监理、检测) 违法、违规、违章所规定的的质量责任和义务, 严重影响结构安全和使用功能的实体质量行为应及时阻止, 并按程序签发工程质量问题整改通知单, 情况紧急时按程序可以签发停工令和局部停工令, 监督责任单位整改。收集参建单位的违法、违规、违章不良记录证据, 给建设行政主管部门和委托单位提出对违法违规责任主体的处理意见。

天然气长输管道监控系统应用研究 第4篇

具有点多、线长、面广、自然环境复杂、管理难度大的特点。

1.1 站场值班人员相对较少, 部分关键数据未引入控制系统, 给生产管理带来不便, 如:可燃气报警器报警信息, 关键机泵运行状态等。

1.2 阀室均为无人值守, 缺少摄像及周界报警系统, 虽每日都有现场巡检, 但无法及时发现入侵事件的发生。

1.3 阀室管道运行参数、切断阀状态及报警信息、可燃气报警信息、阴保参数、爆管检测信息等信息无法上传至生产指挥系统。

1.4 未建设长输管道监控中心, 仅东官、平房、双合、昂昂溪站场生产数据通过卫星通讯上传至分公司, 无法形成完整长输管网的实时数据监控, 不利于长输管道区域性管理。

2 长输管道监控系统应用

通过采用站控集成技术、阀室远程维护系统将站场、阀室关键数据引入数据采集系统, 解决了现场设备多和数据引入困难的问题, 采用GPRS无线传输、卫星通讯、光缆通讯, 实现了生产数据和长输管道监控中心数据的紧密链接。长输管道监控系统主要由现场传感器、站场监控系统、视频监控系统、视频会议系统、周界报警系统、GPRS无线终端、长输管道监控中心组成。

2.1 系统硬件组成

2.1.1 站控系统

将关键生产数据引入原有站控系统, 利用原有上传数据通道将站场运行参数引入长输管道监控中心。

2.1.2 阀室远维系统

每个需远传数据的阀室为一个阀室子站, 阀室子站远传系统结构主要包括检测仪表、数据采集层、数据传输层, 详细结构如图3所示。

检测仪表层:包括阀控制器、关阀信号、太阳能控制器、视频设备、电位检测等;

数据采集层:包括数据采集和视频采集两部分, 数据主要采集阀控制器、太阳能控制器、IO模块等设备的数据, 视频主要采集现场两个摄像头的视频信号;

数据传输层:通过网络交换机和无线通信模块 (光通信模块) 与数据中心结点组建专用的数据传输通道, 该通道可同时进行数据和视频的传输。

由于设备安装到阀室现场工艺区范围内, 所有相关设备需安装到防爆箱体中, 需安装到防爆箱中的设备包括:远程通讯单元、太阳能控制器、IO模块、通信设备、继电器、防雷器等相关配套设备。太阳能电池板和通信天线安装在室外。考虑到中国东北地区冬天的极端低温天气 (-45℃左右) , 参考了其它管道阀室的建设经验, 决定在阀室房屋外 (围墙内) 建设小型地下室来解决抗低温的问题, 把户外机柜、远传设备、蓄电池组的安装在地下室内。安装示意图如图4所示:

2.2 监控软件系统

监控软件系统应用Visual c++.net开发, 使用的数据库为Oracle, 软件工作平台为Windows XP, 监控软件的主要模块有:

2.2.1 流程图模块

可以显示整个或部分长输管道地理信息, 显示站场和阀室流程和信息。

2.2.2 实时参数显示模块

显示整个长输管道站场和阀室的实时参数。

2.2.3 实时曲线显示模块

可以任意选择站场和阀室的实时曲线, 可以是1个参数的, 也可以是多个参数的组合曲线, 能实现各实时曲线任意放大机时间轴移动等功能。

2.2.4 历史曲线实现模块

记录的历史数据曲线是由按要求保存时间间隔的历史数据构成。

2.2.5 报表模块

主要按照要求的时间间隔取数据库中的数据, 并以报表格式显示所有参数。在用户报表中, 可实现日、月、年参数报表。

2.2.6 事件和报警模块

可以根据实际需要, 确定需报警的信息点, 以及分组/分类报警信息, 设置报警级别。报警信息可通过实时报警窗口显示、通过历史告警窗口查询, 还可通过手机短消息形式实时发送给相关管理及维护人员。

2.2.7 应急资源管理模块

提供应急信息查询、事故模拟推演、应急救援与辅助决策、灾情汇报与协同指挥等功能。

3 结论与认识

3.1 目前长输管道控制系统使用国内外公司的产品, 部分系统本地无售后服务, 给日常维护和故障处理带来不便, 一旦系统出现紧急故障, 将影响整个管网的平稳供气。建议今后选择具有本地服务能力的控制系统供应商的产品。

3.2 部分控制系统未考虑今后系统的扩充, 控制系统软件点数不足, 影响今后新增数据的引入。建议控制系统选择点数较多的软件版本。

3.3 新建长输管道应配套敷设光缆, 同时实现站场、阀室数据上传。

3.4 通过采用站控集成技术、阀室远程维护系统、GRPS无线传输技术, 将原本分散的站场、阀室等长输管网运行数据集中至长输管道监控中心, 实现整个长输管网的实时监控, 保证了长输管道的安全运行, 从而达到提升企业管理水平, 增加效益、降低成本的目的。

参考文献

管道监控 第5篇

石油天然气是我国的支柱性能源, 石油天然气长输管道可以说是这条支柱的命脉, 一旦发生穿孔、破裂等故障将会导致极为严重的后果, 在影响正常输送的同时还将造成巨大的损失和污染。但长输管线大多在偏僻地方, 一方面部分地方存在人为打孔盗油现象恶意损坏长输管道, 另一方面长输管道还受到地震、洪水、滑坡等的影响, 如果没有良好的监控手段, 不仅会造成直接的经济损失, 还会因此造成重大安全隐患, 甚至因此引发严重的后果。除了管道泄漏外, 管道还会发生变形等情况以及大量潜在威胁, 长输管道监控报警系统成为急需的方案, 对于及时发现泄漏、排除潜在威胁、减少盗油案件、减少漏油损失等方面, 都有着极为重要的意义。下面, 本文基于计算机技术、无线网络通信技术、数据采集分析技术, 对石油天然气长输管道监控智能报警系统进行探讨。

1 基本设计理念

石油天然气长输管道多处偏僻地区, 长度较大, 范围较广, 本系统采用三级管理方式, 对全线进行数据采集与视频监控, 三级管理包括总控调度、地区监控、站点监控三个部分, 采用多种通讯方式来进行各级间的数据传输, 以实现整个管道的集中管理、分散控制的目的, 满足监控智能报警系统的实时性和有效性, 提高系统的可靠性和稳定性。因此, 本系统必须满足实时远程数据传输功能, 完全监控措施, 开放性兼容能力, 自动警示功能以及友好的人机交互界面。例如, 在川气东送项目中, 就是采取调控中心 (一级) ——管理处 (二级) ——前端站场 (三级) 的管理方式, 沿线阀室采取无人值守的方式, 采集的数据及监控信号传至临近站场监控。整个系统依托于川气自建光网络。

2 硬件架构

2.1 网络硬件

基于智能监控报警系统所需要实现的功能和可靠性、实时性等方面的要求, 系统所采用的硬件必须能够符合燃气行业标准, 并达到工业级产品等级。根据管道监控站点、地区监控中心、总控中心的实际情况, 按要求配置网络硬件, 包括路由器、交换机、网络服务器、可编程逻辑控制器、工作站等。为了提高整个系统的可靠性, 必须采取冗余措施。

2.2 信号采集和视频监控

石油天然气长输管道的信号采集, 主要包括管道压力、压差、温度、流量、阀门、可燃气体等方面的信号, 同其它行业信号采集器件的要求不同, 石油天然气管道的信号采集器件对防爆要求较高, 每一个信号回路都应当采取防爆安全措施, 如安装防爆安全栅等方法。对于天然气管道, 需要建立可燃气体泄露报警系统, 并将检测信号输入到整个监控网络中, 采用相关开关量模块进行控制。

视频监控系统主要是为了对全线进行视频监控, 监控点的布设应当注意尽量顾忌全线情况, 尤其是易发事件区域的监控面, 应当尽量减少监控盲区。整个系统的传输线路, 应当考虑安全性问题, 在条件允许的情况下, 可以采用无线电通讯模式进行数据传输。

3 软件架构

除了硬件系统架构外, 石油天然气长输管道智能监控报警系统还需要软件支持, 包括数据分析、数据管理、数据应用等方面。各监控点所采集的数据, 均需要软件对其进行分析处理, 并进行保存、备份等。

3.1 自动化软件

CITECT作为全球领先的工业自动化软件, 有着极高的可靠性和灵活性, 并且与微软操作系统具有良好的兼容性能。基于本系统服务器所采用的WINNT操作系统, 本方案采用CI-TECT作为工控软件。通过CITECT, 可以实现系统的快速开发, 进行程序级的标签定义, 自动对标签进行更新确保同步, 有效地缩短开发时间, 保护系统数据的完整性。同时, CITECT还具有强大的网络支持能力, 有效地通过网络系统实现各站点间数据的传输。

3.2 操作界面

本系统操作界面, 包括现场监控界面、实时参数界面、走势图界面、供电状况界面、报警窗口、查询窗口等。现场监控界面以图像形式显示各视频监控点的实时视频监控图像;实时参数界面以数据形式显示管道各监测点数据采集情况;走势图分为实时走势图和历史走势图, 实时走势图通过对各监测点所采集的某一类数据进行分析, 建立该类数据的变化走势曲线情况, 历史走势图则通过对过去一段时间的数据进行综合应用, 建立走势曲线情况;供电状况界面, 以系统供电电路示意图的形式, 通过对各回路供电信号进行检测, 以确定各监测点各器件的工作状况, 并进行实时显示;报警窗口根据系统事先设定好的报警机制, 通过对各点采集数据进行分析, 以确定各点情况, 并进行中文报警, 同时与声光报警系统连接, 发出声光报警信号;查询窗口可以根据数据切结点设置, 对一定区间的历史数据进行查询, 包括整体数据, 各监测点数据。

参考文献

[1]赵玉军, 鱼庆兰.改善输油管道监测系统的方法[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (7)

[2]毛玉蓉, 焦长帅.Zigbee技术在油田管道监测系统的应用[J].微计算机信息, 2010 (14)

管道监控 第6篇

天然气作为一种洁净度高、热度高的气体能源,用途十分广泛,且具有易燃易爆的特性,因此,其运输载体天然气管道的安全性受到了广泛关注[1,2]。

传统的对天然气管道进行检测的方式是采用人力巡逻[3],借助便携式检测器进行管道检测,但这种方式不能满足实时性的要求,所以不能有效保证天然气管道的安全。

目前已有的将Zig Bee[4]应用于天然气管道监控的主要工作有文献[5~7]。文献[5]实现了一种新型的管网安全监测无线传感器网络节点,实现对施工破坏、小泄漏等情况进行监测。文献[6]设计了一种基于嵌入式ARM-Linux和Lab View的分布式管道泄漏监测系统。文献[7]基于微控制器MSP430和射频模块CC2430设计了基于无线传感器网络技术的管道安全监测系统。

上述工作具有重要的意义,但是无法对天然气管道的各个指标进行有效的监控,所以本文提出一种基于Zig Bee无线通信技术的天然气管道监控系统,设计了压力、温度、加速度传感器等对天然气管道的各个引发事故的参数进行全面的监控。

1 天然气管道监控系统结构

天然气管道监控系统主要包含采用Zig Bee通信技术的监测区域、Zig Bee中心节点、传输网络以及远程控制中心所组成,其组成结构示意图如图1所示。

Zig Bee网络监测区域主要负责信息的采集和发送,主要由Zig Bee终端节点和Zig Bee中心节点组成。

Zig Bee终端节点包含传感器节点和路由节点。传感器节点用于实现对数据的采集,路由节点实现数据的采集和数据的路由传递,这两种节点都是由Zig Bee网络中的精简功能物理设备RFD组成,且安装在天然气管道的外壁上,实现对天然气各种监控数据的感知。

Zig Bee中心节点通过串口接收由传感器和路由节点发送的数据,并对数据进行融合处理,并进行协议转换,将融合后的数据通过GPRS/CDMA移动通信网发送到远程数据库,此时远程控制中心的客户端可以直接对数据库中的数据进行读取和访问,Zig Bee中心节点属于Zig Bee网络中的全功能物理设备,具有较强的数据处理、存储和通信能力,其作用类似于网关。

2 ZigBee终端节点硬件设计

ZigBee终端节点包含传感器节点和路由节点,均由数据处理模块、数据采集模块、无线通信模块和能源供应模块组成。

2.1 数据处理模块和无线通信模块设计

采用TI公司的符合IEEE802.15.4标准的Zig Bee产品CC2430片上系统芯片作为数据处理模块和无线通信模块的解决方案,它含有8051MCU内核、高性能的RF收发机和14位的ADC,只需要加上少量外围电路就可以完成数据的采集和发送,使得各种功能仅需一块芯片就能完成,降低了节点的功耗。节点的硬件框图如图2所示。

微控制器采用CC2430集成的8051MCU内核,主要负责任务调度和通信,并通过嵌入式操作系统u C/OSⅡ,对传感器采集的数据进行收集和处理,最终通过射频模块发送给其他Zig Bee路由节点或Zig Bee中心节点。

射频模块采用CC2430集成的CC2420无线通信模块,CC2420射频模块满足IEEE802.15.4无线通信技术的2.4GHz的RF射频芯片,工作频率范围为2.4GHz-2.4835GHz,它基于SMARTRF03技术,并采用0.18umCMOS精湛工艺,仅需少量外部电路,易于扩展,是一款具有较高集成工艺的产品,采用DSSS直接序列扩频方式,具有很强的抗干扰能力,与射频模块约定码头片外的同频率数据会被视为噪声而被过滤,非常适合天然气管道监控的野外环境。

CC2430芯片还包含JTAG接口,用于实现仿真器和其进行连接;同时还有晶振电路接口XTAL2和XTAL2分别用于进行组网和使节点进行低功耗休眠。CC2430芯片电路图如图3所示:

2.2 数据采集模块

传感器节点包含气体传感器、加速度传感器和温度传感器。

气体检测采用可燃气体MQ-309A传感器,由于天然气管道一旦发生泄漏,附着在天然气外管壁上的传感器就能根据浓度变化进行数据的采集和检测,且其具有电路设计简单,方便集成的优点。

对天然气管道周边所出现的非法的挖掘、施工、人为破坏能产生的撞击和振动的检测采用ADXL202传感器,它具有低成本、低功耗的优点,其内置信号处理电路能将振动信号转换为数字信号进行输出。

对天然气管道周边温度的检测采用SHT71数字传感器,其通过P0.2和P0.3与MCU进行通信,能实现对天然气管道周围温度进行实时数据采集。

为了增强扩展性,在CC2430芯片上增加了传感器扩展接口,用于根据应用需求增加新的传感器。

3 Zig Bee中心节点硬件设计

Zig Bee中心节点负责将收集的数据通过GPRS模块发送到远程数据库,其硬件组成如图4所示。

微控制器采用ATMEL公司的AVR系列的9位低功耗ATmega128L芯片,具有128KB的FLASH和4KB的SRAM,具有8个10位的ADC通道以及UART、SPI、I2C和JTAG等接口,JTAG支持调试和编程。

射频模块采用CC2420芯片。

GPRS模块采用西门子公司的MC35i芯片。其具支持GSM900/GSM 1800,具有体积小、功耗低,以及能提供数据、语音等功能,GPRS与ATmega128L芯片之间通过串行接口进行连接。

4 系统软件设计

系统软件采用TI公司的Z-Stack协议栈,硬件抽象层(HAL)提供各种硬件模块驱动,包括定时器Timer,通用I/O接口GPIO,通用异步收发传输器UART,模数转换ADC及应用程序接口API。操作系统抽象层OSAL则通过时间片轮转函数来实现任务调度,提供多任务处理机制。

Z-Stack协议栈采用事件轮询机制,首先初始化硬件和软件,然后进入休眠低功耗模式,只有当有事件发生时,系统才会被唤醒,并进入中断服务子程序,进行事件处理,当多个事件同时到达时,根据优先级决定处理的先后顺序,软件流程如图5所示。

5 系统测试

为了对文中设计的监控系统方案进行验证,在天然气管道上放置8个气体传感器、加速度传感器和温度传感器,传感器在采集了各种气体、振动、温度信息后,将其发送给Zig Bee中心节点,Zig Bee中心节点通过串口收集数据并通过GPRS传送到远程数据库中,供远程控制中心客户端访问,客户端界面如图6所示。

当选择查询的时间段后,再点击“确定”按钮,则各传感器节点的相应数值可以从数据库中读出,如图6所示,可以看出文中方法能实现天然气管道的气体浓度、振动和温度等信息的有效采集,当数据超过阀值时,使用“蓝色高亮显示”,并提示采取应急措施,避免事故发生。

6 结束语

本文设计了一种基于Zig Bee无线通信技术的天然气监控系统,实现对天然气管道的实时自动监控。首先,设计了Zig Bee终端节点和中心节点的硬件框图,然后对Zig Bee协议栈的软件流程进行了描述。最后,通过运行远程客户端监控系统程序对文中方法进行验证,结果表明系统能实时采集气体浓度、振动以及温度信息,有效地克服了传统方法的不足,具有重大的意义。

参考文献

[1]刘虎.天然气管道无线监控系统的研究与实现[J].中国环境监测,2011.

[2]崔红升,魏政.无联网技术在油气管道中的应用展望[J].油气储运,2011,30(8):603-607.

[3]马小强,张春业,张波,杨士强.基于ZigBee和GPRS的管道监测网络设计[J].计算机工程,2010,36(5):128-130.

[4]Lee Jin-Shyan,Huang Yang-Chih.ITRI ZBnode:AZigBee/IEEE802.15.4 Platform for Wireless SensorNetworks[C]//Proc.of 2006.IEEE International Conference on Systems,Man andCybernetics.Taipei,Taiwan,China:IEEE Press,2006.

[5]冯仁剑,张帅锋,于宁,万江文.应用于天然气管网安全监测的无线传感器网络节点设计与实现[J].传感技术学报,2009,22(10):1492-1497.

[6]陈世利,谭皓予,李健,王伟魁.一种基于ARM-Linux的分布式管道泄漏监测系统[J].电子技术应用,2011,37(10):73-76.

管道监控 第7篇

在污染源调查、评价以及总量控制考核中, 不仅要测量污染物浓度值, 还要通过污染源流量计测量、计算出污染物排放总量[1]。废水流量参数的计量至关重要, 关系到企业污染物排放总量计算的精准性, 是污染源总量减排监测体系中最基础、最重要的工作[1]。

2 流量测量技术及安装原则

污水流量计按测量原理可分为堰槽流量计、电磁流量计、超声流量计、容积流量计和差压流量计等, 按照测量渠道的类型又可以分为明渠流量计和管道流量计[2]。

2.1 超声波明渠流量计

超声波明渠流量计的测量原理是在明渠中设置标准堰槽, 超声波流量计安装在规定位置上测量液位, 将液位值代入对应流量公式即可计算流量值[2]。明渠堰槽流量计受水面波动、气泡、测量范围等液位干扰因素影响较大。

2.2 管道流量计

管道流量计是一种在密闭管道中进行流量测量的流量计, 不受流体的密度、黏度、温度、压力和电导率变化的影响, 传感器感应电压信号和平均流速呈线性, 测量精密度高[2]。所以, 管道流量计测量流速法在市场上应用较多。但在管道流量计的相关应用中, 时常会发生计量不准确的投诉反馈。据统计, 流量计仪表出现的故障案例中有1/3是产品本身质量缺陷或选型不当导致, 其他都是现场安装不规范导致。所以, 管道流量计的安装原则和安装方案在现场安装中起着关键作用。

管道流量计安装最重要的是要保持管道处于满管状态。因此, 在安装过程中应注意以下几方面:

(1) 流量计不应安装在管道的高处。因为污水在管道中输送时会有很多细小的气泡, 这些气泡不会造成很大的测量误差, 但在输送过程中, 管道高处的气泡会分离出来, 引起读数不稳定和测量误差。因此, 不宜将流量计安装在管道高处[3]。

(2) 在下坡道或水平管道并紧接管道出口处安装流量计时, 应在流量计下方安装控制阀门, 并与流量计保持一定距离[3]。

(3) 最好将管道流量计安装在管道的爬坡段或管路的较低位置, 必须保证流量计在任何情况下都是满管状态[3]。

3 管道流量计安装方案的选择

通常企业的出水方式有三种:重力流、压力流、重力/压力混合流。现针对不同的出水方式, 对管道流量计的安装做如下说明:

3.1 重力流出水方式下的管道安装

多数企业采用重力流出水, 污水溢流到标排池后外排。在这种出水方式中, 溢流污水若不能淹没整个接水管口, 导致进流量计污水始终夹杂着空气, 在计量过程中会出现数据波动大、计量不准确的问题。图1、图2所示两种方法都是彻底去除管内气泡的方法。

图1中, 溢流口出水后从中间缓冲池的高处流入, 然后从池的低处流出经过流量计, 经过向上的U型弯进入标准排放池。因为U型弯始终高于管路进口, 水从U型弯流出必先填充满管路, 既保证了满管, 又提高了流量计的安装精度。这种方法也较适合于重力/压力混合流的出水方式。为了确保企业安全生产, 需要在溢流口安装一个总阀, 并精确地设定缓冲池体积、管口高度、管路直径等。另外, 为了方便清洗流量计, 建议在管路底部安装排污阀门。

图2中, 溢流口出水后从高处往下, 因为虹吸现象会将气泡带进流量计管路中, 在U型弯的最高处安装一个排气口, 溢流口和排气口达到气压平衡, 通过U型弯的挤压在上升段中除去水中的气泡, 确保消减虹吸现象。此种方法较适合于重力流出水方式。为了确保企业安全生产, 需要精确地计算出排水管径的大小, 安装一个应急机械阀。

3.2 压力流出水方式下的管道安装

在水污染源在线监控系统设计中通常采用压力流的出水方式, 将池中处理好的污水泵送至管网。设置浮动开关, 确保抽水泵取水口长期浸没在水池中 (隔绝空气) , 保持取水管路满管 (特大型的真空泵除外) 。在管网的尾部做一个向上的U型管路, 高度视现场情况而定。为了防止污水在管网中倒流, 需要在入管网前安装单向阀。另外, 为了方便清洗流量计, 在管路底部保留排污阀门。在充分考虑管压的情况下, 这个方案全程管道流通, 不存在其他安全隐患。图3就是典型的压力流出水方式下的管道安装方案。

3.3 重力/压力混合流出水方式下的管道安装

有些企业管路错综复杂, 有水泵抽进来的水, 也有溢流进来的水, 属于重力/压力混合流出水方式。通常选择中间缓冲池的方案, 先将水泵入缓冲池中, 再流入标准排放池, 采用重力流方案。

4 结语

综上所述, 在三种不同出水方式下, 各有不同的管道安装方案。在安装时应充分考虑管道内水体的流动方向和充满情况, 将流量计安装在管道低端或自下而上的垂直段;其次安装时要尽量远离阀门、弯头、大小头等扰流设备[4];最后应保证流量计接地良好和接线正确。总之, 只有正确安装和使用管道流量计, 才能更好地发挥其作用, 确保企业排水的安全性和准确性。

摘要：污染源污水流量测量是污染物排放总量控制的重要基础工作。现简要叙述明渠流量计和管道流量计的测量原理, 分析管道流量计的安装原则, 对管道流量计分别在不同出水方式下 (压力流、重力流、压力流和重力流) 的安装方案进行详细介绍, 并提出相关建议。

关键词：在线监控,流量,测量,安装,重力流,压力流

参考文献

[1]颜涛, 宋毅倩, 谷树茂, 等.常用污染源废水流量测量技术原理与选用[C]//2013中国环境科学学会学术年会论文集, 2013.

[2]孙海林, 朱媛媛, 贺鹏, 等.水污染源废水流量比对监测[J].环境科学与管理, 2010 (8) :90-93.

[3]秦绪华, 高芬.选择、安装使用管道流量计时应注意的几个问题[J].黑龙江水利科技, 2011 (6) :289.