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  • 油气管网整合后,哪些技术可提高资源配置效率?

  • 国家石油天然气管网公司迈入实质性运行提速,实现油气管网整合之后,从技术角度而言,如何切实提高资源配置效率?

    对此,经济观察网采访油气行业资深人士、管道能效专家刘冰,对油气管网运行机制、反映管网配置的关键指标、核心技术及国产化程度进行了梳理。

    他曾主持中石油“油气管道能耗数据采集与分析评价”科研项目,组织编制了《Q/SY BD010-2007天然气管道能耗指标测算方法》和《Q/SY1209-2009油气管道能耗测算方法》等标准,以及管道设计标准《CDP-G-GUP-IS-046-2012-1能耗数据采集技术规定》,此外研究并组织实施了我国管道效率测评领域最近的一次改革工作。

    需要看到的是,在数字孪生技术、预测技术、后评价技术、逻辑控制技术等核心技术领域,国产化程度仍较低,亟需填补空白。

    油气管网是如何运行的?

    刘冰:油气管网和电网、铁路信号系统、卫星、无人机一样。技术人员借助行业软件完成“内业”,调度员通过工控系统完成“外业”。管网要通过工业自动化控制系统,即 “工控系统”对成千上万个输油泵、压缩机、加热炉、阀门进行远程控制。运行好庞大的管网系统,一方面要知道“该做什么”,所以要提前制定合理的运行方案,这就是“内业”;另一方面要懂得“如何去做”,也就是通过一系列管理和技术手段保证设备、设施精准执行运行方案,这就是“外业”。实时采集数据也是通过工控系统完成的,大数据分析是制定运行方案的基础。工控系统则是执行这个方案的抓手。方案最终被分解成“什么时间”启停哪台设备,调整哪些设备“运行参数”,也就是转换成工控系统能读懂的“语言”,常用的是“开关量”和“模拟量”两类“工控语言”,此外还有“数字量”、“离散量”、“脉冲量”等,设备按照这些“工控语言”去执行各个操作“动作”。

    经济观察网:在上述过程中自动化、信息化对于完成油气资源配置的重要性从何体现?

    刘冰:我国油气管道产业发展较晚,但发展速度很快。改革开放四十年来,管道里程翻了几十倍,技术不断革新,产业经济迅速发展。近20年来,中石油、中石化以及外部服务商在利用自动化、信息化技术提高管网效能方面做了大量工作。比较有代表性的有:智能管线技术、管道生产管理系统、能耗采集与分析系统等。也催生了上市公司如太原刚玉、北京电王、北京派普兰、智通运联、康吉森自动化等一批本土民营高品质服务商。

    这些技术的应用促进了管理由分散向集中转变、产业由粗放向集约转变。管网整合后可以预见:管理方式和绩效指标的变化,新需求会促进自动化、信息化水平将不断提高。提高管网效率,要抓输送工艺优化、抓关键业绩指标,就离不开自动化、信息化手段。

    国家管网公司需要能长期稳定提供高品质服务的自动化、信息化技术服务商。

    服务商还需要和国家管网公司一同成长,不断解决成长中遇到的问题,提供定制化的服务。技术手段的发展又为管理模式的革新提供了更多可能性,促进管网整合,进而带动产业经济的进一步转型,主要体现在用户的唯一化和服务商的规模化。在管道产业领域民营服务商与国有资本混改,形成较大规模的企业,服务企业与国家管网公司寻求战略合作,可能是必然趋势。

    哪些具体技术可提高资源配置效率?目前的现状以及发展方向是什么?

    刘冰:关键业绩指标(KPI)反映了管网资源配置效率,提高资源配置效率其实就是控制好这些KPI。管网数据在线监测、在离线预测和后评价,即“两测一评”可以有效地支持“PDCA管理循环”也就是策划、实施、检查、处理循环。通过这个科学的循环,全面提高经济效益和社会效益就只是时间问题。

    管网整合后“全国一张网、油气一盘棋”。从管理来说,需要相关技术的支持。整合后管理方式和绩效指标的变化,主要体现在“集中调控”和“统筹优化”两方面。与此对应的技术是:第一类,自动化领域的工控技术、数据采集技术;第二类,信息化领域的工艺仿真技术、综合预测技术、分析评价技术。前者就是我们常听到的“物联网”,后者则属“大数据”,但在“理论模型”向“工业场景应用”转化过程中还有很多问题有待解决,且“国产化”比例低。

    具体来说可提高资源配置效率的九项技术如下:

    第一项,数字孪生体技术,主要包括管道工艺仿真模型、管道完整性数据库(内检测和外检测数据)、设备特性曲线库、管道特性曲线库、温度场数据库、电化学腐蚀数据库(管道绝缘数据、沿线阴极保护数据、区域性阴极保护数据)、水文地质数据库的构建。数字化孪生体是基础性工作。把这些“大数据”设置在计算机虚拟环境里,就有了数字化的孪生体,可用其来做实验摸索规律、验证想法,甚至做“破坏性试验”来“试错”。目前,管道完整性数据库、管道特性曲线库的基础条件较好,其他大数据和“仿真模拟计算”系统还很不完善,尤其是仿真计算系统没有国产化。而最重要的“设备特性曲线库”目前空空如也,原因是燃气轮机、电动机大多为国外厂商生产,无法得到有效的“设备特性曲线”。

    第二项,预测技术,主要包括负荷预测、能耗预测、用户消费习惯预测等。预测不等同于“仿真模拟”。仿真是严格符合物理学的工艺计算,而预测则要考虑主观因素,即人的因素,以及其他不确定因素。预测在资源配置工作中的作用很重要,因此中石油在十几年前就制定了企业标准《Q/SY BD010-2007天然气管道能耗指标测算方法》和《Q/SY1209-2009油气管道能耗测算方法》。但目前国内使用的主流离线预测和在线预测软件还都是国外的。由于不是针对国内应用环境研发的,所以既不实用也不安全。相关预测软件的国产化研发也曾取得一些成效,甚至在模型层面已经达到国际同期先进水平,但由于后续资金投入不足等原因,近五年国内这方面的技术研究和软件开发几乎陷于停滞。

    第三项,效能后评价技术,包括对策划和实施两个环节的评价。策划环节评价是对“运销计划”、“运行方案”合理性的评价。实施环节的评价是对调度员操作准确性、自动化与通讯系统可靠性的评价。后评价就是“PDCA管理循环”中C—“检查、分析评价”这个环节,它将指引A—“处理、改进”的方向。

    中国石油大学、西南石油大学、康吉森自动化公司曾联合开展“管道能耗水平分析评价标准研究”,2009年国内第一套能效评价系统在中石油北京油气调控中心上线运行。2015年北明软件集团和石化盈科联合开发的另一套能效评价软件,随中石化智能管线项目在油气储运公司徐州调控中心部署。

    虽然后评价技术在国内乃至国际尚未成熟,但国内相关理论和实践已有相当的积累,未来的发展应该是在国家能源局和国家管网公司的层面继续推进。

    第四项,逻辑控制。工业控制系统是“PDCA管理循环”中D—“实施”这个环节的主体。管道控制系统一般采用SCADA分布式或DCS集散式解决方案。无论哪种工控系统,都由上位机系统、通信系统、下位机系统、执行机构四部分组成。近年来以康吉森自动化公司燃气轮机控制系统为代表的下位机系统的技术研发也有所突破,但最核心的上位机系统和执行机构技术发展滞后,国产化问题亟待解决。

    上位机方面,全国一百多条管道全部使用进口的上位机系统,主要品牌为:泰尔文特(法国)、西技莱克(法国)、霍尼韦尔(美国)和ABB(瑞士)。在管道控制系统上位机领域,虽然我国初步开展了以实时数据库为主的国产化研究,但在核心层面的操作系统和逻辑控制设计领域还基本是空白。而“逻辑控制”是管道控制系统中最为关键的专业技术。

    举例而言,如需通过兰成渝成品油管道从兰州把20万吨汽油输送到成都,并把10万吨柴油输送到重庆。那么时间、压力、流量等参数都已在“运行方案”里明确,接下来需要管道沿线的上百个阀门、几十台输油泵科学调整开度和转速,来完成输油任务。没有“逻辑控制”我们的调度员就只能一边看着现场传回来的压力、流量数据,一边远程遥控这上百台设备。

    有了“逻辑控制”,调度员就只需在上位机上下几条指令,剩下的关于如何调整上百台设备的运行参数的问题,就交给计算机去自动完成。“逻辑控制”是控制系统效率与安全的核心,而应用领域窄、与实践结合强是其主要特点。工控系统方面,下一步的攻关重点可能是逻辑控制技术的国产化和个性化,未来国家管网公司很可能是解决这一关键问题的主体。

    第五项,“执行机构”技术。我国在执行机构方面的相关技术发展滞后,国产化问题亟待解决。目前油气管道主要使用的是霍尼韦尔、ABB、西门子、施奈德等国外品牌的产品。2018年大口径阀门实现国产化,并于2019年成功应用于中俄东线天然气管道项目。但是与阀门配套的执行机构仍需采购进口的。经国内厂商集成后的阀门价值三百多万元,但其中有一半的成本得用于购买进口执行机构。

    第六项,变频技术。以电动机为动力源的输油泵机组或天然气压缩机机组,需要借助变频器或软启动柜,通过调整转速来实现流量和压力的调整。我们可以将“变频器”看作是管道的“无级变速器”。“大功率变频”技术是管道领域的核心技术之一,它分为电流式和电压式两类,无论哪种我们都没有实现大规模国产化。十年前,清华大学和西电集团联合研发了电流式大功率变频器并作了电压式变频器的初级研究,但由于缺少工业实践环境至今未能完成定型量产。

    第七项,燃气轮机控制技术。燃气轮机是压缩机的动力源,是输气管道的心脏。管道用的燃气轮机与航空涡喷发动机主体相同,但控制系统差异很大。近年来我国依托央企中国航空发动机集团已经实现部分型号航空发动机的国产化。同期其子公司中航动控完成了航空发动机控制系统的研发。但是,管道用燃气轮机的控制系统目前仅有民营康吉森自动化在研发相应控制系统,由于资金和工业实践环境问题至今未能完成。

    第八项,数据采集技术。数据采集是由计量传感器和下位机共同构成的系统完成的,因此它的性能不仅与传感器有关,更与系统设计有关。采集的精度和时效关系到实时监测的水平,数据采集是“PDCA管理循环”中C—“检查”环节的“眼睛”,制约着后续处理、再策划、再实施等环节的工作质量,决定资源配置的精准度。在这方面,中石油率先开展了一些工作。八年前就出台了管道设计标准《CDP-G-GUP-IS-046-2012-1能耗数据采集技术规定》,但管道集中调控后上述标准恐怕就不够用了。如果要进一步提高资源配置效率,采集标准就必须提高,必须应用更好的数据采集技术。

    第九项,工控网安全技术。国家管网公司管理的管道超过13万公里,每年输送价值5万亿人民币的石油和天然气,这一庞大的油气储运网络是通过集中的工控系统来完成监测和控制的。工控安全问题集中在通信协议和芯片。管网通信的主路由是随管网一同铺设的光纤,原则上只传输工控系统数据,采取所谓“物理隔离”。但是备用路由是公共光纤DDN和卫星微波通信,这两种备用通信方式没有做到“物理隔离”。常用的IEC61850和IEC104通信协议为明文传输,控制信号易被截取或篡改,是工控系统被“渗透”、“入侵”高风险区。

    另外,上位机系统服务器的CPU、GPU芯片以及通信交换机的芯片均为国外生产,又多与办公局域网服务器有数据接口,虽然可通过程序设定“只读不写”但这并不是芯片级“硬防护”也很容易出现安全漏洞。2017年我国另一领域大型能源企业因服务器是双网卡配置,分别连接生产网和管理网,且并没有任何防护设施,结果导致感染勒索病毒,并波及到生产网对整个企业造成了一定的经济损失。油气管网的工控网络安全关系到我国管网设施和油气资源的安全,相关技术也必须进一步加强。



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  • 2020.05.26