胜利油田有近40条重要的联合站外输送管道，全长1000多公里。管道在油田生产中的作用不言而喻，可以说是油田的生命线。因此，管道的数字化建设也是数字油田建设的重要组成部分。数字管道实际上是基于互联网的信息管道。数字管道根据地理坐标整理管道的所有信息，包括管道本身的静态信息和运行动态信息，然后形成管道的信息集。这样，生产管理人员就可以快速、完整地掌握管道中任何一点的全方位信息，从而实现信息就在手中。当然，管道数字化不是目的，而是实现安全、经济、高效运输目标的重要手段。1、数字管道的基本概念数字管道有两个核心思想：一个是通过网络，无论时间和地点，另一个是高水平的软件，最大限度地利用信息资源，获取高质量的信息来指导生产。具体来说，数字管道由数据采集和控制(SCADA)系统、泄漏检测系统、管道地理信息GIS系统、防腐层检测评价、数学模拟模型、优化操作软件集成，覆盖企业操作控制层、管理层和决策层，充分利用信息技术，实现生产管理在线共享、业务处理自动化、数据共享信息，创造最大的经济效益。1、SCADA系统数据采集与控制系统（Supervisor Control And Data Acquisition，简称SCADA ）即基于计算机、通信和控制技术开发的监控和数据采集系统，是数字管道的基础，目的是实现站库和管道运行过程参数的自动采集和控制，实现炉泵联锁和水击保护控制，确保安全生产。数字管道收集的工艺参数应包括：压力、温度、流量、原油含水量、密度、输油泵进出口压力、温度、阀门状态、输油泵电机电源参数（包括三相电流、三相电压、电源、有功功率、无功功率），软件应实时提供两种信息：一是完整性，即是否有泄漏，给出泄漏点的位置；二是输油管道的经济运行状况，如输油单耗、输油效率等。①、硬件SCADA总结系统的硬件组成有四种形式：PC 板卡、PLC、DCS及RTU。在功能方面，这四种模式都有能力完成数据采集和控制，但它们有不同的应用范围。DCS适用于炼油厂、化工厂等大型生产装置，DCS软件独立，运行稳定可靠，缺点是价格昂贵，扩展麻烦。PLC适用于控制，规模可大可小。远程终端单元（RTU）适用于小型局部场合，具有计算和数据存储能力强的优点。例如，用于输气管道进出口的流量采集和天然气测量RTU产品具有明显甚至不可替代的优势，RTU产品可实现SY/N 6143计量标准嵌入式应用大大提高了可计量程序运行的可靠性和实时性；流量积累等重要数据RTU内部备份，而不仅仅是传统的计算机。即使计算机和通信设备出现故障，数据仍然可以恢复，大大提高了数据存储的安全性。从未来发展的角度来看，大规模DCS日益消亡，而小而灵活RTU则前景广阔。而且，PLC、DCS及RTU有日益融合的趋势，即使是硬件上也没有区别，只是应用场合不同。SCADA系统由控制中心主机和各站远程控制终端组成（RTU）高性能通信系统构成了相当于两级的分布式控制系统。控制中心的计算机通过数据传输系统对设在各泵站、计量站或远控阀室的RTU定期查询，连续收集各站的操作数据和状态信息，并向RTU发出操作和调整设定值的指令，实现对整个管道的统一监控、控制和调度管理。各站控制系统RTU或可编程控制器（PLC）连接到现场传感器、变送器、执行器或泵机组和加热炉的工业控制机，具有扫描、信息预处理和监控功能，一旦与中央计算机通信中断，可独立工作。站着可以无人值守。②、软件现代SCADA归根结底，系统的成功是软件的成功，软件是系统的核心和灵魂。现代SCADA该系统是基于数据库的一系列应用软件的组合。其主要功能有：系统模拟图实时监控、沿线各站库生产运行数据实时监控、历史数据曲线、超限运行时间统计等。国外有很多这样的软件Pai、Infiplus、PHD、FIX等等，国内有三维力控、组态王MCGS等。2、检漏系统泄漏是管道运行的主要故障之一（穿孔、压缩和灌肠是管道的三大事故）。特别是近年来，由于分子打孔盗油犯罪猖獗，泄漏检测系统逐渐成为管道的重要组成部分。胜利油田90%以上的重要输油管道都安装了泄漏检测系统。1)技术原理在技术原理上，主要是体积平衡法、压力点分析法及其结合。①、流量平衡法：当发生泄漏时，管道的输入输出端必然会出现流量差，管道是否有泄漏取决于管道两端的流量平衡。因此，这是一种基本的泄漏检测方法，简单、直观，但需要在每个站的出入口管道上安装流量计。大口径流量计不仅会增加管道内的压力损失，还会增加维护工作量；该方法的缺点是无法确定泄漏点的位置。②、压力点分析：当管道突然泄漏时，会产生瞬态压力突降，形成负压波。波以一定速度从泄漏点传播到两端。几次后，它分别传输到上下游和上下游。压力传感器可以捕捉到特定的瞬态压降波形进行泄漏检测。泄漏点可根据上下游压力传感器接收压力信号的时差和负压波的传输速度确定。相关分析法、小波变换法和时间序列分析法是基于负压波间序列分析。二、硬件平台检漏系统对硬件的主要要求是采样速度，一般不低于每秒10次。目前检漏系统的硬件平台主要有两种，一种是工控机＋数据采集卡方式＋局域网通讯方式，目前大多数系统采用此模式；其次是研华ADAM海洋开发公司海二、海三、海五-海四输油管网检漏系统等5510数据采集模块+广播通信模式。3）、软件泄漏检测系统已在国外应用近20年，相当成熟。美国等发达国家甚至立法要求所有输油管道和其他危险品管道必须安装泄漏检测系统。英国有代表性的软件ESI公司、英国ATOMS 检漏系统，美国LeakNET等。检漏系统使用的平台包括LabViIEW、VB、VC、DelPHI以及组态软件等LabViIEW大部分集输信息中心和天大多采用LabViIEW。应该说，除了组态软件不适合网络数据传输缓慢外，其他软件平台也可以满足需求。然而，由于数据处理方法和定位算法的不同，系统自动报警市场上软件之间的差距很大。泄漏检测系统的难度主要在于如何有效消除车站干扰，减少误报，实现这一目的，主要依靠准确定位，因为误报的主要来源是车站操作，应设置在车站操作报告在线，导致误报，特别是无明显拐点变频控制压力波动定位计算。集输信息中心所研究的检漏系统应用了小波与相关相结合的数据处理定位方法，有机地将小波跟相关定位方法结合起来，首先用小波消除噪声，再用相关实现自动定位，大大提高了灵敏度和定位精度，特别适合于没有明显拐点的压力波定位计算。3.地理信息系统（GIS）管道地理信息是指管道的地理位置。管道集输的特点是点多、线长、面广、地形复杂，涉及的数据信息种类繁多。因此，空间管理是北天生产运行和设备维护的重要组成部分GIS实现可视化空间管理ARCINFO、MAPINFO以软件为代表的地理信息系统。GIS天然气管道集输在国外的应用越来越广泛，其集输管道的网络特性十分明显，要高效地维护整个管网，GIS其作用尤为突出。GIS通过整合管道及设备周围的地理信息、管道及设备本身的空间信息及其图形信息、维护信息、监控信息等信息，并将管道及设备的运行状态与地理空间相结合，为生产、管道检查、设备维护、安全管理提供支持。4.管道防腐层的检测和评价防腐层状态检测应是防腐层检测技术与地理信息系统的结合。通过对埋地管道外的防腐检测和评价，可以实现以下目标：（1）确定管道的具体方向和埋深。(2)对心敷管道防腐施工质量进行等级划分和定量评价。(3)对于在役管道，可定位整条管道的防腐层损坏点，确定其面积，确定整条管道的防腐层绝缘性能。(4)评估管道阴极保护系统的效果。(5)建立完整的管道防腐层和阴极保护检测数据，为生产管理提供正确有效的科学决策依据。近年来，胜利油田加强了对埋地金属管道的检测和评价，取得了良好的效果。PCM管道电流测绘系统先后在海四联~孤岛电厂输油管道、临盘第一站~临济第一站输油管道、海一站~海二站外输油管道、海四联~孤岛三联输油管道等多条埋地管道进行了测试。GDFFW计算保护层数据处理软件，得到各管段保护层的绝缘电阻，并依据标准SY/T《埋地钢管沥青防腐层大修技术规定》对保护层质量进行了相应的评价。PCM管道电流测绘系统主要由发射机、接收机组成，GDFFW由数据处理软件和相应的保护层配件组成。该系统具有多频发射信号、无开挖、埋深检测等特点，能准确定位埋地金属管道的方向、外保护层损坏点和异常搭接部位；保护层的绝缘电阻可分段计算，评价保护层的老化情况；轻、快、耐用，非常适合埋地管道的检测和评价。5.建立和优化模拟模型的运行管道数学仿真模型和优化操作软件的应用是管道数字化的先进阶段。工程技术人员在生产中经常遇到以下问题：如何利用现有管道提高输送流量？当气体需求增加时，如何快速响应？如果管道破裂，会发生什么？因此，工程技术人员需要一个严格的管道流体流动模型和一个、易于使用的软件工具，可以定义问题并进行实例研究，以满足生产管理的需要。国外对输油管道模型研究较早，英国成功案例ESI公司的PIPELINE STUDIO。PIPELINE STUDIO它是一种通用的离线模拟工具，是调度员必备的分析工具，可以离线模拟所有管道设备，如供气、输气、管段、阀门、压缩机、调节器等，PIPELINE STUDIO适用于两种类型的研究，模拟各种管道配置的正常运行，决定最有效的运行模式，最有效的补救措施是通过模拟泄漏或设备故障等事件引起的瞬态措施，分析管道输送能力，模拟管道水击，进行经济评价和比较。丹麦L1C公司实时管道模拟软件PSS用于陕京线。管道模拟软件包括实时模型、培训模型和离线模型。优化输气管道运行调度和实时操作的在线实时模型，具有以下10种功能：①计算不在监测位置的压力、温度、密度和流量的过程变量；②计算压力、温度、流量、密度剖面和储气量；③预测供气输气状态和未来设备状态的变化，预测供气和管道运行状态；④预测管道中气量残存时间，优化后续操作；⑤批量跟踪和控制；⑥根据天气变化和用户需要预测供气量；⑦自动调整管道模型，提高测量和管道运行的操作性能；⑧检测仪器精度的下降和漂移；⑨压差检测；⑩管道泄漏检测。SCADA该系统保证了管道的安全稳定运行，为管道的调度管理和优化提供了科学的指导。所谓优化运行，是在管道内外条件给定的前提下，通过调整炉泵设备运行方案，合理分配生产工艺参数，最大限度地提高管道的技术经济指标，实现节能降耗。20多年前，我国开始研究输油管道优化，在优化理论、模型、算法、软件等方面取得了实际成果。胜利油田东辛线、东北输油局秦京输油管道研究应用了石油大学等单位的相关成果。软件HOPOPT用于秦京线，在试验条件下可降低管道能耗2.5%。二、国外现状及其在胜利油田的现状国外对于管道自动化的研究，从1931年开始到1951年初具规模，目前已有成熟的SCADA系统硬件及软件，普遍采用了先进的自动化数据采集与控制技术，对生产工艺过程的实时监控已成为惯例，实现全线集中控制。如美国阿拉斯加原油管道在1974年4月开始动工，1977年6月20日竣工。管道全长1288km，管径1220mm，最高设计压力8.2MPa，最大流量33.96×104m3/d，年输原油超过1亿吨，管道共设有12个站，总投资约80亿美元。通信方式以微波通信为主，卫星通信备用。阿拉斯加原油管道建设了SCADA数据采集和控制系统，软件包括数据采集及控制软件、报警显示、水力模型、泄漏检测、历史报告、仿真培训等系统。我国长输管道80年代中期以来发展突飞猛进，在铁大线、东黄复线上安装了从美国Rexnord公司引进的SCADA系统。此后，新建的长输管道大多配备了我国或引进的SCADA系统。库鄯输油管道西起库尔勒，东到鄯善末站，全场476km, 管径610mm, 年输量500～1000万吨，1997年6月30日建成投产。该管道实现了高度自动化，被誉为我国第一条具有90年代国际先进水平的现代化输油管道。 西气东输管道则是我国最先进的数字化输气管道，信息系统由信息、SCADA和电子商务三大系统组成。以计算机为核心的监控和数据采集SCADA系统，实现全线的集中数据采集、监控与调度管理。按有人值守、无人操作的原则进行设计，实现对全线管道输送工艺过程的数据采集、监控、操作预测、优化运行及调度管理。控制系统方案拟采用分散型控制系统，实现控制中心远控，站控制室自动／手动控制，设备、子系统的就地控制等三级控制；各站场紧急停车系统、可燃气体检测及火灾报警系统独立设置。控制系统拟采用高级应用软件，包括实时模拟软件、预测决策软件、泄漏检测定位软件、负荷预测软件、储气调峰分析软件、培训及工程研究软件、天然气商业运营管理系统软件、优化运行软件等。根据实际需要，还将配置地理信息管理系统软件、管道运行效率分析软件等，使西气东输管道的运行管理达到当今世界先进的电子管道水平。在设计中就采用了采用具有国际先进水平的管道瞬态模拟分析软件，建立了西气东输管道稳态和动态模型，对整个管道系统进行模拟分析。为确定管径、压力和压气站布置方案，设计人员对不同输送压力、压比系统进行了模拟计算，对工艺系统进行优化，使系统配置压比由1.25优化为1.45，压缩机站由可研时的１８座减少到１０座，仅站场固定投资一项就节省投资１２亿元。从以上对数字化管道的定义来说，胜利油田还没有一条数字化管道，从生产设备、管理和维护手段上来讲，距国内外先进水平还有相当的差距。胜利油田在自动化方面还限于单个站库和单件自动化仪表的使用，就地控制，自动化基本上处于起步阶段。在软件应用方面，只是初步建成了地理信息系统，录入了一些管道的地理坐标和静态信息，但是对生产基本没有什么作用。输油管道检漏系统在打孔盗油破坏的逼迫下，得到了大规模的研究和推广应用，但是各系统参差不齐，还大有升级改进的必要。因此，油田的信息工作者今后还任重道远。