OTDR型分布式光纤传感器在油气管道监测中的应用.pdf

2015 年 第 3 期Pipeline Technique and Equipment 2015 No． 3 收稿日期2014-08-24 收修改稿日期2014-12-16 OTDR 型分布式光纤传感器在油气管道监测中的应用 涂勤昌,韦 波,张真毅,史训兵 浙江中欣动力测控技术有限公司,浙江宁波 315010 摘要布里渊光时域分析仪 BOTDA 和分布式声音传感器 DAS 是 2 种测量距离可达 50100 km 的 先进 OTDR 型分布式光纤传感器,文中详细分析了它们的测量原理和技术优势,阐述了这 2 种传感器 在油气管道泄漏、第三方破坏以及管道周边地质灾害在线监测应用的设计方案,并介绍了国内外成功 应用案例。 分析及应用案例表明BOTDA 和 DAS 可实现油气管线多参量分布式测量和多事件准确定 位,将有效保障长输油气管道的运营安全。 关键词分布式光纤传感;BOTDA;DAS;油气管道;在线监测 中图分类号TP212 文献标识码 A 文章编号1004-9614201503-0028-04 OTDR-type Distributed Optical Fiber Sensors and Application of Oil and Gas Pipelines Online Monitoring TU Qin-chang, WEI Bo, ZHANG Zhen-yi, SHI Xun-bing Zhejiang Sinobloom Controls Co., Ltd., Ningbo 315010, China Abstract Brillouin optical time domain analyzer BOTDA and distributed acoustic sensors DAS are two kinds of advanced OTDR-type distributed optical fiber sensors,which can achieve 50 to 100 kilometers measuring distance. The measuring principle and technical advantages of these two sensors were given. The application of oil and gas pipelines online leakage,the third-party damage and geological disasters monitoring based on the sensors as well as the successful application cases at home and aborad were desribed. The analysis and cases indicate that BOTDA and DAS can obtain multi-parameter measurements and multi-event positioning,thus ensuring long-distance oil and gas pipelines safe. Key wordsdistributed fiber sensing; BOTDA; DAS; oil and gas pipeline; online monitoring 0 引言 油气管道距离长,且多埋藏于地下,地质环境复 杂。 油气管道长期服役后会因腐蚀、地形沉降、管材 及施工质量、机械施工破坏等原因发生失效事故[1-3]。 由于油气管道都是高压运行,输送介质易燃、易爆,一 旦发生事故极易造成重大损失,因此油气管道的安全 在线监测很重要。 早期,油气管道的安全监测主要以人工巡护为 主。 随后,油气管道工程逐步采用在线监测技术,主 要以泄漏监测和打孔监测为主,采用的方法主要有质 量平衡法、负压波法、音波法、应力波法和瞬态模型法 等[1-3]。 近些年,以 Mach-Zehnder、Sagnac 干涉仪为代 表的分布式光纤振动传感技术应用于油气管道工程, 它直接利用与管道同沟敷设的通信光缆作为传感器, 测量距离长、本质安全,可以实现挖掘、机械施工等事 件预警,并精确定位,技术优势显著。 但受测量原理 所限,Mach-Zehnder、Sagnac 干涉仪仅可实现单一振 动事件的定位,对管道沿线多个振动事件无法定位。 因此,研究新型分布式光纤传感技术,实现多参量测 量和多事件准确定位,对提升长输油气管道安全监测 水平具有实际意义。 1 OTDR 型分布式光纤传感器测量原理 OTDR 型分布式光纤传感技术是 20 世纪 90 年代 末逐步发展起来的一种新型传感技术,它利用光纤背 向散射效应瑞利、布里渊、拉曼散射实现光纤沿线 的物理参量测量,并利用光时域反射 OTDR 技术实现 事件位置定位,具备多事件同时定位功能。 基于拉曼 散射的分布式光纤测温技术 DTS 已在国内外广泛应 用,其测量距离一般小于 10 km,不适合长输油气管道 应用。 本文主要介绍可实现50100 km 检测的 OTDR 型分布式光纤传感技术布里渊光时域分析仪 BOTDA 和分布式声音传感器 DAS。 1.1 布里渊光时域分析仪 BOTDA 测量原理 布里渊光时域分析仪 BOTDA 是基于受激布里渊 第 3 期涂勤昌等OTDR 型分布式光纤传感器在油气管道监测中的应用29 散射效应的分布式光纤传感器。 布里渊散射是光波 和声波在光纤中传播时相互作用而产生的,布里渊频 移 νB与波长 λ、 声速 vA和折射率 n 的关系式如 下[4-6] νB 2nvA λ 1 当环境温度变化或光纤产生形变时,光纤中声速 和光的折射率都会随之变化,从而使布里渊频移发生 变化。 根据文献[4-5],布里渊频移与温度、应变成线 性关系 ΔυB C εΔεCTΔTR 2 式中ΔυB为布里渊频移变化量,MHz;Δε 为光纤轴向 应变,με;ΔTR为光纤温度,℃;Cε和 CT分别为布里渊 散射频移的应变和温度系数。 对于普通的单模光纤,温度系数 CT约为 1． 1 MHz/ ℃,应变系数 Cε约为 0． 048 3 MHz/ με。 BOTDA 系统需要的 2 个窄线宽的激光光源,分别 为泵浦光源脉冲光信号和探测光源连续光信号, 这 2 个光源发出的激光在光纤中反向传输,在光纤的 脉冲光源端测量探测光信号,其结构如图 1 所示。 泵 浦光和探测光分别从光纤的两端注入,当泵浦光与探 测光的频率差与光纤中某个区间的布里渊频移相等 时,该区域就会发生受激布里渊放大效应,两束光之 间发生能量转移。 通过扫描探测光频率,可获得光纤 任一点的布里渊频谱,从而得到分布式应变和温度测 量值。 目前,BOTDA 系统最大测量距离可达 100 km, 测量精度1 ℃ /20 με,空间分辨率 310 m,定位精度 小于 2 m。 图 1 BOTDA 测量原理 1.2 分布式声音传感器 DAS 测量原理 分布式声音传感器 DAS 是基于相干瑞利散射的 分布式光纤传感器。 它利用光纤对声音振动敏感 的特性,当外界振动作用于传感光纤上时,由于弹光 效应,光纤的折射率、长度将产生微小变化,从而导致 光纤内传输信号的相位变化,使得光强发生变化。 声波导致的相位变化很小,因此 DAS 系统通常采 用高相干的脉冲光源,脉冲宽度区域内瑞利散射信号 之间会发生干涉,当外界振动导致相位发生变化时会 使得该点的相干瑞利散射信号强度发生变化,通过检 测振动前后的瑞利散射光信号的强度变化差分信 号,即可实现振动事件的探测,并精确定位,其原理 如图 2 所示[7]。 与 Mach-Zehnder、Sagnac 干涉仪相 比,DAS 系统仅需一芯单模光纤,最大测量距离可达 50 km,定位精度20 m 以内,并且可实现多事件同时 探测与定位。 图 2 DAS 测量原理 2 分布式光纤传感油气管道综合在线监测系统设计 BOTDA 和 DAS 可实现 50 km 以上距离测量,技 术优势明显。 基于 BOTDA 和 DAS 为感测技术的分布 式光纤传感油气管道综合在线监测系统,利用与管道 同沟敷设的通信光缆作为传感器,能实时获得油气管 道沿线的温度、应变、振动等状态信息,通过历史数据 分析和特征信号提取与智能识别,实现对管道第三方 破坏、管道泄漏、管道沉降形变和地质灾害等进行事 前预警,预知事件发生的时间、地点、事件趋势等,并 准确定位。 图3 为分布式管道安全在线监测系统示意 图。 图 3 分布式管道安全在线监测系统示意图 2.1 管道泄漏在线监测 管道出现泄漏后,泄漏点附近的温度会出现变 化,并且会产生一定频率的振动信号。 利用 BOTDA 的分布式温度测量功能以及 DAS 的分布式振动监测 功能均可实现管道泄漏在线监测与定位。 对于原油 管道,需加热输送,泄漏处的温度将升高;对于天然气 管道,由于焦耳-汤姆逊效应,天然气经过泄漏孔节流 膨胀,节流膨胀过程前后的焓不变,在泄漏孔出口出 现温度下降,如图 4 所示。 此外,DAS 可实时感测高 压管道泄漏时产生的振动信号,通过提取特征信号与 智能识别,能及时报警并定位。 2.2 管道第三方破坏在线监测 管道周围出现机械挖掘、打孔盗油等破坏时,都 30 Pipeline Technique and EquipmentMay． 2015 图 4 管道泄漏对周围温度影响示意图 会产生不同频率特征的振动信号。 DAS 可分布式检 测到管道沿线各个位置的振动信号,100覆盖整个管 线。 DAS 可以获得振动事件的时间、地点、事件趋势 等信息,通过对振动波形分析和特征信号提取,并结 合专家数据库和神经网络识别算法,可确定振动事件 类型,对可能危害管道安全的动土事件、站场设施入 侵事件提前预警,保障管道运行安全。 管道第三方破 坏在线监测示意图见图 5。 图 5 管道第三方破坏在线监测示意图 2.3 管道周边地质灾害在线监测 影响管道安全运行的地质灾害主要有地壳内部 运动导致的地质灾害,包括地震、地面塌陷、沉降、地 裂缝、断裂灾害等;外部环境导致的地质灾害,包括滑 坡、泥石流与洪水冲蚀、沙埋和风蚀灾害;特殊土体所 导致的地质灾害,多为湿陷性黄土、膨胀土、盐渍土、 多年冻土发生变形引起的灾害等。 上述地质灾害对 管道的影响主要体现在管道周边环境的变化,使得挤 压力、弯曲力、剪切力等复杂的交变应力作用于管道 上,从而导致管道出现异常的形变,最终损坏管道或 者降低管道服役寿命。 通过管道外壁固定传感光缆 或者管道同沟直埋通信光缆,利用 BOTDA 可以获得 管道沿线光纤应变分布,进而推算出管道形变或者周 边土层应变分布变化信息,提前对安全隐患预警。 图 6 为管道周边地质灾害在线监测光缆安装示意图。 2.4 分布式光纤传感监测方案技术优势 基于 BOTDA 和 DAS 的分布式光纤传感油气管道 综合在线监测具有如下技术优势 1长距离分布式测量可以实时测量光纤沿线 任一点上的温度、应变、振动等分布信息,覆盖管道全 a管道外壁固定应变传感光缆 b管道同沟直埋光缆 图 6 管道周边地质灾害在线监测光缆安装示意图 线范围,无测量盲区,最大实时监测距离可达 100 km。 2多参量测量单一的温度、应变或者振动,都 无法准确评估管道状况,综合测量管道周围的温度、 应变和振动实时信息,有助于全方位、多角度监测管 道。 3多事件定位OTDR 型分布式光纤传感器具备 多振动事件探测及定位功能。 4灵敏度高系统对管道第三方破坏非常灵敏, 可检测管线周围 20 m 以内的机器挖掘、15 m 以内的 人工挖掘;另外,对高压管道微泄漏引起的微弱振动 和原油管道泄漏引起的温度变化有极高的探测灵敏 度。 5本质安全分布式光纤传感器采用光信号测 量,抗电磁干扰;管道现场无需供电,本质安全。 6寿命长单模通信光纤本身就是传感器,“传” “感”合一,并且光纤寿命可达 30 年,可以长时间实时 监测管道,后期维护成本低。 3 OTDR 型分布式光纤传感器在国内外应用案例 3.1 管道泄漏在线监测应用案例 2007 年,美国阿拉斯加 Beaufort 海上油田采用 1 台 BOTDA 设备用于监测 2 条输油管道,其中包括 8 km 长的海底输油管道。 利用海底管线束内的通信光 缆,BOTDA 设备可实时提供 14 km 管道沿线的温度分 布曲线,精确定位泄漏的位置。 BOTDA 系统可以长期 连续工作,为泄漏在线监测及预警提供良好的解决手 段[4]。 2013 年,胜利油田采用了 1 台 BOTDA 用于采油 区块内增压泵至联合站间的两条输油管线分布式温 度在线监测,以实现原油输送管道泄漏及时报警和准 确定位。 意大利利用 BOTDA 设备用于已服役 35 年的埋 第 3 期涂勤昌等OTDR 型分布式光纤传感器在油气管道监测中的应用31 地天然气管道监测温度、应变测量,其中利用温度 传感光缆成功实现一次气体泄漏预警[8]。 3.2 管道第三方破坏在线监测应用案例 英国 QinetiQ 公司、Fotech 以及 Silixa 公司已可提 供 DAS 产品,该产品在长输油气管道第三方破坏在线 监测的应用案例较多。 2009 年 11 月,东欧为了保护 100 km 石油管道不受第三方破坏的危害,利用 2 套 DAS各监控 50 km实现全线监控,曾成功预警盗油 事件[8]。 2013 年 2 月,印度石油公司 BPCL 选用 DAS 产品对 200 km 的石油管线进行实时智能监测。 3.3 管道周边地质灾害在线监测应用案例 在安第斯山脉,超过 50的管道故障是由地质灾 害引起。 秘鲁修建了一条 408 km 长跨越安第斯山的 LNG 管线,管线海拔 46 km,途经陡坡、高峰和低谷 等地质不稳定的地区,并且气候多变。 使用 BOTDA 实现 60 km 管线在线监测,其利用 2 根长距离光缆,一 根用于地质探测的应变测量,另一根用于泄漏探测的 温度测量通信光缆的一部分。 其中通信光缆贯穿 整个管道,而应变监测光缆只用于部分较危险的山 区,实现管道泄漏、地质运动全面监控[8]。 4 结束语 以 BOTDA 和 DAS 为代表的先进 OTDR 型分布式 光纤传感器,直接利用与管道同沟敷设的通信光缆或 者传感光缆作为传感器,实时获得管道沿线任意一点 的温度、应变、振动等多参量信息,实现管道第三方破 坏、管道泄漏、管道沉降形变及地质灾害等多参量测 量和多事件定位,技术优势明显,有助于全方位保障 油气管道运营安全。 参考文献 [1] 胡炎兴. 输油管线泄漏监测技术研究. 管道技术与设备, 20113 19-21. 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[8] 李苏. 油气管道监测技术发展现状. 油气储运, 2014 2 129-134. 作者简介涂勤昌1981,工程师,主要从事分布式光纤传感 技术研究及产品开发工作。 E-mailqctu2013 上接第 18 页 图 4 改进后长呼线全线沿程温降 6 结论 马惠线虽然是裸管,但是夏季管道沿线地温比长 呼线高 34 ℃,油品输送距离比较短,因而夏季可以 实现全程常温输送。 长呼线所输油品物性虽然和马 惠线相近,且是保温管道,但是夏季沿线地温较低,油 品输送距离长,因此长呼线夏季实现全程常温输送有 困难。 建议长呼线采用首站常温出站,乌审旗站加热 的运行方式,在保证运行安全的前提下,降低加热能 耗。 参考文献 [1] QSYBD 672012 长庆-呼和浩特原油管道工艺运行规 程。 [2] 黄维和.油气管道输送技术. 北京石油工业出版社, 2012242-243. [3] Q/ SY 1156.72010 原油管道工艺运行规程. [4] 杨筱蘅.输油管道设计与管理.东营中国石油大学出版 社,200677-78. [5] 李伟,张劲军.埋地含蜡原油管道停输温降规律.油气储 运,2004,2314-8. [6] SY/ T 55362004 原油管道运行规程. [7] 林永刚,于涛,李增材.长呼原油管道低输量运行分析研 究.天然气与石油,2014,32416-19. [8] 于涛,殷炳纲,林永刚,等.长呼原油管道优化运行分析. 油气储运,2014,336665-668. 作者简介陈晓艳1990,在读硕士研究生,主要从事油气管 道流动保障研究工作。 E-mail1016030270