CN101625071B - 燃气管道泄漏检测和定位方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于地理信息(GIS)和数据采集与监控(SCADA)技术的对燃气管网泄漏自动检测和定位的方法。具体方法如以下步骤：建立燃气管网GIS系统，读取和存储管网图、管网属性数据等；由SCADA系统实时采集每段燃气管道的压力、温度、流量参数；对采集参数与储存数据比较计算；计算管道首末端处测量值和计算参数值之间的偏差，显示出现异常的管道信息；搜索极值点确定压力突变点，根据发生泄漏管段的燃气流量、温度、压力参数，通过泄漏定位公式计算泄漏点位置。本发明通过SCADA、GIS以及仿真计算，可以实现燃气管线的自动监测及定位，具有检测速度快，检测精度高，漏报率/误报率低等特点。

Description

燃气管道泄漏检测和定位方法

技术领域

本发明属于气体检测和监控技术，具体涉及一种基于地理信息和数据采集与监控系统技术的对燃气管网泄漏自动检测和定位的方法。

背景技术

随着城市燃气应用范围的扩大，天然气管线系统的铺设也趋于密集化。众所周知，天然气是一种易燃易爆气体，其储存和输送的安全性要求非常高。尤其对于长度在几百公里以上的燃气输运管道，大部分都要经过边远及条件复杂的地区，这些地区除人员稀少外，燃气管道大都是隐蔽工程，点多、线长、面广，发生泄漏事故之后难以及时发现或确定泄漏地点，可能酿成较大的事故。而一旦发生事故将会造成巨大的生命财产损失和环境污染，这是任何国家都必须面对的安全问题。如果能够及时发现官网泄漏并确定具体的泄漏地点，就能有效地避免或减轻泄漏事故所造成的危害，因此，对长距离燃气管网的泄漏自动进行检测和定位，其经济和社会效益是不言而喻的。目前国内的城市天然气管道仍然采用技术较为落后的人工巡检检漏方式，即巡检员定期携带相关的检漏仪器沿管线进行巡视，这样有可能要等到泄漏发生很长时间后才能被发现，而对于一些地形复杂的情况甚至检测不到泄漏。

SCADA系统(Supervisory Control And Data Acquisition)系统，即数据采集与监视控制系统，是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。它可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。由于各个应用领域对SCADA的要求不同，所以不同应用领域的SCADA系统发展也不完全相同。

地理信息系统(GIS，geographic information system)是随着地理科学、计算机技术、遥感技术和信息科学的发展而发展起来的一个学科。它能够把图形管理系统和数据管理系统有机的结合起来，从而克服了数据库和图形系统各自固有的局限性，使二者的优势互补，功能更加齐全。

发明内容

本发明的目的是，提供一种对长距离燃气输运管线实时进行泄漏监测及泄漏点精确定位的方法。

数据采集与监视控制系统(Supervisory Control And Data Acquisition)以下简称SCADA；地理信息系统(Geographic Information System)以下简称GIS；全球定位系统-以下简称GPS。

燃气管道泄漏检测和定位方法的原理是，采用压力传感器用来采集在时间序列上所对应的压力信号，或者说是各个时刻的压力值；采用GPS是强化采集的各压力信号与时间脉冲信号的同步关系；采用A/D模数转换卡是将压力传感器接受到的模拟信号转换成数字信号。具体方法为：在一段燃气管道的两端设置压力传感器、GPS、Modem和下位机，通过网络传输将采集的数据传至上位机监控系统中，由SCADA系统实时采集管道中燃气的流量、压力，由GIS系统储存燃气管道的属性数据，包括管线、管长、管径、管壁厚，利用管网仿真计算进行管道的泄漏自动检测和管道泄漏点的定位。

管网仿真计算的方法是：将燃气管线按长度方向划分网格(认为管线截面方向燃气参数一致)，将管网划分成时间和长度的二维网络，通过离散网格，列取节点方程，并将输入管网的边界条件也离散成一系列的节点方程，通过相应的数值计算，对正常工况下管网的压力、温度、流量参数信息进行实时仿真计算：

$I^o=A_{\·b}^o{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b+A_{\·b}^o{C}^b{A}_b^{\·o}({\mathrm{de}}_{1o}/\mathrm{dt})+A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b$

$I^c=A_{\·b}^c{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b+A_{\·b}^c{C}^b{A}_b^{\·o}({\mathrm{de}}_{1o}/\mathrm{dt})+A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b$

$e_{2o}=B_o^{\·b}{L}_b{B}_{\·o}^b\frac{{\mathrm{dI}}^o}{\mathrm{dt}}+B_o^{\·b}{L}_b{B}_{\·c}^b\frac{{\mathrm{dI}}^c}{\mathrm{dt}}$

将式 $I^o=A_{\·b}^o{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b+A_{\·b}^o{C}^b{A}_b^{\·o}({\mathrm{de}}_{1o}/\mathrm{dt})+A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b$ 转换为：

$\frac{{\mathrm{de}}_{1o}}{\mathrm{dt}}={\left[A_{\·b}^o{C}^b{A}_b^{\·o}\right]}^{-1}[I^o-A_{\·b}^o{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b-A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b]$

式中：A_·b ^o、A_b ^·o、A_b ^·c、A_·b ^c、B_·o ^b、B_o ^·b、B_c ^·b、B_·c ^b——转换系数；

L——管道的流感，定义为管道两端引起的压力变化与流量变化率之比值，

R——管道的流阻，定义为管道压差与流量之比值，

C——管道的流容，定义为流体质量变化与引起变化的压力变化之比值，

E——协变张量，表示压力源，

e——协变张量，表示管道压降，

e_1o和e_2o表示电路断开时左右两端的管道压降，

式中上、下角标符号o和c分别表示电路断开和闭合两种情况；b表示该张量为原始张量。

通过龙格-库塔(Runge-Kutta)法对上述方程进行求解。给定管网结构，即可确定式中的转换系数A_·b ^oA_b ^·oA_b ^·cA_·b ^c和B_·o ^bB_o ^·bB_c ^·bB_·c ^b，以及与时间无关的电感系数L。动态仿真计算时的初始条件由稳态过程的计算结果确定。由得到的e_1o、I^o求得I^c，再由I^o和得到e_2o的值。根据求得的I^c，以及e_1o和e_2o的值，通过转化即可得到管道的气体流量M及压力p，详见图1。

管道的泄漏自动检测和管道泄漏点的定位，具体方法如以下步骤：

I.建立燃气管网地理信息系统，读取和存储燃气管网图、管网属性数据及空间地理数据；

II.由数据采集与监视控制系统实时采集每段燃气管道的压力、温度、流量参数信息，对于压力信息采集的频率高于1HZ；

III.对采集到的压力、温度、流量参数信息通过网络传输至上位机监控系统中，与地理信息系统预先储存的相应管网属性数据进行比较，对管网进行实时仿真计算，得到管网安全运行条件下各个管段节点处燃气的流量、压力值，并将实测值和仿真计算值进行比较；

IV.计算各管道首末端处测量值和计算参数值之间的偏差，当流量和压力的偏差大于预定的阀值，由上位机监控系统报告显示出现异常的管道信息；

V.搜索极值点确定压力突变点，用小波变换对异常管道的首末端压力信息进行分析和处理，得到首末端的压力突变点，具体为：

通过求取小波系数在各尺度下的最大、最小值，获取所对应的时间上的采样点数n₁₁和n₁₂；

n₁₁＝max(∑(WT(a，b)))

n₁₂＝min(∑(WT(a，b)))

采集的压力信号是以时间为横坐标，压力为纵坐标的曲线。n₁₁和n₁₂指的是时间上的采样点数。比如采样频率是5HZ，即每0.2秒采样一次。若n11＝250，n12＝50，则n₁₁和n₁₂之间有(250-50)0.2＝40s，就是说时间宽度是40s。WT(a，b)-指各尺度下的小波变化系数。

②搜索在n₁₁和n₁₂之间，由等效带通滤波器带宽比较大的第一个尺度分解得到高频信号尺度下的全部极值点。

③确定各管道中的压力突变点；

④找出首末端奇异点对应的时刻，计算时间差。

VI.根据发生泄漏管段的燃气流量、温度、压力参数，通过泄漏定位公式计算泄漏点位置，泄漏定位公式为：

$x=\frac{L(v-u_1)+(v-u_1)(v+u_2)\×\mathrm{\Δt}}{2v-u_1+u_2}$

x——泄漏点距异常管首段的距离，m

L——异常管长度，m

v——管道传输介质中负压波的传播速度，m/s

u₁——异常管首段到泄漏点的天然气流速，m/s

u₂——异常管首段到泄漏点的天然气流速，m/s

Δt——负压波传播到上、下游传感器的时间差，s。

对管道中燃气流速采用分段平均流速来进行计算，具体公式为：

$u_{\mathrm{cp}}=\frac{q_m\×Z_{\mathrm{cp}}\×R_M\×T_{\mathrm{cp}}}{P_{\mathrm{cp}}\×A}$

u_cp——燃气平均流速，m/s

q_m——燃气质量流量，kg/s

Z_cp——平均压缩因子，

R_M——气体参数，

T_cp——燃气平均温度，K

P_cp——燃气平均压力，Pa

A——异常管段截面积，m²。

附图说明

图1是管网仿真计算的方法流程图。

图2是本发明实施例奇异点搜索的算法流程图。

图2中d₁指的是等效带通滤波器带宽比较大的第一尺度分解得到的高频信号；db₁指得是Daubechies母小波函数。

具体实施方式

以下结合燃气管网泄漏自动检测和定位的实施例，对本发明做进一步的说明。

本实施例以天津市长度为62.1公里管线中的一段，即永清(首站)至王庆陀(末站)之间36.2km长的一段燃气管路进行泄漏定位分析。

I.利用燃气管网GIS系统，读取和存储燃气管网图、管网属性数据及空间地理数据。

II.由SCADA系统实时采集每段燃气管道的压力、温度、流量参数信息，压力信息采集的频率为5HZ。

III.对管网进行实时仿真计算，得到管网安全运行条件下各个管段节点处各个时刻燃气的流量、压力值。上位机监控系统于某日下午2:05检测到首站流量为2.42kg/s，压力为1.428MPa，末站流量为1.85kg/s，压力为1.283MPa。而根据管网仿真软件计算结果显示，首站流量为2.43kg/s，压力为1.454MPa，末站流量为2.35kg/s，压力为1.413MPa。

IV.设定流量阀值为5％，压力阀值为5％，末端流量相对偏差为：

$\frac{2.35-1.85}{2.35}\×100\%=21.3\%>5\%$

末端压力相对偏差为：

$\frac{1.413-1.283}{1.413}\×100\%=9.2\%>5\%$

流量压力均偏差大于预定的阀值，主监控室报警有异常情况，由上位机监控系统报告显示永清(首站)至王庆陀(末站)的燃气管路异常。

V.搜索极值点确定压力突变点，用小波变换对异常管道的首末端压力信息进行分析和处理，得到首末端的压力突变点，具体为：

①通过求取小波系数在各尺度下的最大、最小值获取它们对应的n₁₁，n₁₂；

通过计算首站的n₁₁、n₁₂分别为

n₁₁＝max(∑(WT(a，b)))＝1762

n₁₂＝min(∑(WT(a，b)))＝1739

末站的n₁₁、n₁₂分别为

n₁₁＝max(∑(WT(a，b)))＝1605

n₁₂＝min(∑(WT(a，b)))＝1563

②找出首末站在n₁₁、n₁₂之间，在等效带通滤波器带宽比较大的第一个尺度分解所得到的高频信号尺度下的全部极值点；

结果表明：首站的所有极值点分别为n₁＝1762，n₂＝1754，n₃＝1750，n₄＝1739，末站的所有极值点分别为n₁＝1605，n₂＝1580，n₃＝1574，n₄＝1563。

③确定各管道中的压力突变点；

根据压力突变点在小波变化各尺度下的系数应该保持不变，而伪突变点的小波变换系数随尺度的增加迅速衰减的特性，对首末站所有极值点逐一进行分析，得到首末站的压力突变点分别为n₃和n₂。

④找出首末端奇异点对应的时刻，计算时间差；

由于泄漏会使异常管段产生一个瞬时的压力突变，在压力信号中表现为压力突然下降。但由于实际燃气管道存在工业噪声以及泵的起停等因素的干扰，这些干扰也会对压力信号产生很大影响，因此采用小波变换对异常管道的首末站压力信号进行分析和处理，从而得到实际的压力突变点。

通过计算得到首末站检测到负压波的采样数分别为1750和1580，则首末站检测到负压波时间差为Δt＝(1750-1580)×0.2＝34s。每0.2秒采样一次。

VI.根据发生泄漏管段的燃气流量、温度、压力参数，通过泄漏定位公式计算泄漏点位置：

$x=\frac{L(v-u_1)+(v-u_1)(v+u_2)\×\mathrm{\Δt}}{2v-u_1+u_2}$

由SCADA系统采集的数据和GIS系统储存的管道属性信息显示，L＝62.1km，v＝320m/s，u₁＝7.62m/s，u₂＝7.53m/s，将以上数据全部代入泄漏定位公式进行计算：

$x=\frac{L(v-u_1)+(v-u_1)(v+u_2)\×\mathrm{\Δt}}{2v-u_1+u_2}=35751m$

即泄漏点距首站35.751km，绝对误差为36.20-35.751＝449m，相对误差为1.2％。

本发明的特点及有益效果是，通过软件系统如SCADA、GIS、管网仿真计算等与硬件设施的的配合，可以实现燃气管线的自动监测及定位功能，完成泄漏的快速检测和报警，迅速发现燃气泄漏位置，减少由泄漏引起的损失。具有检测速度快，检测精度高，漏报率/误报率低等优点。同时本发明也可用于供油、供水等管道，具有较大的经济效益和深远的社会效益。

Claims (2)

1.燃气管道泄漏检测和定位方法，其特征是在一段燃气管道的两端设置压力传感器、全球定位系统、A/D模数转换卡和下位机，通过网络传输将采集的数据传至上位机监控系统中，由数据采集与监视控制系统实时采集管道中燃气的压力、温度和流量参数信息，由地理信息系统储存燃气管道的属性数据，包括管线、管长、管径、管壁厚，通过管网仿真计算进行管道的泄漏自动检测和管道泄漏点的定位，具体方法如以下步骤：

I.建立燃气管网地理信息系统，读取和存储燃气管网图、管网属性数据及空间地理数据；

II.由数据采集与监视控制系统实时采集每段燃气管道的压力、温度、流量参数信息，对于压力信息采集的频率高于1HZ；

III.对采集到的压力、温度、流量参数信息通过网络传输至上位机监控系统中，由地理信息系统读取预先储存的相应管网属性数据，对管网进行实时仿真计算：将燃气管线按长度方向划分网格，将管网划分成时间和长度的二维网络，通过离散网格，列取节点方程，并将输入管网的边界条件也离散成一系列的节点方程，通过相应的数值计算，对正常工况下管网的压力、温度、流量参数信息进行实时仿真计算：

$I^o=A_{\·b}^o{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b+A_{\·b}^o{C}^b{A}_b^{\·o}({\mathrm{de}}_{1o}/\mathrm{dt})+A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b$

$I^c=A_{\·b}^c{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b+A_{\·b}^c{C}^b{A}_b^{\·o}({\mathrm{de}}_{1o}/\mathrm{dt})+A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b$

$e_{2o}=B_o^{\·b}{L}_b{B}_{\·o}^b\frac{{\mathrm{dI}}^o}{\mathrm{dt}}+B_o^{\·b}{L}_b{B}_{\·c}^b\frac{{\mathrm{dI}}^c}{\mathrm{dt}}$

将式 $I^o=A_{\·b}^o{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b+A_{\·b}^o{C}^b{A}_b^{\·o}({\mathrm{de}}_{1o}/\mathrm{dt})+A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b$ 转换为：

$\frac{{\mathrm{de}}_{1o}}{\mathrm{dt}}={\left[A_{\·b}^o{C}^b{A}_b^{\·o}\right]}^{-1}[I^o-A_{\·b}^o{A}_b^{\·o}(B_o^{\·b}{E}_b+e_{1o})/R^b-A_{\·b}^o{A}_b^{\·c}{B}_c^{\·b}{E}_b/R^b]$

式中：

——转换系数；

L——管道的流感，定义为管道两端引起的压力变化与流量变化率之比值，

R——管道的流阻，定义为管道压差与流量之比值，

C——管道的流容，定义为流体质量变化与引起变化的压力变化之比值，

E——协变张量，表示压力源，

e——协变张量，表示管道压降，

e_1o和e_2o表示电路断开时左右两端的管道压降，

式中上、下角标符号o和c分别表示电路断开和闭合两种情况；b表示该张量为原始张量，根据求得的I^c，以及e_1o和e_2o的值，得到管网安全运行条件下各个管段节点处燃气的压力、温度、流量值，并将实测值和仿真计算值进行比较；

IV.计算各管道首末端处实测值和仿真计算值之间的偏差，当流量和压力的偏差大于预定的阀值，由上位机监控系统报告显示出现异常的管道信息；

V.搜索极值点确定压力突变点，用小波变换对异常管道的首末端压力信息进行分析和处理，得到首末端的压力突变点，具体为：

①通过求取小波系数在各尺度下的最大、最小值，获取所对应的时间上的频数n₁₁和n₁₂；

n₁₁＝max(∑(WT(a，b)))

n₁₂＝min(∑(WT(a，b)))

WT(a，b)——各尺度下的小波变化系数；

②搜索在n₁₁和n₁₂之间，由等效带通滤波器带宽比较大的第一个尺度分解得到高频信号尺度下的全部极值点；

③确定各管道中的压力突变点；

④找出首末端压力突变点对应的时刻，计算负压波传播到上、下游传感器的时间差Δt；

VI.根据发生泄漏管段的燃气压力、温度、流量参数，通过泄漏定位公式计算泄漏点位置，泄漏定位公式为：

$x=\frac{L(v-u_1)+(v-u_1)(v+u_2)\×\mathrm{\Δt}}{2v-u_1+u_2}$

x——泄漏点距异常管首段的距离，m

L——异常管长度，m

v——管道传输介质中负压波的传播速度，m/s

u₁——异常管首段到泄漏点的天然气流速，m/s

u₂——异常管尾段到泄漏点的天然气流速，m/s

Δt——负压波传播到上、下游传感器的时间差，s。

2.根据权利要求1所述的燃气管道泄漏检测和定位方法，其特征是对管道中燃气流速采用分段平均流速来进行计算，具体公式为：

$u_{\mathrm{cp}}=\frac{q_m\×Z_{\mathrm{cp}}\×R_M\×T_{\mathrm{cp}}}{P_{\mathrm{cp}}\×A}$

u_cp——燃气平均流速，m/s

q_m——燃气质量流量，kg/s

Z_cp——平均压缩因子，

R_M——气体参数，

T_cp——燃气平均温度，K

P_cp——燃气平均压力，Pa

A——异常管段截面积，m²。