摘要：作为五大运输行业之一的管道运输系统，以其环保、经济、快捷等优点，在国民经济中的地位越来越为突出。随着我国西部开发战略的实施，必将有大量的油气管道投入建设和运行。然而由于管道的自然寿命和人为因素等的影响，管道泄漏事故频繁发生，不仅造成大量资源的损失和环境污染，还带来了重大的人身伤亡事故。由于天然气在输送时不可能完全脱水，且多是高压下输送的，因此随着气体在管道内的流动，压力和温度的降低，可能会形成水合物，在低洼部位会积水，甚至会产生冰堵事故。同时由于管道内壁的腐蚀物以及天然气的沉积物，势必影响管道运行，所以要进行清管作业，但是也会清管球堵塞事故。压气站的设备不仅复杂，而且种类多，故障多样，如果不进行及时维修，会致使更大的故障发生。为此，研究一套输气管线的事故诊断系统，及时发现事故，确定事故地点及故障类型，以达到更高的检测灵敏度和更准确的定位精度。。
随着我国西气东输工程的不断完工，越来越多的城市输气管道工程的投入运营，长距离输气管道系统事故时有发生，其主要包括。本文以长距离输气管道系统事故诊断技术为题，在分析本文通过对长距离输气管道系统常见事故，在分析了长距离输气管道系统常见故障的基础上，提出了故障诊断技术实施的必要性，最后分析了信号采集与处理技术、远程在线诊断技术、飞行监测诊断技术以及计算机监控技术以期为我国的长距离输气管道系统故障诊断提供理论支持。
关键词：长距离输气管道，事故诊断技术，信号采集与处理、飞行检测诊断
第1章前言
近年来，随着我国西气东输的进程加快，越来越多的城市管道工程开始投入使用，给人们带来用气的便利的同时也会因为传输距离的过场而带来一系列的故障问题，因此，人们开始着重研究长距离输气管道的故障诊断技术。在实际的实践当中，很多因素都可以造成管道事故，如设因素、材料因素以及人为操作因素等，随着运输距离的增加，这些因素也会随之增加，引发的事故也会不断增多。事故的发生不仅会造成经济损失，同时气体的泄露还会对环境造成一定的污染，甚至还会威胁到相关人员的生命安全。
对于输气管道而言，气体流动的过程中最容易发生泄露事故，同时，流动的气体的温度受到压力的影响而出现波动，若温差过大，比如天然气的温度低于露点温度，轻微的则会引发积水，尤其是在深埋的管道中，严重的则会生成水合物引发管道堵塞。基于此，可以充分看出早就长距离输气管道事故诊断检测技术的重要性，其不仅能够保障运输的安全性以及可靠性，同时能够及时有效的排除故障，对保护环境、维护人身财产安全、节约能源走着重大意义。
在国内关于长距离输气管道系统事故诊断技术的研究中，高彬（2014）提出长距离输气管道的管理和维护现实来讲已经成为十分重要的课题，因其是社会基建和民生的重要环节，同时所独有的特性而为人们所关注，从风险上来讲天然气的泄漏、中毒和污染无可避免，在一定程度上必须进行合理的控制才能满足当下社会的发展需要。
王少博等（2015）提出伴随着我国石油和天然气的迅速发展.管道运输已成为继铁路、公路、水路、航空运输以后的第五大运输工具,用以输送原油、天然气为主.在常规管道运输中,管道运输是我国石油和天然气的主要的运输方式.长输管线的安全可靠性和风险性评价是一项非常重要的工作,因此发展和完善这些技术刻不容缓。
许威（2012）基于计算机技术、信号检测技术、无线电通信技术,提出了石油天然气长输管道监控智能报警系统的构建模型,对石油天然气长输管道的监控进行了有益的探讨。本文在研究大量文献的基础上，对长距离输气管道系统事故诊断技术展开综合论述。
第2章长输管道系统常见故障
2.1一般故障
一般来说，长距离输送气体时采用的是高压输送的方式，由于压力变化较大所以气体的温度也会发生波动，若因压力急剧变化而导致气体温度骤变，则会出现深埋管道处的积水，通常积水现象发生于温度降低至气体的露点温度时。由于积水的存在，导致低温处管道的冰堵现象，进而导致管道破解，气体泄露。此外，积水长时间不清除，会在管道内发生化学反应，产生有腐蚀性的物质，引发管道穿孔，后果相当严重。
2.2气压站故障
在长距离输气的过程中，气压站是故障的高发区。在气压站中，气体压缩机是最关键的设备，在长距离输气中起到了不可替代的作用。然而，由于压缩机长时间的运转，使得其承受的负荷较大，容易出现各种故障。就目前而言，还没有成熟的技术对气压站进行有效的故障监控，更不用说为设备建立完善的动态资料信息。所以，在长距离输气过程中，无法对气压站的故障做到提前预防。在这种情况下，气压站的故障率相对较高。
2.3常遇故障
长距离输气管道的敷设方式有多种，但是绝大多数还是以埋地方式为主，也有少数管道是以架空的方式敷设。埋地敷设具有很多优势，如防止地面物体以及外界的机械作用的破坏，防止寒冷气温以及自然灾害的侵害。但是，这种方式同样也存在一定的缺陷:首先，不利于管道的检测，一旦发生泄露等事故，检修比较困难；其次，由于长距离输气，且传输方式多为单向单管道，出现故障后气体传输会中断，造成巨大的经济损失；最后，发生故障处如果处理不恰当，就会造成二次故障。
2.4本章小结
通常，对于一般故障，应当在发生积水后及时进行清扫，防止进一步的反应。此外，为了预防积水现象的发生，可以定期的对沿途管道进行清扫。当然，清扫方式也应当科学、合理，若清扫不当会加剧管道的堵塞；对于气压站故障，应当采取有效的监控以及诊断措施，通常通过完善气压站故障诊断系统来达到上述目的；对于常遇故障，应当根据敷设管道的实际情况来采取相应的对策。若敷设管道所在位置为野外且距离相对较长，也需要花费大量的时间与精力去抢修。若敷设位置处于特殊地形区域，那么就会导致抢修空间较小，抢修设备无法安装等问题，这时抢修就会显得格外困难。若敷设管道位置在沙漠、湿地等易对管道造成损害的地区，则会使得抢修频率增加。因此，在这些极端恶劣的条件下，长距离输气管道检修会十分困难。因此，为了将这些损害控制在一个较低的范围内，需要对输气管道进行有效的故障诊断，这需要依靠事故诊断技术的辅助，将故障消除在萌芽阶段。
第3章长输管道事故诊断技术简介
3.1信号采集与监控技
简单讲，所谓的信号采集与监控就是通过长距离输气管道的故障特点来对故障类型进行归类，并判断故障成因。该技术的应用是以故障数据的充分采集以及归类分析为前提的，它要求运用各种灵敏的监控设备，对长距离输气管道进行实时的监控与信息采集。
3.2远程在线诊断技术
远程在线诊断技术，英文简称为CBM，主要用于长距离输气管道的在线计量与诊断。CBM能够对计量系统中的各种设备的数据以及信号实施动态记录、管理以及分析，进而实现完整的数据管控。此外，CBM能够实现计量设备工作状态的动态监督，并准备判断诊断信号，当检测到有运维需要的信号时会第一时间反馈给相关人员，从而维护计量系统的稳定性。实践证明，在长距离输气管道安装CBM后，不进能够对管道计量系统的安装以及运维起到很好的辅助作用，同时又能够将各种计量准确、及时的进行传递，从而保证了长距离输气管道的安全。
3.3飞行监测诊断技术
作为新兴的长距离输气管道故障诊断技术，飞行检测诊断技术在发达国家广受欢迎，具体而言，该技术就是以高空飞行器为检测设备载体，以长距离输气管道的敷设走势为监控线路，对敷设管道进行高空、实时监控，高空飞行器通过红外摄影设备对管道进行高精度监控，主要检测管道周围的温度变化来判断故障是否发生。
3.4计算机自动控制技术
计算机自动控制技术的运行原理体现在：将故障监测程序安装在长输管道SCADA系统内部，用来监测故障。其中主要的监测体现在数据对比监测、对比特定时间范围内管道中的燃气存量以及气流流量等两大方面。
该技术是一种智能化的事故诊断技术，其不仅能够对故障发生处进行准确的定位，同时能够对故障的严重程度进行准确判断，并及时发出报警，一般来说，检测精准度会随着监测点的数量而发生变化，数量越多，精度越高。
3.5管道监控智能报警系统
智能化监控报警系统是建立在计算机系统、监控报警系统等现代智能技术基础上的一种警报系统。主要依托于控制中心、管理处、前端场站三大模块通过采集、传输信息数据等来达到对长输管道的监控。该系统有着特殊的软硬件架构模式。
本章节主要对上述长距离输气管道系统的事故诊断技术进行了简单介绍，接下来将重点介绍信号采集与监控技术、计算机监控技术以及管道监控智能报警系统，由于篇幅有限，不能讲上述六种技术一一详细介绍。
第4章信号采集与监控技术
4.1硬件架构
4.1.1网络硬件
在数据采集与监控系统中，完善与全面的网络布局是系统功能实现的重要前提，因此，网络硬件是系统功能实现的基础。对于系统而言，工作可靠性是首要之选，这需要大量有效的网络硬件加以支持，有效的网络硬件不进能够保证系统数据采集功能的实现，而且能够增加数据采集的精度与速度。按照系统的实际情况来分，网络硬件主要包括交换机、远程调控设备、路由器服务器以及语音交换设备等，根据强求分析，网络硬件必须要具有有效性，而这一有效性是通过每一个硬件的有效性得以实现的。因此，应当对网络硬件进行定期的检测与维护，提高系统的稳定性。
4.1.2信号采集和监控设备
监控设备需要完成的任务有很多，其不仅需要对管道内气体的压力，压力的变化进行实时监控，还要对管道内气体的温度，气体的流量以及各个阀门的信号进行统计。近几年，随着事故诊断技术的进一步发展和监控要求的不断提高，可燃气体的火焰监控也被列入到监控方案仲来。对于信号采集系统而言，必须按照国家或者企业的标准来配置设备，同时设备需要通过严格的防爆认证，这是由于汽油的易爆性，因此在传输过程中，必须做好防爆措施。此外，在建设长距离输气管道时，应当将安全性放在首位，保证安全性的前提下再考虑传输效率，除了上述防爆措施外，出于安全性的考虑，还要设置雷浪涌保护器以及熔断器等，这样能够将安全隐患降至最低。信号采集和监控设备还需要与时俱进，定期更换更新仪器仪表设备以及无线设备，提高管理效率。
4.2软件架构
除了需要有效的网络硬件的支持，要想顺利的造成长距离气体传输监控，离不开软件的支持，建立软件管理系统不进能够有效的提高系统的工作效率，而且能使系统的监控能力大大提高。同时，同件的有效使用能够解放劳动力，使大部分人工劳动由自动化的软件管理系统代替，因此，软件架构在长距离输气管道信息采集与监控系统中起到了重要的作用。当然，一个重要的事情在软件架构设计时必须也要考虑在内，那就是软件的更新换代，随着软件的更新换代，越来越多的与信息采集和监控相匹配的软件会被推出，新软件具有更强大的功能与更先进的自动化技术，因此，作为软件管理系统的工作人员一定要定期更新软件，使其刚好的为信息采集及监控系统服务。
通过软件管理系统，工作人员不仅能够明确的查明所采集数据的数量，同时又能够准确的、实时的将其传输于各个监控站点之间，提高了采集与监控的智能化、便利化。数据采集与监控系统的软件部分由数据的采集、分析计算、数据的储存、人机交互实现控制功能、连锁功能等组成。通过引入各种软件，使得各个监控点的采集的数据能够实现集中管理，再加上软件分析功能，能够对采集的数据进行全面而准确的分析，并根据分析结果有效的对数据进行预测，从而使系统的数据整理效率大大的提高。实践中，系统通过软件实现数据的分析、整理、保存以及备份工作。同时还能够分阶段、分区域的将各个数据进行对比，更好的提供数据支持。
4.3典型操作界面
目前，比较流行的操作界面主要包括以下部分:
第一，现场工艺界面。能够将监控点的实时监控数据以图像的方式进行呈现；
第二，报警参数界面。能够将各个监控点的监控数据以及保护数据实时的以数据的形式对外呈现；
第三，趋势图界面。能够综合的分析各个监测点的所采集的某一数据，并对其进行对比分析，得出变化趋势，以趋势图的形式对外呈现；
第四，供电状况界面。能够以数据的方式对外呈现系统的供电状况，属于后勤
第五，报警窗口。能准确的对预设报警值进行分析，并将各个监控点的采集数据与分析值进行比对，若发现异常情况即采取报警。
第六，查询窗口。能够根据数据切点的设置情况，对过往数据进行一定时间段内的检查，主要包括上述所说的数据，输出的数据、检测数据以及报警数据等。
第5章计算机自动控制技术
5.1系统设计原则
计算机自动控制技术能够实现无人化控制，其原理是利用计算机和相关机器设备对作业过程、生产过程等进行管理与监控。长距离输气管道计算机自动控制技术采取的主要控制方式为三级模式，能够对输气过程进行实时监控与操作，其主要包括以下几个部分:长距离输气管道计算机控制系统主要采取三级控制模式对现场生产过程进行管控，包括：第一，调度中心远程监视。能够对输气管道的各个监控点进行实时数据接受与监控；第二，站场实时监测。能够对传输管道的实际情况进行监测；第三，就地操作。能够对传输管道的各个参数进行实地操作。利用SCADA系统上Web服务器交互方式，来实现可视化的实时数据浏览和查询界面监控，管理人员能够通过系统实时的了解输气管道的现场情况，有利于数据的共享。计算机自动控制系统设计原则包括以下几点：
首先，应当严格遵守国家法律法规，严遵循守国内外行业标准，严格旅行设计规范；
其次，输气站场严格遵循无人化的原则实施操作，但是必须分派专人严格值守，同时应当遵守环保生产理念；
再次，对于控制系统以及各个设备的我选取，应当严格按照工艺性、实用性、合理性的原则，并且原则被证明成熟的工艺产品；
然后，计算机自动检测、故障预判、调度运行参数等应当保证最优化，严格遵循经济性的原则；
最后，对于长距离输气管道，应当通过计算机对其自动、不间断的监控，并建立完善的安全预警管控系统，才能保证输气过程的安全性与稳定性。
5.2系统结构
SCADA系统即监控和数据采集系统，该系统被广泛的应用于西气东输管道工程中，并被证实了其可靠性。该系统是长距离输气管道系统计算机自动控制系统的重要组成部分，其数据采集以及自动监控作用无可替代，并且其能够在生产运行中能调度、优化和管理输气参数。设置1个管道全线调度控制中心，在调压站配置站控系统SCS、远程控制室和截断阀室。
调度控制中心。调度控制中心能够实现监控各站控系统SCS工作和采集各站控系统SCS记录的管道运行数据，管理员能够通过计算机方便的查询输气管道的重要参数，并且能够对各个参数进行分析，将分析结果进行总结，以找出参数变化规律，有效的、实时的对输气管道运行过程进行调控与管，此外还能够实现天然气贸易结算以及输送计划等任务。调度控制中心的工作原理如图1所示。
调压站。一般来说，长距离输气管道系统的调压站与传输平台之间由以太网相连接，通常采取10M/100M的工业以太网建立数据连接，通过以太网数据可以在各个控制点之间传输。在实际运行过程中，调压站采用链状拓扑技术，再由光缆将各调压站数据传回油气调度管理中心；可视化的视频图像主要采用光纤工业以太网技术传输到调度控制中心部门。主要采用无线传输方式实现数据与图像的传输。
图1调度控制中心工作原理
5.3控制系统的应用优势
计算机自动控制系统在辽河油田天然气管输工程应用优势主要体现在调压橇、火气系统、视频监控、计量系统和控制阀等方面。
5.3.1调压橇
长距离输气管道系统采用调压橇装型式，在调压站内设置压力调节系统，利用调压橇一主一备两个回路来实现控制，主要控制目标为输气管道内的压力，其主要作用是将管道内压力控制在安全范围内。为了保证这一安全范围，通常要将两台自力式调节阀置于主备中，两台调节阀有各自的分工，其中，工作调节阀主要用来调节压力，监控调节阀用于对管内压力进行实时监控。此外，还将一台安全切断阀置于主备中，用于实现主回路工作模式的切换。除了上述功能外，调压橇还能够对管道内的相应部件、阀门以及压力表进行设置，进而保证输气管道的运行信息传输的有效性，从而帮助站控系统实现有效的控制，最终将管道内气体的压力控制在合理的范围内。
5.3.2可燃气体与火灾探测系统
计算机自动控制系统设置可燃气体与火灾探测系统，主要是为了确保管理人员、输气管线以及站场工艺设施的安全。可燃气体探测系统可以检测气体管道的泄漏，采用可燃气体报警系统来识别并将信号传回站控中心；同时站场锅炉房和控制室等设置有可燃气体报警系统，一旦气体浓度超过安全值，立刻发出声、光等报警信号。站场控制室室内安装了感烟、感温探测器以及火灾报警系统，室外安装警笛、警灯和手动报警装置，防范火灾出现。所有可燃气体报警信号和火灾信号首先传到站控中心，再由站控中心反馈回调度控制中心，调度控制中心按照现场情况下达措施指令。
5.3.3视频监控系统
该系统主要由编码器、解码器、摄像机、彩色显示器构成，并且在每个输气站场都设置一套该系统。现场运行状态通过摄像机转化为视频信号，首先传回站场仪表室，再回传到调度控制中心。
5.3.4计量系统
站控系统采取流量计算软件，软件里面的算法和公式符合《用标准孔板流量计测量天然气流量（SY/T6143—2004）》标准，通过高级孔板阀来测量天然气流量，输送管道流量压力和温度的补给主要是通过压力和变送器实现。同样运行状态信息直接传回站控中心，可以在现场操作室视频显示界面上，清晰地显示出标准工况瞬时、累积天然气流量，为后续决策提供数据支持。
5.3.5控制阀
输气站场的控制阀对天然气输送压力调控起到至关重要的作用，主要采取电动执行机构对天然气进站、越站紧急关断阀及放空阀进行控制，采用电磁阀调控燃气锅炉进口阀。上述阀门材料材质好、密封性好。
综上所述，计算机自动控制系统中各个站场仪表、阀门、控制系统以及应用软件，均采用的是国内先进的、最新的设备，最大限度地提高了系统的质量。计算机自动系统的设计充分考虑了辽河油田所处地理位置、周围环境以及自身特点，严格按照国内国际标准和规范建设，该系统高效的数据采集、实时监控以及调度控制功能在工程中得到极大的体现。计算机自动控制可靠性高、操作灵活性强，确保了长距离输气管道系统的安全运行。
第6章监控智能报警系统
天然气是我国的支柱性能源，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，长输管道会受到地震、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，甚至冈此引发严重的后果。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。本章节就基于计算机技术、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。
6.1硬件架构
6.1.1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。
6.1.2信号采集和视频监控
长距离输气管道系统采用调压橇装型式，配备压力调节系统。通过调压橇一主一备两个回路来控制天然气管道输送压力。为了在安全状态下运行，分别在主备两个回路设置二台自力式调节阀（工作调压阀和监控调压阀）和一台安全切断阀，实现主备回路工作模式自动切换，并且调压橇设置相应的管件、阀门和压力表，这样管输运行信息能够顺利地传回站控系统，确保输气管道压力正常。
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。
6.2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。
6.2.1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CITECT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。
6.2.2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。
第7章结论
长距离管道输气也称作干线输气，是自输气站到配气站的一个过程。其中包含很多设备，例如管道、天然气压缩机等。设备会因人为或自然因素出现故障，或者出现老化等现象。对于长距离输气管道中，由于管道、设备利用不完善等造成其中故障。应在长距离输气管道系统事故诊断中，结合不同的智能技术，例如：通过SCADA系统与检测系统融合，以软件方法为主，硬件方法为辅的方法把长距离管道输气系统事故诊断技术提高。诊断技术的提高，对长距离输气管道的安全运行、对人员及社会的生命财产安全、对环境的保护、对能源的节约起到了至关重要的作用。因此我们应重视对长距离输气管道系统事故诊断技术的研究。
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