基于功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)

陳修偉，秦 超

（國家管網(wǎng)集團山東天然氣管道有限公司，山東 濟南 250101）

管道運輸是天然氣運輸?shù)闹饕绞?。傳輸管道在地下密閉地輸送天然氣，具有安全穩(wěn)定的特性，天然氣不易揮發(fā)，從而能夠保持較高的品質(zhì)。隨著現(xiàn)代化技術(shù)手段的發(fā)展，天然氣的輸送距離逐漸增大。我國已陸續(xù)建成西氣東輸?shù)却笮陀蜌膺\輸項目，這些項目的區(qū)域跨度較大，管道鋪設(shè)的距離較長，運輸方式以長輸天然氣管道為主。長輸天然氣管道多埋于地底，受到環(huán)境的影響，易發(fā)生腐蝕，或遭受流體沖擊，引發(fā)天然氣泄漏[1]。長輸天然氣管道一旦發(fā)生泄漏，污染環(huán)境的同時會危害人身安全。因此要對長輸天然氣管道進行泄漏檢測，以及時發(fā)現(xiàn)并修補泄漏點，提高管道的運輸能力。

在天然氣的泄漏點，因管道內(nèi)外存在壓力差，因此會產(chǎn)生射流信號。聲波信號在長距離傳播中的衰減較慢，適用于天然氣的泄漏檢測。對信號進行采集和識別，可以判斷管道是否發(fā)生泄漏并進行定位檢測。功率譜能夠表征信號的非線性特征，通過功率譜估計，能夠得到有用信號的集中頻率成分，從而識別出信號。本文基于功率譜估計，提出了一種長輸天然氣管道泄漏的檢測方法，從而保證長距離運輸安全。

1 基于功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)

1.1 長輸天然氣管道信號的濾波處理

天然氣在管道內(nèi)正常運輸時，聲波信號穩(wěn)定，發(fā)生泄漏時，天然氣在壓力作用下，會向泄漏點的上游和下游流動。在擴散中，天然氣與管壁會因為摩擦作用而產(chǎn)生振動信號。振動信號包含了管道泄漏的時間、位置和泄漏量等信息，可為檢測技術(shù)提供數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。由于管道周圍的環(huán)境較為復(fù)雜，泄漏信號在傳播中會受到很多因素的干擾，表現(xiàn)出多模態(tài)的擴散現(xiàn)象[2]。同時，噪聲的加入會削弱信號特征，不利于信號的波形檢測，一些微弱的泄漏信號很可能被忽略。為了正確反映長輸管道的工況，要先對采集的管道信號進行濾波處理，以消除雜波干擾，提取有價值的泄漏信號。將采集信號分解為一系列的IMF分量，分析其內(nèi)在構(gòu)成。IMF分量表示信號特征的時間尺度，具有瞬時特性。對給定的任意信號提取所有模態(tài)分量的極值點，利用插值函數(shù)，求解極大值和極小值點信號集合的包絡(luò)線，計算公式如下：

式中，t為信號時間；θ(t)表示原始信號包絡(luò)線均值；φ1(t)和φ2(t)分別表示極大值點和極小值點集合擬合的包絡(luò)線。

分解出原始虛擬信號的模態(tài)分量的計算公式如下：

式中，y(t)表示原始信號；γ(t)為分解模態(tài)分量。

重復(fù)迭代分解過程，直至標準差滿足設(shè)定要求。輸出γ(t)的最高頻率部分即為IMF分量。繼續(xù)判斷剩余分量，提取剩余極值點，重復(fù)上述步驟直至完成濾波過程。噪聲的IMF分量頻率較高，根據(jù)濾波結(jié)果，剔除模態(tài)的高頻雜波成分，經(jīng)降噪濾波后，泄漏信號的非平穩(wěn)性得到保留。

1.2 基于功率譜估計檢測異常聲波信號

根據(jù)信號濾波的處理結(jié)果，利用功率譜估計檢測異常的聲波信號。功率譜將信號能量劃分為不同的尺度，每個通道的功率譜表現(xiàn)出隨機性和獨立性，并抑制其中不相關(guān)的成分。通常情況下，正常信號的分布存在規(guī)律性，功率譜的熵值較??；異常聲波信號的混亂程度較高，功率譜的頻率分布范圍廣，熵值較大[3]。對比檢測信號的熵值，利用功率譜估計，可以判斷異常泄漏信號存在與否，增強低信噪比條件下的檢測性能。采用信號正交基的計算方式，會造成相位信息的丟失，把隨機信號錯當(dāng)成確定信號進行處理，導(dǎo)致估算結(jié)果的方差性能較差[4]。因此，本文利用Bartlett法估算信號功率譜。在頻域上對被分析信號進行分段，得到各個分段信息，每個分段具有不同的功率譜分辨率。將各譜段的數(shù)據(jù)點按低頻到高頻的順序排序，完成頻譜密度和分辨率的匹配。將降噪濾波后的信號劃分為不重疊的數(shù)據(jù)點段，功率譜的估計值可表示為：

式中，W表示信號整體的功率譜強度；s表示分段數(shù)；Wi為第i個分段的功率譜強度。

功率估計效果由方差和功率譜分辨率決定。隨著運算次數(shù)和數(shù)據(jù)點數(shù)量的增加，估計值趨近于真實功率譜的均值。調(diào)節(jié)分段數(shù)和數(shù)據(jù)點的數(shù)量并選擇合適的分辨率，以達到最佳的功率譜估計效果。使用直方圖計算功率譜熵，計算公式如下：

式中，χ(W)表示功率譜熵；N表示具有相同功率譜強度的子區(qū)間個數(shù)；uj表示第j個子區(qū)間的功率譜元素數(shù)目；U表示功率譜強度集合。

功率譜估計能夠分辨出相鄰子區(qū)間的高頻段和低頻段位置，在分辨率大致相當(dāng)?shù)那闆r下，二者的譜密度分布較為均勻。在檢測中，泄漏異常信號的功率譜熵的峰值明顯小于正常信號，根據(jù)計算得到的功率分布和峰值結(jié)果，可以有效識別出管道內(nèi)部存在的泄漏信號。

1.3 建立天然氣管道泄漏定位模型

當(dāng)長輸天然氣管道存在異常聲波信號時，需要進一步對管道的異常信號位置進行識別，以定位天然氣泄漏點。本文采用雙傳感器定位模式，在管道上、下游安裝相同型號的傳感器，根據(jù)泄漏點產(chǎn)生的信號傳播至管道首尾端口的時間差，計算泄漏點到首端的距離，計算公式為：

式中，d表示天然氣泄漏點與管道首端的距離；h表示管道總長度；v表示信號傳播速度；ΔT表示傳輸?shù)绞孜捕丝诘男盘栄訒r。

由于長輸天然氣管道所處環(huán)境具有復(fù)雜性，同時不同材質(zhì)的信號傳播速度有所不同，聲速的計算結(jié)果不唯一，為了保證聲速計算的準確性，聲速要在現(xiàn)場測定[5]。在泄漏點處，聲波信號會向介質(zhì)壓力降低的上游方向傳播，在長輸天然氣管道內(nèi)的方向即為前向和后向。同一泄漏點的上、下游聲波信號頻率分布存在差異性，信號傳輸?shù)南辔灰膊煌?，因此存在時間差[6]。計算2路信號的功率譜密度，利用傅氏變換強化有效信號的高頻成分，以上、下游信號為相位時間差的定位變化對象，根據(jù)壓力信號的功率譜的相頻特性，得到信號延時的計算公式：

式中，f0表示壓力信號的采樣頻率；f1表示功率譜對應(yīng)譜線頻率；f2表示數(shù)字補償器的離散采樣頻率；λ表示虛擬聲波的恒定參數(shù)，本文取值為4；ω1表示采樣信號的相頻特性；ω2表示f2對應(yīng)的相頻特性。

在測算得到信號延時的基礎(chǔ)上，結(jié)合聲速和管道長度，可以得到泄漏點與天然氣管道首端的距離，即得到泄漏定位，進而可對天然氣的傳輸狀態(tài)進行實時監(jiān)測。綜合上述過程，完成對基于功率譜估計的長輸天然氣管道的泄漏檢測。

2 實驗測試

2.1 實驗準備

為驗證本文提出的基于功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)的正確性和可靠性，搭建了管道泄漏信號檢測平臺并進行實驗測試。管道系統(tǒng)安裝有壓力傳感器和聲波傳感器，壓力信號通過數(shù)字補償器轉(zhuǎn)化為虛擬聲波信號。實驗選取的管道為某城市的天然氣輸送管道，共實施10次泄漏模擬實驗。人工標記泄漏點，泄漏均為迅速開閥產(chǎn)生，孔徑為5mm，模擬天然氣突發(fā)泄漏情況。在泄漏點的上、下游管壁上安裝相同的壓電式傳感器，以此獲得泄漏樣本信號。實驗設(shè)置的管道傳輸距離分別為1km、5km、10km，泄漏標記點位置不發(fā)生移動。采集傳感器信號，得到泄漏信息并確定具體管道位置。

2.2 結(jié)果與分析

將功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)得到的結(jié)果，與基于VMD算法和基于EEMD算法的檢測結(jié)果進行對比，以驗證本技術(shù)的有效性。本次實驗主要從最大定位誤差和定位精度兩方面來衡量檢測技術(shù)的有效性。3種檢測技術(shù)在不同輸送距離的測試中，泄漏點的最大定位誤差如表1～表3所示。

表1 輸送距離1km的最大定位誤差 /m

表3 輸送距離10km的最大定位誤差 /m

在輸送距離為1km的測試中，基于功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)的最大定位誤差為3.427m，比基于VMD算法和基于EEMD算法的管道泄漏檢測技術(shù)分別降低了3.047m和3.154m。

表2 輸送距離5km的最大定位誤差 /m

在輸送距離為5km的測試中，基于功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)的最大定位誤差為5.945m，比基于VMD算法和基于EEMD算法的管道泄漏檢測技術(shù)分別降低了3.079m和3.508m。

在輸送距離為10km的測試中，基于功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)的最大定位誤差為8.936m，比基于VMD算法和基于EEMD算法的管道泄漏檢測技術(shù)分別降低了6.132m和7.177m。在不同泄漏點定位結(jié)果的基礎(chǔ)上，進一步計算各檢測技術(shù)的定位誤差，對比結(jié)果如圖1所示。

由圖1可知，本文提出的基于功率譜估計的長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)的誤差為4.56%，分別比另外2種天然氣管道泄漏檢測技術(shù)的誤差減少了5.29%和6.44%，表明本文提出的檢測技術(shù)，能夠有效檢測出長輸管道是否發(fā)生了天然氣泄漏，并得到準確的泄漏點位置，提升了檢測的定位精度，因此具有較高的應(yīng)用價值。

圖1 管道泄漏定位誤差

3 結(jié)論

天然氣管道運輸行業(yè)的發(fā)展迅速，已在工業(yè)生產(chǎn)領(lǐng)域占據(jù)主導(dǎo)地位，但長距離運輸?shù)男孤﹩栴}不容忽視。天然氣一旦發(fā)生泄漏，會造成環(huán)境污染，嚴重時會危害生命安全，因此需要采取有效措施，及時檢測出泄漏位置，以保證長距離運輸?shù)目煽啃?。本文基于功率譜估計，提出了一種長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)。該技術(shù)能夠檢測出天然氣泄漏點，并保證較高的定位精度。本次研究只針對單泄漏點的檢測，后續(xù)會結(jié)合多種定位模型和檢測方法，對長輸管道的多點綜合檢測進行研究，以優(yōu)化該檢測技術(shù)。