一种天然气管网泄漏监测及应急处置系统的制作方法

1.本发明涉及天然气管网技术领域，尤其涉及一种天然气管网泄漏监测及应急处置系统。


背景技术：

2.一个城镇燃气完整的天然气输配管网，一般都涵盖多个天然气门站、调压站，若干长度的天然气输送管道，若干配置有计量仪表的气源输入点、若干配置有计量仪表的气源输出点或用户。整个管网的天然气介质流动实时处于有序平衡状态，天然气气源输入与输出时刻处于动态平衡状态。
3.作为燃气企业，一方面，安全生产是第一位的！而天然气管网在运行过程中，因管网本身缺陷或管道周边环境恶劣影响或遭受第三方破坏等原因，导致输气管道损坏而出现天然气大量泄漏的可能性是时刻存在的，面对这种泄露事故，如何能够第一时间监测到并及时采取有效的应急处置措施，控制事态发展，避免重大事故产生，这是燃气企业确保管网运营安全的关键内容。另一方面，从精细化管理角度考虑，企业迫切需要实时掌握整个天然气管网准确的动态购销气差率，以便及时发现并解决问题，提高管理水平，提升企业经济效益。
4.从管道内介质流动特性以及相关原理可知，某段管道上如果出现破裂、穿孔等重大泄露事故，必然会在泄漏点附近能感知到介质压力下降甚至是急剧下降现象，即压力监测数据异常降低，且影响到购销气差率变化，会出现较大正向偏差情况。
5.目前的现实情况是，国内大部分企业一般均采用统计核算方式，通过计算某一个时段(通常是间隔一个月，时段很长)气源输入计量仪表与气源输出计量仪表之间的天然气气量差值，在大致核算管网的储存量变化基础上，得出整个天然气管网该时段的购销气差率。
6.但统计核算方式存在以下问题：一是不能实时掌握动态的购销气差率数据；二是因为输配管网系统复杂，管道长，管网各处管道口径、介质压力与温度均不相同，无法准确计算出动态的管道内天然气储存量，采用这种传统的统计方式得出的购销气差率必然准确度不高，特别是时段不够长的情况；三是效率低下，需要花费一定的时间才能大致得出购销气差率数据结果。
7.作为监控天然气管网泄露风险，对于出现大量天然气泄露的应急危险工况的处置，现在是借助于sacad(supervisory control and data acquisition数据采集与监视控制系统)系统解决，通过分析天然气场站的压力监测点数据，当某一处压力数据急剧下降到被认为是泄露危险工况时，sacad系统自动采取相应应急处置对策消除事故隐患。
8.但sacad系统只能在发生天然气泄漏的后期，也就是泄漏量很大、危险程度很严重时才能感知到这种风险工况再采取对策，容易错失良机；另外，因为压力监测点较少，往往会错漏对天然气泄露的危险工况的处理，其是一种依赖有限的数据采集点、借助于采用单一影响因素进行判断的技术实现方式，存在一定的局限性。
9.现有技术至少存在以下不足：
10.1.不能实时掌握动态的购销气差率数据。
11.2.无法准确计算出动态的管道内天然气储存量，采用传统的统计核算方式得出的购销气差率必然准确度不高。
12.3.sacad系统在泄漏量很大、危险程度很严重时才能进行应急处置，容易错失良机。
13.4.压力监测点少，会出现风险工况的漏检，不能及时监测所有或大部分安全风险。


技术实现要素：

14.为解决现有技术中存在的技术问题，本发明提供了一种天然气管网泄漏监测及应急处置系统，根据天然气管网泄漏异常工况的不同原因，确定不同管网泄露异常工况特征；根据不同管网泄露异常工况特征，确定不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，所述判定依据包括各管段的低压力预警值、各管段的压力下降速率预警值、管网购销气差率正向偏差预警值和管网购销气差率正向变化速率预警值；根据不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，确定应急处置的启动依据，应急处置的启动依据包括各管段的低压力应急处置值、各管段的压力下降速率应急处置值、管网购销气差率正向偏差应急处置值和管网购销气差率正向变化速率应急处置值；依据不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，进行管网泄漏异常工况的判断及预警；依据应急处置的启动依据，进行应急处置启动判断及应急处置。通过获取实时的购销气差率数据，同时，通过在天然气管网上设置的压力检测点获取实时压力，根据设置的天然气管网泄漏异常工况的判定依据和应急处置的启动依据，对天然气管网泄露进行监测和应急处置。判定依据考虑了各管段的低压力限值、各管段的压力下降速率限值、管网购销气差率正向偏差限值和管网购销气差率正向变化速率限值，判定依据更科学，并通过大量的历史数据统计分析、反复的实验测试验证，判定工况更准确，使天然气管网泄露监测更准确，不漏检，防患于未然。
15.本发明还提供了一种天然气管网天然气购销气差率的获取方法，包括：将整个天然气管网管道划分成若干管段，并通过折算系数解决整个天然气管网管道内有效空间体积的获取问题，根据每一个管段内的天然气压力、温度、组分数据，按照国家标准自动得出压缩因子数据，获得充分考虑介质压力、温度、组分及压缩因子影响之后的各管段内天然气的实时储存量；获取预设时间段内整个天然气管网天然气购销气差率。本发明管段划分方法科学，解决了有效空间体积获取的问题，可实时获取准确的天然气管网的购销气差率。
16.本发明提供了一种天然气管网泄漏监测及应急处置系统，包括：
17.根据天然气管网泄漏异常工况的不同原因，确定不同管网泄露异常工况特征；
18.根据不同管网泄露异常工况特征，确定不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，所述判定依据包括各管段的低压力预警值、各管段的压力下降速率预警值、管网购销气差率正向偏差预警值和管网购销气差率正向变化速率预警值；
19.根据不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，确定应急处置的启动依据，应急处置的启动依据包括各管段的低压力应急处置值、各管段的压力下降速率应急处置值、管网购销气差率正向偏差应急处置值和管网购销气差率正向变化速率应急处置值；
20.实时获取各管段的压力值和管网购销气差率，并进行记录；
21.依据不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，进行管网泄漏异常工况的判断及预警；至少满足下列条件之一时，进行管网泄漏预警：
22.各管道的实时压力超过各管段的低压力预警值；
23.各管道的实时压力下降速率超过各管段的压力下降速率预警值；
24.管网购销气差率正向偏差超过管网购销气差率正向偏差预警值；
25.管网购销气差率正向变化速率超过管网购销气差率正向变化速率预警值；
26.依据应急处置的启动依据，进行应急处置启动判断及应急处置；至少满足下列条件之一时，进行管网泄漏应急处置：
27.各管道的实时压力超过低压力应急处置值；
28.各管道的实时压力下降速率超过压力下降速率应急处置值；
29.管网购销气差率正向偏差超过购销气差率正向偏差应急处置值；
30.管网购销气差率正向变化速率超过购销气差率正向变化速率应急处置值。
31.优选地，低压力预警值＝a1*管段低压力限值；1<a1≤1.1；管段低压力限值为正常工况区域与异常工况区域分界点的压力值；
32.低压力应急处置值＝b1*管段低压力限值；0.9≤b1<1。
33.优选地，压力下降速率预警值＝a2*压力下降速率限值；0.8≤a2<1；压力下降速率限值为正常工况区域与异常工况区域分界点的管段压力下降速率值；
34.压力下降速率应急处置值＝b2*压力下降速率限值；1<b2≤1.2。
35.优选地，购销气差率正向变化速率预警值＝a3*购销气差率正向变化速率限值；0.95≤a3<1；购销气差率正向变化速率限值为正常工况与异常工况分界点的值，管网购销气差率正向偏差速率超过此值即为泄露风险工况；
36.购销气差率正向变化速率应急处置值＝b3*购销气差率正向变化速率限值；1.1<b3≤1.3；
37.购销气差率正向偏差预警值＝a4*购销气差率正向偏差限值；0.9≤a4<0.95；购销气差率正向偏差限值为正常的管网购销气差率与异常的管网购销气差率分界点，管网购销气差率正向偏差超过此值即为泄露风险工况；
38.购销气差率正向偏差应急处置值＝b4*购销气差率正向偏差限值；1<b4≤1.1。
39.优选地，a1＝1.05；b1＝0.95；a2＝0.9；b2＝1.15；a3＝0.99；b3＝1.2；a4＝0.92；b4＝1.08；即：
40.低压力预警值＝1.05*管段低压力限值；
41.低压力应急处置值＝0.95*管段低压力限值；
42.压力下降速率预警值＝0.9*压力下降速率限值；
43.压力下降速率应急处置值＝1.15*压力下降速率限值；
44.购销气差率正向变化速率预警值＝0.99*购销气差率正向变化速率限值；
45.购销气差率正向变化速率应急处置值＝1.2*购销气差率正向变化速率限值；
46.购销气差率正向偏差预警值＝0.92*购销气差率正向偏差限值；
47.购销气差率正向偏差应急处置值＝1.08*购销气差率正向偏差限值；
48.优选地，应急处置包括如下操作：关闭风险管段阀门、指导风险区域人员疏散和对外告示。
49.优选地，获取管网购销气差率包括如下步骤：
50.根据管道管径变化、管道长度、管径变化点位置、管段弯度变化和传感器安装难易度，对天然气管网进行管段划分，具体包括如下原则：
51.相邻的不同管径的管道，每个管径的管道划分为一个管段；
52.相邻的管径相同的管道，长度不超过预设长度时，划分为一个管段；
53.相邻的管径相同的管道，长度超过预设长度时，划分为2个或多个管段；
54.管道弯度变化大的位置，划分为2个管段；
55.获得各管段及整个天然气管网管道内的有效空间体积；
56.获取每一个管段天然气实时压力和实时温度；
57.获取每一个管段天然气实时组分；
58.根据每一个管段天然气的实时压力、实时温度和实时组分计算出每一个管段天然气压缩因子；
59.获取每一个管段实时天然气储存量及天然气管网总储气量；
60.获取预设时间段内整个天然气管网的天然气储气量的变化量；
61.获取天然气管网购销气差率。
62.优选地，获取各管段的管道内的有效空间体积具体包括：依据各管段的管道的运行年限、材质及运行状态，考虑各管段的管道内壁腐蚀及污垢情况，确定有效空间体积折算系数，根据有效空间体积折算系数和管段的管道内体积确定有效空间体积，有效空间体积折算系数在运行时间为5年以内以及运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数之间采用比例分布法推算。
63.优选地，有效空间体积折算系数具体为：运行时间在5年以内的有效空间体积折算系数为1.0；运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数为0.9998；其他情况，有效空间体积折算系数在0.9998
‑
1.0之间采用比例分布法推算。
64.优选地，在管道的管径改变处或线路切断阀门位置设置压力监测点，相邻压力监测点至少间隔20公里。
65.优选地，根据相邻两个压力监测点采集的压力值和管道长度，采用比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力，再依据各管段首尾两端的天然气实时压力，获取该管段天然气实时压力；
66.优选地，采用如下公式的比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力：
[0067][0068]
其中，
[0069]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0070]
p1为待求管段端点的实时压力，是一个管段尾端压力，同时也是下一个管段首端压力；
[0071]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0072]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0073]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0074]
优选地，依据各管段首尾两端的天然气实时压力，采用平均法获取该管段天然气
实时压力，公式如下：
[0075]
p
l
＝(p0 p1)/2
[0076]
p
l
为l管段的天然气实时压力；
[0077]
p0为l管段距离气源更近的一端(首端)的天然气实时压力；
[0078]
p1为l另外一端(尾端)的天然气实时压力；
[0079]
优选地，获取每一个管段天然气实时组分包括：
[0080]
对于单一气源管网，在气源输入处设置在线气相色谱分析仪，气相色谱分析仪实时分析数据作为各管段天然气组分；
[0081]
对于多气源管网，在每个气源输入处设置在线气相色谱分析仪，实时分析天然气组分，根据每一管段管道中各气源输入量的比例，计算出每一个管段的实时天然气组分。
[0082]
优选地，根据各管道天然气的实时压力、实时温度、实时组分、有效空间体积和压缩因子，获得各管段内天然气实时储存量，采用如下公式计算：
[0083]
v＝zmrt/p
[0084]
其中，
[0085]
v：天然气储气量，单位为m3；
[0086]
z：天然气压缩因子，无量纲；
[0087]
m：气体质量，单位为kg；
[0088]
r：摩尔气体常数，单位为j/kg﹒k；
[0089]
t：天然气的实时温度，单位为k；
[0090]
p：天然气的实时压力：单位为pa。
[0091]
优选地，天然气购销气差率采用如下公式计算：
[0092][0093]
其中：
[0094]
r：天然气购销气差率；
[0095]
a：预设时间段内管网的天然气输入气量，单位为m3；
[0096]
b：预设时间段内管网的天然气储气量变化量，单位为m3；
[0097]
c：预设时间段内管网的天然气输出气量，单位为m3。
[0098]
本发明还提供了一种天然气管网的的实时购销气差率监测方法，包括如下步骤：
[0099]
根据管道管径变化、管道长度、管径变化点位置、管段弯度变化和传感器安装难易度，对天然气管网进行管段划分；
[0100]
获得各管段及整个天然气管网管道内的有效空间体积；
[0101]
获取每一个管段天然气实时压力和实时温度；
[0102]
获取每一个管段天然气实时组分；
[0103]
获取每一个管段实时天然气储存量及天然气管网总储气量；
[0104]
获取预设时间段内整个天然气管网的天然气储气量变化量；
[0105]
获取天然气管网购销气差率。
[0106]
优选地，根据管道管径变化、管道长度、管径变化点位置、管段弯度变化和传感器安装难易度，进行管段划分包括：
[0107]
划分后的每一个管段内天然气压力连续均衡变化；
[0108]
相邻的不同管径的管道，每个管径的管道划分为一个管段；
[0109]
相邻的管径相同的管道，长度不超过预设长度时，划分为一个管段；
[0110]
相邻的管径相同的管道，长度超过预设长度时，划分为2个或多个管段；
[0111]
管道弯度变化大的位置，划分为2个管段。
[0112]
优选地，获取各管段的管道内的有效空间体积具体包括：依据各管段的管道的运行年限、材质及运行状态，考虑各管段的管道内壁腐蚀及污垢情况，确定有效空间体积折算系数，根据有效空间体积折算系数和管段的管道内体积确定有效空间体积，有效空间体积折算系数在运行时间为5年以内以及运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数之间采用比例分布法推算。
[0113]
优选地，各管段的管道有效空间体积折算系数具体为：运行时间在5年以内的折算系数为1.0；运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的折算系数为0.9998；其他情况有效空间体积折算系数在0.9998
‑
1.0之间采用比例分布法推算。以5年(1.0)和20年(0.9998)为两个临界点，其他情况下有效空间体积折算系数计算采用如下公式进行推算：
[0114]
c＝1
‑
[(n
‑
5)/(20
‑
5)]*(1
‑
0.9998)＝1
‑
0.0001*(n
‑
5)/2；
[0115]
其中，
[0116]
c为折算系数，无量纲；
[0117]
n为管段运行时间，单位：年；
[0118]
优选地，在管道的管径改变处或线路切断阀门位置设置压力监测点，相邻压力监测点至少间隔20公里。
[0119]
优选地，根据相邻两个压力监测点的压力值和管道长度，采用比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力，再依据各管段首尾两端的天然气实时压力，获取该管段天然气实时压力；
[0120]
优选地，采用如下公式的比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力：
[0121][0122]
其中，
[0123]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0124]
p1为待求管段端点的实时压力，是一个管段尾端压力，同时也是下一个管段首端压力；
[0125]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0126]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0127]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0128]
优选地，依据各管段首尾两端的天然气实时压力，采用平均法获取该管段天然气实时压力，公式如下：
[0129]
p
l
＝(p0 p1)/2
[0130]
p
l
为l管段的天然气实时压力；
[0131]
p0为l管段距离气源更近的一端(首端)的天然气实时压力；
[0132]
p1为l另外一端(尾端)的天然气实时压力；
[0133]
优选地，获取每一个管段天然气实时组分包括：
[0134]
对于单一气源管网，在气源输入处设置在线气相色谱分析仪，气象色谱分析仪实时分析数据作为各管段天然气组分；
[0135]
对于多气源管网，在每个气源输入处设置在线气相色谱分析仪，实时分析天然气组分，根据每一管段管道中各气源输入量的比例，计算出每一个管段的实时天然气组分。
[0136]
优选地，根据天然气的压力、温度、组分、有效空间体积和压缩因子，获得各管段内天然气实时储存量。
[0137]
优选地，各管段内天然气实时储存量采用如下公式计算：
[0138]
v＝zmrt/p
[0139]
其中，
[0140]
v：天然气储气量，单位为m3；
[0141]
z：天然气压缩因子，无量纲；
[0142]
m：气体质量，单位为kg；
[0143]
r：摩尔气体常数，单位为j/kg﹒k；
[0144]
t：天然气的实时温度，单位为k；
[0145]
p：天然气的实时压力：单位为pa。
[0146]
优选地，天然气购销气差率采用如下公式计算：
[0147][0148]
其中：
[0149]
r：天然气购销气差率；
[0150]
a：预设时间段内管网的天然气输入气量，单位为m3；
[0151]
b：预设时间段内管网的天然气储气量变化量，单位为m3；
[0152]
c：预设时间段内管网的天然气输出气量，单位为m3。
[0153]
与现有技术相对比，本发明的有益效果如下：
[0154]
1.本发明全面考虑管道管径变化、同口径管道的长度、管径变化点位置、既有线路切断阀门位置、压力变化曲线、传感器安装难易度、投入成本等因素，通过全面统筹，采用科学合理方法将整个管网划分为若干管段，提出了管段划分的原则和具体技术方案；
[0155]
2.本发明充分考虑管道内壁腐蚀以及管道内污垢对管道空间体积的影响，通过对历史数据进行统计分析和进行大量的试验测试，结合工程实际经验，提出采用折算系数方式对管道有效空间体积进行修正，并给出了折算系数确定原则和具体技术标准，解决了获取管道内有效空间体积的难题；
[0156]
3.本发明通过设置有限的压力、温度及组分分析监测点，并未采用每一个管段均设置压力、温度及组分分析监测点，实现了实时获得每一管段天然气压力、温度、组分及压缩因子数据的目标，投入少，且能满足需求；
[0157]
4.本发明实时采集天然气压力、温度、组分及计量仪表数据，并根据计算得出的每一管段天然气实时压力、温度、组分及压缩因子数据，获得天然气管网实时储气量及预设时间段内管网实时购销气差率，计算过程符合国家相关标准。
[0158]
5.本发明对异常工况判断时，考虑了各管段低压力限值、各管段的压力下降速率
限值、管网购销气差率正向偏差限值和管网购销气差率正向变化速率限值，使得对异常工况判定更准确，不易漏检。一旦某一管段的天然气实时压力降低到该管段低压力限值或压力下降速率限值附近的预警值或应急处置值时，或管网某一时段购销气差率接近正向偏差限值或正向变化速率限值附近的预警值或应急处置值时，系统自动预警或进行应急处置，只要其中一个指标出现异常情况，系统都会进行相应动作。
附图说明
[0159]
图1是本发明的一个实施例的管段划分示意图；
[0160]
图2是本发明的一个实施例的压力监测点设置方法示意图；
[0161]
图3是本发明的又一个实施例的单一气源管段划分示意图；
[0162]
图4是本发明的又一个实施例的多气源管段划分示意图；
[0163]
图5是本发明的一个实施例的天然气管网的购销气差率实时监测方法示意图；
[0164]
图6是本发明的一个实施例的天然气管网的购销气差率实时监测方法流程图；
[0165]
图7是本发明的又一个实施例的天然气管网的购销气差率实时监测方法流程图；
[0166]
图8是本发明的一个实施例的天然气管网泄漏监测及应急处置系统框图。
具体实施方式
[0167]
下面结合附图，对本发明的具体实施方式作详细的说明。
[0168]
本发明提供了一种天然气管网泄漏监测及应急处置系统，包括：
[0169]
根据天然气管网泄漏异常工况的不同原因，确定不同管网泄露异常工况特征；
[0170]
根据不同管网泄露异常工况特征，确定不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，所述判定依据包括各管段的低压力预警值、各管段的压力下降速率预警值、管网购销气差率正向偏差预警值和管网购销气差率正向变化速率预警值；
[0171]
根据不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，确定应急处置的启动依据，应急处置的启动依据包括各管段的低压力应急处置值、各管段的压力下降速率应急处置值、管网购销气差率正向偏差应急处置值和管网购销气差率正向变化速率应急处置值；
[0172]
天然气输配管网异常泄漏风险工况的原因：1)第三方施工作业损坏；2)自然灾害导致管道破裂；3)管道腐蚀或施工质量缺陷引发泄漏。
[0173]
从管道内介质流动特性以及相关原理可知，某段管道上如果出现破裂、穿孔等重大泄露事故，必然会在泄漏点附近能感知到介质压力下降甚至是急剧下降现象，即压力检测数据异常降低，且影响到购销气差率变化，会出现较大正向偏差情况。
[0174]
管网泄露异常工况特征：1)因为管道受到损坏导致破裂，引发天然气大量快速泄露，势必会表现出在泄露点附近天然气压力大幅度下降甚至快速下降的现象；2)大量天然气泄露必然导致购销气差率出现正向增大甚至快速剧增的不正常情况；3)若泄露不是突然增大而是一个渐进过程，在实时监控购销气差率时，也将会出现一个正向购销气差率逐渐增加的过程，甚至购销气差率正向值很高。
[0175]
实时获取各管段的压力值和管网购销气差率，并进行记录；
[0176]
依据不同天然气管网泄漏异常工况的判定依据，进行管网泄漏异常工况的判断及预警；至少满足下列条件之一时，进行管网泄漏预警：
[0177]
各管道的实时压力超过各管段的低压力预警值；
[0178]
各管道的实时压力下降速率超过各管段的压力下降速率预警值；
[0179]
管网购销气差率正向偏差超过管网购销气差率正向偏差预警值；
[0180]
管网购销气差率正向变化速率超过管网购销气差率正向变化速率预警值；
[0181]
低压力预警值为处于正常工况区域内，即将进入异常工况区域、对泄露风险进行预警流程的压力值；
[0182]
压力下降速率预警值为处于正常工况区域内，即将进入异常工况区域、对泄露风险进行预警流程的管段压力下降速率值；
[0183]
管网购销气差率正向偏差预警值为处于正常购销气差率范围内，即将进入异常购销气差率范围、对泄露风险进行预警流程的管网购销气差率正向偏差值；
[0184]
依据应急处置的启动依据，进行应急处置启动判断及应急处置；至少满足下列条件之一时，进行管网泄漏应急处置：
[0185]
各管道的实时压力超过低压力应急处置值；
[0186]
各管道的实时压力下降速率超过压力下降速率应急处置值；
[0187]
管网购销气差率正向偏差超过购销气差率正向偏差应急处置值；
[0188]
管网购销气差率正向变化速率超过购销气差率正向变化速率应急处置值。
[0189]
低压力应急处置值为处于异常工况区域内，启动应急处置流程时的压力值；
[0190]
压力下降速率应急处置值为处于异常工况区域内，启动应急处置流程时的管段压力下降速率值；
[0191]
管网购销气差率正向偏差应急处置值为处于异常购销气差率范围内，启动应急处置流程时的管网购销气差率正向偏差值。
[0192]
根据本发明的一个具体实施方案，低压力预警值＝a1*管段低压力限值；1<a1≤1.1；管段低压力限值为正常工况区域与异常工况区域分界点的压力值；
[0193]
低压力应急处置值＝b1*管段低压力限值；0.9≤b1<1。
[0194]
根据本发明的一个具体实施方案，压力下降速率预警值＝a2*压力下降速率限值；0.8≤a2<1；压力下降速率限值为正常工况区域与异常工况区域分界点的管段压力下降速率值；
[0195]
压力下降速率应急处置值＝b2*压力下降速率限值；1<b2≤1.2。
[0196]
根据本发明的一个具体实施方案，购销气差率正向变化速率预警值＝a3*购销气差率正向变化速率限值；0.95≤a3<1；购销气差率正向变化速率限值为正常工况与异常工况分界点的值，管网购销气差率正向偏差速率超过此值即为泄露风险工况；
[0197]
购销气差率正向变化速率应急处置值＝b3*购销气差率正向变化速率限值；1.1<b3≤1.3；
[0198]
购销气差率正向偏差预警值＝a4*购销气差率正向偏差限值；0.9≤a4<0.95；购销气差率正向偏差限值为正常的管网购销气差率与异常的管网购销气差率分界点，管网购销气差率正向偏差超过此值即为泄露风险工况；
[0199]
购销气差率正向偏差应急处置值＝b4*购销气差率正向偏差限值；1<b4≤1.1。
[0200]
根据本发明的一个具体实施方案，a1＝1.05；b1＝0.95；a2＝0.9；b2＝1.15；a3＝0.99；b3＝1.2；a4＝0.92；b4＝1.08；即：
[0201]
低压力预警值＝1.05*管段低压力限值；
[0202]
低压力应急处置值＝0.95*管段低压力限值；
[0203]
压力下降速率预警值＝0.9*压力下降速率限值；
[0204]
压力下降速率应急处置值＝1.15*压力下降速率限值；
[0205]
购销气差率正向变化速率预警值＝0.99*购销气差率正向变化速率限值；
[0206]
购销气差率正向变化速率应急处置值＝1.2*购销气差率正向变化速率限值；
[0207]
购销气差率正向偏差预警值＝0.92*购销气差率正向偏差限值；
[0208]
购销气差率正向偏差应急处置值＝1.08*购销气差率正向偏差限值；
[0209]
压力低于管段低压力限值、压力下降速率过快、购销气差率正向变化速率过快，或者购销气差率正向偏差过大，都说明有天然气泄漏风险。
[0210]
根据本发明的一个具体实施方案，应急处置包括如下操作：关闭风险管段阀门、指导风险区域人员疏散和对外告示。
[0211]
根据本发明的一个具体实施方案，获取管网购销气差率包括如下步骤：
[0212]
根据管道管径变化、管道长度、管径变化点位置、管段弯度变化和传感器安装难易度，对天然气管网进行管段划分，具体包括如下原则：
[0213]
相邻的不同管径的管道，每个管径的管道划分为一个管段；
[0214]
相邻的管径相同的管道，长度不超过预设长度时，划分为一个管段；
[0215]
相邻的管径相同的管道，长度超过预设长度时，划分为2个或多个管段；
[0216]
管道弯度变化大的位置，划分为2个管段；
[0217]
无法安装传感器的位置不进行管段划分；
[0218]
获得天然气管网的管道内有效空间体积；
[0219]
获取每一个管段天然气实时压力和实时温度；
[0220]
获取每一个管段天然气实时组分；
[0221]
根据每一个管段天然气的实时压力、实时温度和实时组分计算出每一个管段天然气压缩因子；
[0222]
获取每一个管段实时天然气储存量及天然气管网总储气量；
[0223]
获取预设时间段内管网的天然气储气量的变化量；
[0224]
获取天然气管网购销气差率。
[0225]
根据本发明的一个具体实施方案，管道划分时的预设长度为15公里或10公里。
[0226]
根据本发明的一个具体实施方案，获取各管段的管道内的有效空间体积具体包括：依据各管道的运行年限、材质及运行状态，考虑各管道内壁腐蚀及污垢情况，确定有效空间体积折算系数，根据折算系数和管段内体积确定有效空间体积，有效空间体积折算系数在运行时间为5年以内以及运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数之间采用比例分布法推算。
[0227]
根据本发明的一个具体实施方案，有效空间体积折算系数具体为：运行时间在5年以内的有效空间体积折算系数为1.0；运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数为0.9998；其他情况，有效空间体积折算系数在0.9998
‑
1.0之间采用比例分布法推算。以5年(1.0)和20年(0.9998)为两个临界点，其他情况下有效空间体积折算系数计算采用如下公式进行推算：
[0228]
c＝1
‑
[(n
‑
5)/(20
‑
5)]*(1
‑
0.9998)＝1
‑
0.0001*(n
‑
5)/2；
[0229]
其中，
[0230]
c为折算系数，无量纲；
[0231]
n为管段运行时间，单位：年；
[0232]
根据本发明的一个具体实施方案，在管道的管径改变处或线路切断阀门位置设置压力监测点，相邻压力监测点至少间隔20公里。
[0233]
根据本发明的一个具体实施方案，采用比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力，再依据各管段首尾两端的天然气实时压力，获取该管段天然气实时压力；
[0234]
根据本发明的一个具体实施方案，采用如下公式的比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力：
[0235][0236]
其中，
[0237]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0238]
p1为待求管段端点的实时压力，是一个管段尾端压力，同时也是下一个管段首端压力；
[0239]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0240]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0241]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0242]
根据本发明的一个具体实施方案，依据各管段首尾两端的天然气实时压力，采用平均法获取该管段天然气实时压力，公式如下：
[0243]
p
l
＝(p0 p1)/2
[0244]
p
l
为l管段的天然气实时压力；
[0245]
p0为l管段距离气源更近的一端(首端)的天然气实时压力；
[0246]
p1为l另外一端(尾端)的天然气实时压力；
[0247]
根据本发明的一个具体实施方案，获取每一个管段天然气实时组分包括：
[0248]
对于单一气源管网，在气源输入处设置在线气相色谱分析仪，气象色谱分析仪实时分析数据作为各管段天然气组分；
[0249]
对于多气源管网，在每个气源输入处设置在线气相色谱分析仪，实时分析天然气组分，根据每一管段管道中各气源输入量的比例，计算出每一个管段的实时天然气组分。
[0250]
根据本发明的一个具体实施方案，根据各管道天然气的实时压力、实时温度、实时组分、有效空间体积和压缩因子，获得各管段内天然气实时储存量，采用如下公式计算：
[0251]
v＝zmrt/p
[0252]
其中，
[0253]
v：天然气储气量，单位为m3；
[0254]
z：天然气压缩因子，无量纲；
[0255]
m：气体质量，单位为kg；
[0256]
r：摩尔气体常数，单位为j/kg﹒k；
[0257]
t：天然气的实时温度，单位为k；
[0258]
p：天然气的实时压力：单位为pa。
[0259]
根据本发明的一个具体实施方案，天然气购销气差率采用如下公式计算：
[0260][0261]
其中：
[0262]
r：天然气购销气差率；
[0263]
a：预设时间段内管网的天然气输入气量，单位为m3；
[0264]
b：预设时间段内管网的天然气储气量变化量，单位为m3；
[0265]
c：预设时间段内管网的天然气输出气量，单位为m3。
[0266]
本发明还提供了一种天然气管网的的实时购销气差率监测方法，包括如下步骤：
[0267]
根据管道管径变化、管道长度、管径变化点位置、管段弯度变化和传感器安装难易度，对天然气管网进行管段划分；
[0268]
获得各管段的管道内的有效空间体积；
[0269]
获取每一个管段天然气实时压力和实时温度；
[0270]
获取每一个管段天然气实时组分；
[0271]
获取每一个管段实时天然气储存量及天然气管网总储气量；
[0272]
获取预设时间段内管网的天然气储气量变化量；
[0273]
获取天然气管网购销气差率。
[0274]
根据本发明的一个具体实施方案，根据管道管径变化、管道长度、管径变化点位置、管段弯度变化和传感器安装难易度，进行管段划分包括：
[0275]
划分后的每一个管段内天然气压力连续均衡变化；
[0276]
相邻的不同管径的管道，每个管径的管道划分为一个管段；
[0277]
相邻的管径相同的管道，长度不超过预设长度时，划分为一个管段；
[0278]
相邻的管径相同的管道，长度超过预设长度时，划分为2个或多个管段。
[0279]
根据本发明的一个具体实施方案，管道划分时的预设长度为15公里。
[0280]
根据本发明的一个具体实施方案，管道划分时的预设长度为10公里。
[0281]
根据本发明的一个具体实施方案，获取各管段的管道内的有效空间体积具体包括：依据各管道的运行年限、材质及运行状态，考虑各管道内壁腐蚀及污垢情况，确定有效空间体积折算系数，根据折算系数和管段内体积确定有效空间体积，有效空间体积折算系数在运行时间为5年以内以及运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数之间采用比例分布法推算。
[0282]
根据本发明的一个具体实施方案，有效空间体积折算系数具体为：运行时间在5年以内的有效空间体积折算系数为1.0；运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数为0.9998；其他情况，有效空间体积折算系数在0.9998
‑
1.0之间采用比例分布法推算。
[0283]
根据本发明的一个具体实施方案，各管段的管道有效空间体积折算系数具体为：运行时间在5年以内的折算系数为1.0；运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的折算系数为0.9998；其他情况折算系数为0.9998
‑
1.0。
[0284]
根据本发明的一个具体实施方案，在管道的管径改变处或线路切断阀门位置设置
压力监测点，相邻压力监测点至少间隔20公里。
[0285]
根据本发明的一个具体实施方案，采用比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力，再依据各管段首尾两端的天然气实时压力，获取该管段天然气实时压力；
[0286]
根据本发明的一个具体实施方案，采用如下公式的比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力：
[0287][0288]
其中，
[0289]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0290]
p1为待求管段端点的实时压力，是一个管段尾端压力，同时也是下一个管段首端压力；
[0291]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0292]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0293]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0294]
根据本发明的一个具体实施方案，依据各管段首尾两端的天然气实时压力，采用平均法获取该管段天然气实时压力，公式如下：
[0295]
p
l
＝(p0 p1)/2
[0296]
p
l
为l管段的天然气实时压力；
[0297]
p0为l管段距离气源更近的一端(首端)的天然气实时压力；
[0298]
p1为l另外一端(尾端)的天然气实时压力；
[0299]
根据本发明的一个具体实施方案，获取每一个管段天然气实时组分包括：
[0300]
对于单一气源管网，在气源输入处设置在线气相色谱分析仪，实时分析并获取各管段天然气组分；
[0301]
对于多气源管网，在每个气源输入处设置在线气相色谱分析仪，实时分析天然气组分，根据各气源输入量及管网用户用气量、用气规律曲线，获取每一个管段的实时天然气组分。
[0302]
根据本发明的一个具体实施方案，根据天然气的压力、温度、组分、有效空间体积和压缩因子，获得各管段内天然气实时储存量。
[0303]
根据本发明的一个具体实施方案，各管段内天然气实时储存量采用如下公式计算：
[0304]
v＝zmrt/p
[0305]
其中，
[0306]
v：天然气储气量，单位为m3；
[0307]
z：天然气压缩因子，无量纲；
[0308]
m：气体质量，单位为kg；
[0309]
r：摩尔气体常数，单位为j/kg﹒k；
[0310]
t：天然气的实时温度，单位为k；
[0311]
p：天然气的实时压力：单位为pa。
[0312]
根据本发明的一个具体实施方案，天然气购销气差率采用如下公式计算：
[0313][0314]
其中：
[0315]
r：天然气购销气差率；
[0316]
a：预设时间段内管网的天然气输入气量，单位为m3；
[0317]
b：预设时间段内管网的天然气储气量变化量，单位为m3；
[0318]
c：预设时间段内管网的天然气输出气量，单位为m3。
[0319]
实施例1
[0320]
参照附图1，根据本发明的一个具体实施方案，对本发明提供的管段划分的方法进行详细说明。
[0321]
比如有一段总长度26.9km的天然气管道，中间无调压站或大用户，其中dn800管道有两段，总长度为18km，l1段长度为9km，l2段长度为9km，之后管道管径发生变化，为dn600管道，l3长度为8.9km。
[0322]
按照如下划分原则，将管道划分为3个管段。划分原则为：
[0323]
划分后的每一个管段内天然气压力连续均衡变化；
[0324]
相邻的不同管径的管道，每个管径的管道划分为一个管段；
[0325]
相邻的管径相同的管道，长度不超过10公里时，划分为一个管段；
[0326]
相邻的管径相同的管道，长度超过10公里时，划分为2个或多个管段。
[0327]
即将管径相同但长度较长的18km、dn800管道划分为2个管段l1、l2，长度各为9km；相邻的管径为dn600管道划分为一个管段l3，长度为8.9km。合计3各管段。
[0328]
实施例2
[0329]
参照附图2，根据本发明的一个具体实施方案，对本发明提供的压力监测点设置方法进行详细说明。
[0330]
长度为38公里的dn1000管道划分为4个管段，8.9公里的dn600管道划分为1个管段。
[0331]
在长度为38公里的dn1000管道与长度为8.9公里的dn600管道连接处(变径处)设置1个压力监测点(p2)；另外在dn800与dn600管道另外一端各设置1个压力监测点(p1、p3),合计3个压力监测点。只设置3个压力监测点，就可以实时获得5个管段的压力。
[0332]
具体地：l5管段的实时压力为p2、p3压力监测点采集压力的平均值；l1、l2、l3、l4管段的实时压力则为p1、p2压力监测点采集压力依据管道长度、按照比例分布法计算得出，公式如下：
[0333][0334]
其中，
[0335]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0336]
p1为待求管段端点的实时压力，是一个管段尾端压力，同时也是下一个管段首端压力；
[0337]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0338]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0339]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0340]
再将各管段首尾两端的天然气实时压力取平均值，获取每一个管段的天然气实时压力。
[0341]
在本实施例中，在设置了压力监测点的位置设置温度监测点，各管段实时温度获取方法与压力类似，采用比例分布法获取。
[0342]
实施例3
[0343]
参照附图3，根据本发明的一个具体实施方案，为单一气源管网的实施方案，对本发明提供的复杂管网管段划分、压力监测点设置、有效空间体积、管网储气量及管网购销气差率获取进行详细说明。
[0344]
在图3中，主干管网长度52.5km，管径分别为dn1000、dn800、dn600、dn500、dn400；支线管网9.6km，dn500；一个气源输入点(计量仪表)；两个调压站；一个大客户；3个气源输出点(计量仪表)；管道运行年限8年，天然气介质含水量大于0.5mg/m3。
[0345]
1、管段划分
[0346]
顺着气源流动方向，按照本发明的管段划分原则，将整个管网划分为l1～l8共8个管段。划分原则：一般情况下，将不同管径管道分别划分为独立管段，将管径相同但长度较长的管道可划分为多个管段，一个管段长度原则上不超过10km。管段划分越短，计算出来的管网储气量就越准确，但管段越短。
[0347]
2、压力监测点的设置与实时压力获取
[0348]
原则上尽可能减少压力监测点设置数量，以此减少投入。一般情况下，2个压力监测点之间的管道长度必须超过20km；压力相同或连续均衡变化，且能够容易推算出实时压力的管道一般不在中间位置设置压力监测点，依靠相邻压力监测点实时压力推断出来。
[0349]
按照上述原则，本实施例中，门站、2个调压站、大用户处均本身设置有压力监测点，因此，只需在大用户支线管道与主管道交叉处设置压力监测点即可，即在l3、l4、l5三个管段交汇处设置一个压力监测点，共5个压力监测点(a、b、c、d和e处)。所有管段首尾两端的压力均依据压力检测点采集的实时压力，采用比例分布法进行推算得出，公式如下：
[0350][0351]
其中，
[0352]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0353]
p1为待求管段端点的实时压力，是一个管段尾端压力，同时也是下一个管段首端压力；
[0354]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0355]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0356]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0357]
再将各管段首尾两端的天然气实时压力取平均值，获取每一个管段的天然气实时压力。
[0358]
3、各管段有效空间体积的获取
[0359]
1)依据各管段管道的长度、管径，按照圆柱体体积计算公式计算出各管段管道内的空间体积；
[0360]
2)确定各管段折算系数
[0361]
8个管段折算系数相同。
[0362]
按照本发明的折算系数确定原则，折算系数＝1
‑
[(8
‑
5)/(20
‑
5)]
×
(1
‑
0.9998)＝0.99996；
[0363]
3)以此折算系数乘以各管段管道的空间体积，即为各管段有效空间体积；
[0364]
4)将各管段管道有效空间体积合计相加，得出整个管网总的有效空间体积。
[0365]
4、各管段实时天然气组分
[0366]
在气源输入处(门站)设置在线气相色谱分析仪，因为是单一气源输入，流经每一个管段内的天然气组分完全相同，因此，采集该分析仪分析结果的组分即为各管段实时天然气组分。
[0367]
5、各管段压缩因子计算
[0368]
依据国标《天然气压缩因子的计算》(gb t 17747.2—2011)，用各管段管道内天然气摩尔组成进行计算，获得天然气压缩因子数据；
[0369]
进而按照如下公式计算获得各管段管道内天然气的实时储存量，并将各管段管道内天然气的实时储存量合计为整个管网的总储气量：
[0370]
v＝zmrt/p
[0371]
v：天然气储气量，单位为m3；
[0372]
z：天然气压缩因子，无量纲；
[0373]
m：气体质量，单位为kg；
[0374]
r：摩尔气体常数，单位为j/kg﹒k；
[0375]
t：天然气温度，单位为k；
[0376]
p：天然气绝对压力：单位为pa。
[0377]
6、获取预设时间段内整个天然气管网天然气购销气差率
[0378]
输入预设时间段(起始时间)，系统采集气源输入与气源输出点计量仪表数据，获得预设时间段内管网的天然气输入气量和天然气输出气量。按照如下计算公式，获取预设时间段内整个天然气管网天然气购销气差率：
[0379][0380]
其中：
[0381]
r：天然气购销气差率；
[0382]
a：预设时间段内管网的天然气输入气量，单位为m3；
[0383]
b：预设时间段内管网的天然气储气量变化量，单位为m3；
[0384]
c：预设时间段内管网的天然气输出气量，单位为m3。
[0385]
实施例4
[0386]
根据本发明的一个具体实施方案，参照附图4，为多气源管网的实施方案，对本发明提供的天然气管网的购销气差率实时监测方法进行详细说明。
[0387]
图4中，主干管网长度55.1公里，管径分别为dn1000、dn800、dn600、dn500；支线管网21.3km，管径为dn500；两个门站2个气源输入点(计量仪表)；两个调压站；1个大客户；3个气源输出点(计量仪表)；管道运行年限8年，天然气介质含水量大于0.5mg/m3。
[0388]
1、管段划分
[0389]
按照本发明的管段划分原则，将整个管网划分为l1～l
10
共10个管段。
[0390]
2、压力监测点的设置与实时压力获取
[0391]
压力监测点设置原则以及实时压力获取的方法与实施例3相同。
[0392]
本实施例中，2个门站、2个调压站、大用户处均本身设置有压力监测点，因此，只需在大用户支线管道与主管道交叉处设置压力监测点即可，即在l3、l4和l5三个管段交汇处及l7、l8和l9三个管段交汇处设置2个压力监测点，共7个压力监测点(a、b、c、d、e、f和g处)。所有管段首尾端点压力均依据压力检测点采集的实时压力，采用比例分布法进行推算得出，公式如下：
[0393][0394]
其中，
[0395]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0396]
p1为待求管段的实时压力；
[0397]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0398]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0399]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0400]
将各管段首尾两端的天然气实时压力取平均值，得出每一个管段的天然气实时压力。
[0401]
3、各管段有效空间体积获取
[0402]
各管段有效空间体积的获取方法与实施例3相同。
[0403]
4、各管段实施天然气组分
[0404]
在气源输入1、气源输入2处设置在线气相色谱分析仪。
[0405]
l1～l7管段内全部流量均是气源输入1的天然气；l8管段内全部流量均是气源输入2的天然气；l9～l
10
管段内的气体中，气源输入1的天然气占30％，气源输入2的天然气占70％.
[0406]
根据本发明的内容：
[0407]
l1～l7管段内的实时天然气组分就是气源输入1的在线气相色谱分析仪分析结果；
[0408]
l8管段内的实时天然气组分就是气源输入2的在线气相色谱分析仪分析结果；
[0409]
l9～l
10
管段内的实时天然气组分：依据气源输入1和气源输入2的在线气相色谱分析仪分析结果，按照30％与70％比例采用加权平均法得出。
[0410]
5、各管段压缩因子计算
[0411]
依据国标《天然气压缩因子的计算》(gb t 17747.2—2011)，用各管段管道内天然气摩尔组成进行计算，获得天然气压缩因子数据；
[0412]
进而按照如下公式计算获得各管段管道内天然气的实时储存量，并将各管段管道内天然气的实时储存量合计为整个管网的总储气量：
[0413]
v＝zmrt/p
[0414]
v：天然气储气量，单位为m3；
[0415]
z：天然气压缩因子，无量纲；
[0416]
m：气体质量，单位为kg；
[0417]
r：摩尔气体常数，单位为j/kg﹒k；
[0418]
t：天然气温度，单位为k；
[0419]
p：天然气绝对压力：单位为pa。
[0420]
6、获取预设时间段内整个天然气管网天然气购销气差率
[0421]
输入预设时间段(起始时间)，系统采集气源输入与气源输出点计量仪表数据，获得预设时间段内管网的天然气输入气量和天然气输出气量。按照如下公式，获取预设时间段内整个天然气管网天然气购销气差率
[0422][0423]
其中：
[0424]
r：天然气购销气差率；
[0425]
a：预设时间段内管网的天然气输入气量，单位为m3；
[0426]
b：预设时间段内管网的天然气储气量变化量，单位为m3；
[0427]
c：预设时间段内管网的天然气输出气量，单位为m3。
[0428]
实施例5
[0429]
根据本发明的一个具体实施方案，参照附图5
‑
7，对本发明提供的天然气管网的购销气差率实时监测方法进行详细说明。
[0430]
本发明提供了一种天然气管网的购销气差率实时监测方法，包括如下步骤：
[0431]
根据管道口径变化、管道长度及传感器安装位置选择难易度，对整个天然气管网进行管段划分，具体包括：
[0432]
相邻的不同管径的管道，每个管径的管道划分为一个管段；
[0433]
相邻的管径相同的管道，长度不超过10公里时，划分为一个管段；
[0434]
相邻的管径相同的管道，长度超过10公里时，划分为2个或多个管段。
[0435]
划分后的每一个管段内天然气压力、温度相同或连续均衡变化。
[0436]
获得各管段及整个天然气管网的管道内的有效空间体积，具体包括：依据各管段的管道的运行年限、材质及运行状态，考虑各管段的管道内壁腐蚀及污垢情况，确定有效空间体积折算系数，根据有效空间体积折算系数和管段的管道内体积确定有效空间体积；
[0437]
有效空间体积折算系数具体可以根据如下规则获取：运行时间在5年以内的有效空间体积折算系数为1.0；运行时间超过20年且天然气介质含水量大于0.5mg/m3的有效空间体积折算系数为0.9998；其他情况，有效空间体积折算系数为0.9998
‑
1.0；
[0438]
获取每一个管段天然气实时压力和实时温度；压力监测点设置原则具体为：每隔20公里以上，在管道管径改变处或线路切断阀门位置设置压力监测点，在压力监测点采集压力值，并据此获取各管段的天然气实时压力；温度监测点设置点与压力监测点设置点相同；
[0439]
获取各管段的天然气实时压力，具体为根据相邻两个压力监测点采集的压力值和管道长度，采用比例分布法获取各管段首尾两端的天然气实时压力，公式如下：
[0440]
[0441]
其中，
[0442]
p0为相邻两个压力监测点中距离气源更近的压力监测点处的实时压力；
[0443]
p1为待求管段端点的实时压力，是一个管段尾端压力，同时也是下一个管段首端压力；
[0444]
p2为相邻两个压力监测点中距离气源更远的压力监测点处的实时压力；
[0445]
s1为待求实时压力管段与离气源更近的压力监测点之间的管道长度；
[0446]
s为相邻两个压力监测点之间的管道长度。
[0447]
再将各管段首尾两端的天然气实时压力取平均值，获取每一个管段的天然气实时压力。
[0448]
对于单一气源管网，在气源输入处设置在线气相色谱分析仪，气相色谱分析仪实时分析数据作为各管段天然气组分；
[0449]
对于多气源管网，在每个气源输入处设置在线气相色谱分析仪，实时分析天然气组分，根据每一管段管道中各气源输入量的比例，计算出每一个管段的实时天然气组分。
[0450]
根据压力、温度和组分获取每一个管段天然气压缩因子；
[0451]
获取整个天然气管网总储气量，具体为根据各管段管道内天然气的实时压力、温度、组分、有效空间体积和压缩因子，获得每一管段内天然气实时储气量，可以采用如下公式计算：
[0452]
v＝zmrt/p
[0453]
v：天然气储气量，单位为m3；
[0454]
z：天然气压缩因子，无量纲；
[0455]
m：气体质量，单位为kg；
[0456]
r：摩尔气体常数，单位为j/kg﹒k；
[0457]
t：天然气温度，单位为k；
[0458]
p：天然气绝对压力：单位为pa；
[0459]
获取预设时间段内整个天然气管网的天然气储气量的变化量；
[0460]
获取天然气管网购销气差率，具体为整个管网天然气购销气差率采用如下公式计算：
[0461][0462]
其中：
[0463]
r：天然气购销气差率；
[0464]
a：预设时间段内管网的天然气输入气量，单位为m3；
[0465]
b：预设时间段内管网的天然气储气量变化量，单位为m3；
[0466]
c：预设时间段内管网的天然气输出气量，单位为m3。
[0467]
实施例6
[0468]
根据本发明的一个具体实施方案，参照附图3，对本发明提出的某一管段发生异常泄漏而及时采取预警和应急处置的方法进行详细说明。
[0469]
将主干管网长度52.5km、支线管网9.6km的管网划分为l1～l8共8个管段。
[0470]
依据历史数据统计分析、实验测试与验证以及专业人员的专业经验，分别确定8个
管段的低压力限值和压力下降速率限值。
[0471]
具体到按照l7管段，低压力限值＝3.2mpa；压力下降速率限值＝0.26mpa/分钟。
[0472]
按照“低压力预警值＝1.05
×
低压力限值、低压力应急处置值＝0.95*低压力限值；压力下降速率预警值＝0.90
×
压力下降速率限值、压力下降速率应急处置值＝1.15
×
压力下降速率限值值”原则，l7管段的低压力预警值、低压力应急处置值分别设置为3.36mpa和3.04mpa；压力下降速率预警值、压力下降速率应急处置值则分别设置为0.234mpa/分钟和0.299mpa/分钟。
[0473]
若l7管段遭受第三方施工破裂损坏，造成天然气泄漏，势必导致l7管段实时压力下降，且存在一定的下降速率。
[0474]
当泄露持续进行且泄漏量较大时，一方面，压力降低达到3.36mpa时，系统进行预警，燃气公司安排人力前往紧急处理；压力继续减低到3.04mpa时，本发明系统进行应急处置，自动切断l7管段两端的阀门，避免事故发生或进一步恶化。另一方面，随着泄露的发生，l7管段压力下降，压力下降速率逐步增大，当下降速率达到0.234mpa/分钟时，系统自动预警，下降速率达到0.299mpa/分钟时，本发明系统进行应急处置，自动切断l7管段两端的阀门，避免事故发生或进一步恶化。
[0475]
两方面同时监控，同时起作用。只要其中一个指标异常，系统就自动进行相应操作，避免事故发生。
[0476]
实施例7
[0477]
根据本发明的一个具体实施方案，参照附图4，对本发明通过天然气管网发生异常泄露导致购销气差率正向偏差和正向偏差速率异常，进而及时采取预警和应急处置的方法进行详细说明。
[0478]
依据对管网历史数据统计分析、实验测试与验证以及专业人员的专业经验，确定该购销气差率正向偏差限值为6.2％【正常与异常分界点】；正向偏差速率为1.0％/小时。
[0479]
按照“购销气差率正向偏差预警值＝0.92
×
购销气差率正向偏差限值、购销气差率正向偏差应急处置值＝1.08
×
购销气差率正向偏差限值；购销气差率正向变化速率预警值＝0.99
×
购销气差率变化速率限值、购销气差率正向变化速率应急处置值＝1.20
×
购销气差率变化速率限值”原则，该管网的购销气差率正向偏差预警值、购销气差率正向偏差预警值应急处置值分别设置为5.7％和6.7％；购销气差率正向变化速率预警值、购销气差率正向变化速率应急处置值则分别设置为0.99％/小时和1.2％/小时。
[0480]
若管网毁坏或遭受第三方施工破裂损坏，造成天然气泄漏，势必导致购销气差率正向偏差加大，且存在一定的增大速率。
[0481]
当泄露持续进行且泄漏量较大时，管网出现购销不平衡现象，反映在购销气差率方面不正常，购销气差率增大。一方面，购销气差率达到5.7％时，系统进行预警，燃气公司安排人力查找原因进行紧急处理；购销气差率继续增大到6.7％mpa时，本发明系统进行应急处置，结合各管段实时压力是否异常情况，自动切断相应管段两端的阀门，避免事故发生或进一步恶化。另一方面，随着泄露的发生，购销气差率正向偏差逐步加大，购销气差率正向变化速率也增加，当正向变化速率达到0.99％/小时，系统自动预警，正向变化速率继续加大到1.2％/小时时，本发明系统进行应急处置，结合各管段实时压力是否异常情况，自动切断相应管段两端的阀门，避免事故发生或进一步恶化。
[0482]
各指标实时监控，同时起作用，只要其中一个指标异常，系统就自动进行相应操作，避免事故发生。
[0483]
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均包含在本发明的保护范围之内。