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1 检漏系统构成
      检漏系统一般由3部分构成：现场数据采集站、通信系统及电脑监控软件。

1．1 现场数据采集站
      现场数据采集站的任务是采集管道运行工艺参数，如管道进出端的压力、温度、流量、CPS(全球定位系统)时钟信息等数据。它包括数据采集器和现场仪表。

      对于数据采集系统而言，检漏对采集系统的主要指标是要求采样速度至少达到100ms／次。现在一般的数据采集模块都能满足需求。为了提高定位精度，应该实现各数据采集站时钟同步，即采集GPS卫星时钟数据，给采集数据加上时间标签

1．2 通信系统
      由于要实时对比输油管道沿线各站的压力等数据，通信在检漏系统中发挥着关键的作用，也是目前检漏系统中故障率最高的环节。常用的通信方式有局域网、电台、中国移动和中国联通等公网，这几种方式各有优缺点，一般应根据现有条件优选。根据使用经验，电台最为稳定。

1．3 电脑监控软件
      软件的核心是泄漏判断及定位算法。小波分析和相关分析是两种最主要的泄漏点定位计算方法。

1．3．1 小波分析
      小波分析是80年代后期发展起来的应用数学分支，是一种信号的时间——尺度分析，是Fourier分析的发展。与Fourier变换相比，小波变换在时、频域中均具有表征信号局部特征的能力，适用于辨识信号的奇异点及计算奇异性的大小，是近年来非常活跃的一种信号处理方法。小波变换作为一种新的信号处理技术，已经应用在许多工程领域。利用小波变换的极值可以检测信号的边沿，并且可以抑制噪声。因此，用小波变换可以使压力下降边沿更加清晰，从而容易确定时间差。

1．3．2 相关分析
      相关分析是一种非常有用的数学处理方法，它经常用来比较两组数据、两个图形的相似性。由于输油管道是一个压力系统，通过检漏系统实时得到的输油管道两端压力变化的数据肯定是相关的，具有相似性，只是时间先后不同，而压力变化波动时间的时间差正是计算压力源位置的关键。

2 硬件设备
2．1 采集设备
      就目前的检漏系统而言，常用的采集系统有采集模块、工控机+板卡，采集模块有ADAM55 10、AB的PLC等，板卡可用PCL818LS、NI的CPI6023E等，这些模块的应用效果基本一样。东营五色石泄漏监控技术研究所成功研制了针对检漏系统专用的数据采集模块RTU，它集数据采集、GPS卫星校时、网络(CDMA及串口)等多种通信方式于一身，使用效果良好。

2．2 压力温度传感器
      由于检漏是依靠压力的相对变化趋势，压力数据不需要很准确，但是要灵敏，因而压力传感器的可重复性性能指标比精度更为重要。一般情况下，应选用精度在0．1％以上的仪表，如ROSEMOUNT3051GP型压力变送器。SCADA(数据采集与监控系统)系统中压力传感器的量程经常较宽一些，即使管道末端的进站压力，也要考虑到因误操作而导致憋压，量程按首站出站的最高压力选取；而检漏系统中，压力变送器的量程应尽量缩小，以提高灵敏度。温度变化对检漏系统的定位精度有影响，但很小，传感器精度达到0．1℃即可。

2．3 流量计
      目前主要使用的输油流量计有3种：容积式流量计、超声波流量计和质量流量计。最常用的是容积式流量计，如腰轮流量计、刮板流量计；质量流量计一般用于小口径(≤150mm)的输油管道；超声波流量计的优点是安装简单，直接卡在管道外壁上，缺点是精度较低，需要经常校正，因此不推荐使用。

3 设计中应注意的事项

3．1 独立配置
       鉴于检漏系统对于保障管道运行的重要性，检漏系统应独立于SCADA系统、压力传感器、控制器、电源等单独设计，温度传感器可与SCADA 系统并采，用模拟量“一分二”隔离模块，流量计发讯器则可使用数字量“一分二”隔离模块EX3053。
3．2 软件选择
       设计中应选用成熟软件。国产软件已经能够满足生产需求，如东营五色石泄漏监控技术研究所的“五色石”检漏系统软件已经应用在胜利油田、辽河油田、中原油田的35条输油管道 共计64座站库、总长840km的管道上，运行稳定、使用简单、误报率低，使用效果良好。
3．3 设备选型
       于现场数据采集站，推荐使用采集模块或专用RTU，应配置GPS卫星校时模块。压力变送器的量程尽量缩小。流量计应尽量选用精度高的质量流量计，其次是容积式流量计，如0．5级罗茨流量计。对于通信方式，推荐使用电台。
3．4 仪表安装位置
       压力变送器的安装位置应尽量靠近站外的主干线且最好在室内的位置。这样既可尽量减小管道阀门等元件削弱压力波的传播，又可减少被雷击概率和取压管冻堵等不利因素。
 

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　　Super E50系列模块化RTU 介绍
　　2.1 产品概述
　　Super E50系列模块化RTU是北京安控科技股份有限公司（以下简称安控科技）集多年的站控系统开发、工程经验设计的新型站控RTU产品，可实现对工业现场信号的采集和设备的控制。该产品采用了先进的32位ARM技术，高效的嵌入式操作系统，整个系统功能强大、操作方便、集成度高。不仅能胜任逻辑、定时、计数控制，还能完成数据处理、高速计数、模拟量控制、PID、RTD、TC、通讯联网等功能。其程序开发方便，可与上位机组成控制系统，实现集散控制。该产品具有多种配置和可选功能。可根据用户的实际需求，在不同领域，设计开发成各种控制系。
　　相比于目前国外产品价格偏高，后续维护服务困难的局面，该产品在硬件体系和软件开发都达到国际先进水平的前提下，通过民族品牌固有的更低的价格，更好的服务来取胜，相比于其他国内产品，该产品通过更尖端的技术，更稳定的性能，更灵活的扩容，更高的品质来取胜。
　　2.2 系统结构
　　2.3 性能特点
　　1）结构先进，易于扩展，可多站协调工作，组建复杂系统。
　　2）模块化设计工业标准设计，DIN导轨安装结构，方便现场安装。
　　3）经济可靠、功能强大的通信接口，支持Modbus RTU／ASCII／TCP、DNP3（可选）等通信。
　　4）协议，具有RS232、RS485、Ethernet等通信接口。
　　5）高效的工程开发工具，符合IEC61131-3标准，支持LD、FBD、IL、ST、SFC五种程序语言。
　　6）友好的人机界面。
　　7）功能强大的硬件系统，采用32位ARM处理器，嵌入式实时多任务操作系统(RTOS)。
　　8）先进的冗余/容错方式。
　　9）经济高效的RTU系统。
　　10）工作温度-40～ 70℃，工作湿度5～95%RH，适应各种恶劣环境。
　　11）通过CE认证，达到EMC电磁兼容3级标准。
　　2.4 开发工具
　　传统RTU系统的工程开发工具一般采用各自独立的系统，各家知名RTU各有特色，但互不兼容，一般RTU开发和使用人员必须进行专业的培训才能胜任对RTU系统进行开发、使用和维护，各种RTU工程的建设投资、运行和维护成本都很高。随着软件技术和硬件技术的快速发展，各种RTU系统适用在各种不同的工业场合的应用，不同RTU系统之间数据互通互用的要求越来越强，用户对于RTU系统的开放性、兼容性要求也越来越高。
　　安控科技Super E50 系列模块化RTU系统工程开发工具EOpen就是针对用户的这种要求而开发的新型RTU系统，该系统采用国际标准IEC61131-3，具有良好的兼容性和开放性。EOpen源自德国INFOTEAM公司的OpenPCS系统，该系统已获PLCOPEN国际认证。源于其开放性和兼容性，可以在用户的新建系统及旧系统改造中，节省大量的投资。
　　EOpen采用符合IEC61131-3标准的IL、LD、ST、SFC及FBD/CAC等语言，用户及开发工程师可以根据工程的控制特点及要求选择其中一种语言或几种语言进行组合灵活使用，工程师可以快速高效的完成自动化工程的建设。
　　输油管道自动化是管道安全经济运行的重要保证。随着自控技术、计算机技术、通信技术的发展，油气长输管道的自动化进展迅速。目前，计算机监测控制与数据采集（SCADA，SUPERVISORY CONTROL AND DATA ACQUISITION）系统已广泛应用，成为管道自控系统的基本模式。我国铁大线和东黄复线引进的SCADA系统达到了国外80年代中期水平。
　　目前，SCADA系统一般由设在管道控制中心的小型或超级微型计算机，通过数据传输系统对设在泵站、计量站或远控阀室的远程终端装置（RTU）定期进行查询，连续采集各站的操作数据和状态信息，并向RTU发出操作和调整设定值的指令。这样，中心计算机对整个管道系统进行统一监视、控制和调度管理。各站控系统的核心是RTU可可编程序控制器PLC。它们与现场传感器、变送器和执行机构可泵机组、加热炉的工业控制计算机等连接，具有扫描、信息预处理及监控功能，并能在与中心计算机的通信一旦中断时独立工作。站上可以做到无人值守。SCADA系统是一种可靠性高的分布式计算机控制系统。
　　一、              SCADA系统的发展科史
　　SCADA系统的概念是60年代中期开始形成的。当时，主控站能够与远控站进行通信并对其进行控制。那时的SCADA系统采用固态逻辑线路、硬布线扫描器、大型模拟显示盘及在预定的表格上打印报表的打印机等。这种系统主要起监视作用，而管道运行管理的大部分工作需调度人员完成。当时的系统不灵活而且故障率高。
　　70年代，大规模集成电路研制成功，低功耗存储器出现，小型、微型计算机的应用及软件开发，使SCADA系统的硬件和软件水平均有较大的提高。开发出来标准的SCADA软件包已初步具有数据库管理、显示生成和记录生成的功能。70年代中期，可编程序控制器PLC开始应用于输油管道。PLC是一种给系统提供控制和操作的电子装置，专为在工业环境下使用而设计。它采用可编程序的存储器，可以执行逻辑、顺序、计时、计数或演算等功能，通过数字或模拟输入/输出，控制各种形式的工艺过程。它运行可靠、维护检修方便，特别适于在长输管道SCADA系统的站控级使用。PLC在输油管道上应用发展迅速，并有逐渐取代早期的远程终端装置RTU的趋势，而生产RTU的厂家也在不断提高产品性能，引入微处理机并扩大功能。
　　80年代初，16位微处理机问世，智能RTU及功能更强的PLC出现。SCADA系统主机向容量更大、功能更能、价格更低的方向发展，人机对话、数据检索能力、硬件可靠性进一步提高，管道控制及实时模拟软件开发等，使SCADA系统功能更强，更加可靠和灵活。
　　90年代，管道自动化向着智能化发展。“智能”RTU配上先进的软件，能在现场进行集散式控制。SCADA系统由集中控制、集中管理的方式发展成集中管理、分散控制。控制中心的主机更多地用于数据采集与分析，常常不必以实时方式运行。“智能”RTU能在现场存储、处理数据，即使失去通信联系后，仍能保持监控的功能，这进一步提高了系统的可靠性。随着计算机及软件技术的发展、人工智能和专家系统技术的应用，SCADA系统的功能将更加扩充和完善。
　　二、              现代SCADA系统的构成
　　管道工业所采用的现代SCADA系统的配置形式如下图所示。它一般由远程终端装置RTU可PLC、控制中心计算机系统、数据传输及网络系统、应用软件等组成。
　　SCADA系统控制中心的主计算机经常按冗余（双机）方式配置，双机互为热备用。主机可以与控制中心的操作员控制台及安装在站场的RTU进行通信。控制中心的操作人员能够在控制台通过显示终端及输入终端，向RTU发出操作指令，实现对管道系统的遥控。该系统的外围设备、如显示终端、打印机等均为两台主机共享。一旦在线主机发生故障，外部设备即可自动地切换到备用主机上。
　　系统还装有一台或多台以微处理机为核心的工程师终端，配有CRT、键盘和打印机，用来进行程序编制、修改，工程计算和管理等。它与备用主机共用文件。
　　现在，一台主机可以与上百台可更多的RTU进行通信并对其进行控制。主机监控RTU的数量，取决于主机的存储容量大小。通过以微处理器为基础的通信控制器，通过调制解调器（MODEM）及通信线路来控制系统的通信。通信线路可以是电话线路、微波线路、光纤或卫星线路。
　　现代SCADA系统是一种集散型控制系统（DISTRIBUTED CONTROL SYSTEM），其控制层次通常分为三级：控制中心级、站控级、及设备控制级，在一些大型系统中还设有分控制中心这一级。这种结构体现了集中管理、分散控制的现代系统控制原则，特别适用于油气长输管道这种分散性大系统的运行管理和控制。控制中心级对全线进行集中监视、控制和调度管理，站控级的任务是对输油站进行控制，设备控制级是对泵机组、加热炉、阀门等设备进行就地控制。
　　自动化仪表包括检测仪表、变送器和执行器等，是计算机控制系统的基础部分。各种检测装置是监控与数据采集系统的数据源。检测的准确性直接影响监控的有效性。应根据安全可靠、经济合理的原油选择仪表、变送器等的类型，其检测精度及安全防爆性能等应满足使用要求。
　　（一）控制中心计算机系统
　　控制中心的主计算机是SCADA系统的核心。要求系统具有很的高可靠性，故采用全冗余结构、热备用运行。国外供SCADA系统选用的计算机型号很多，目前多采用小型机，对一些小规模系统也可采用档次较高的微机。
　　系统的主机、外存储器、通信控制器、外围设备接口、彩色显示终端、系统文件打印机等全部设置两套。一台主机在线监控，另一台处于热备用状态，可进行程序开发等工作。正常时，主机定时把数据送入备用计算机的内存储器中。一旦检测到主机或相关设备出现故障时，传输即中断，使主机自动脱离在线控制，由备用机代之。外围设备也自动切换到备用机上。这种切换可以手动进行，以便定期维护主机及相关设备。
　　（二）站控计算机系统
　　长输管道的自控对象除了过程变量如压力、温度、流量、液位等以外，较多的是位式控制，如阀门的开关，机泵的启停，事故的跳闸等。它们都不是一般的开关、启停，设备的动作必须按一定的逻辑顺序。设置在站场可所监控设备处的控制装置必须具备较强的逻辑功能、通信能力和数据处理能力。远程终端装置RTU与可编程序控制器PLC就是SCADA系统站控系统常采用的站控装置。对于小规模站，也可采用小型PLC或以微处理器为基础的各种数字控制器。
　　在现代SCADA系统中，控制中心对各站场的控制是由各站控系统分别实施的。控制中心对站场发出一个做什么的指令，而如何去完成指令则由站控系统实施，故它是SCADA系统中一个很重要的控制级。为了提高其可靠性，站控系统的RTU或PLC多数采用双机冗余配置，热备用运行。
　　1、可编程序控制器（PC或称PLC）
　　可编程序控制器（PROGRAMMABLE CONTROLLER）的缩写为PC。PC的早期设计只是用作基于逻辑的顺序控制，所以称为可编程序逻辑控制器（PROGRAMMABLE LOGIC CONTROLLER），简记为PLC。现代的可编程序控制器可以接受、输出数字或模拟信号，起到了过程控制器的作用，美国电气制造商协会于1980年正式命名为PC（PROGRAMMABLE CONTROLLER）。但此缩写容易与许多其它缩写词混淆，如POCKET CALCULATOR，PERSONAL COMPUTER等，故仍常用缩写符PLC代表可编程序控制器。
　　（1）PLC的主要组成部分   PLC主要由中央处理单元（CPU）、存储器和输入/输出模块以及编程器、外部设备组成。
　　与通用微机的CPU一样，它是PLC系统的神经中枢，按PLC的系统程序执行各项指令规定的操作，实现PLC的各种功能。
　　PLC配有系统程序存储器和用户程序存储器。前者存放监控程序，模块化应用功能子程序、命令解释、功能子程序的调用管理程序和各种系统参数等。后者存储用户编制的程序。系统程序关系到PLC的性能，不能由用户直接存取。存储器的容量反映了PLC处理能力大小的一个指标，产品样本中所列的存储器型和容量，系指用户程序储存器而言。
　　输入/输出（I/O）模块是PLC与受控系统的（I/O）装置之间的接口。根据不同的控制要求，可以选用各种I/O模块。
　　（2）PLC分类【更新】
　　（3）PLC的特点【更新】
　　2、远程终端装置（RTU）
　　RTU是传统的SCADA系统的基础。以微处理机为基础的RTU逐步发展成为具有控制中心一部分功能的智能终端装置，称“智能”RTU。它可以是SCADA系统的一个组成部分，也可以独立操作。“智能”RTU具有以下特点：能在现场处理数据，即使与控制中心失去通讯联络后，仍能保持监控功能，自动对控制进行决策，独立完成操作。为节省通信费用，采集的数据可以在现场储存，定期由主机取回报告。由于“智能”RTU的问世，使集中控制的SCADA系统发展成先进的集散型控制系统。
　　目前RTU的类型【更新】
　　3、系统
　　典型的站控计算机系统配置如下图所示。站控系统的PLC采用双机冗余配置，互为热备用，切换自动进行。需要时站内可设置一台工业微机作为站控PLC的上级计算机，对其进行控制和管理。站操作台可配置显示终端CRT、打印机等外部设备。与重要生产装置如泵机组、加热炉的控制装置的输入/输出接口也可采用冗余配置。
　　（三）SCADA系统网络
　　SCADA系统网络包括控制中心主计算机网络、主计算机对RTU（或PLC）网络（数据传输系统）及就地RTU网络，用于实现系统的通信。
　　1、主计算机网络【更新】
　　2、数据传输系统
　　SCADA系统的数据传输系统由通信控制器（CCM）及相关通信设备与线路组成。在数据传输系统中，经常采用微波、光纤、GPRS/CDMA等方式。
　　（1）微波通信  油气管道上微波通信应用较为广泛，有成熟的设计、施工及运行经验。它的主要优点是投资少、通信容量大，可可靠性高、建站灵活等。
　　（2）光纤通信  70年代后期，光纤通信得到了迅速发展。它的载波介质是光而不是电，故不受外界电磁干扰，传输速率高，通信容量大，保密性好。光纤的抗腐蚀能力强、重量轻，可以与管道同沟敷设，是长输管道的最佳通信方式之一。
　　（3）卫星通信【更新】
　　（4）高频无线电通信【更新】
　　（5）GRPS/CDMA通信【更新】
　　（四）软件
　　SCADA系统的功能和灵活性在很大程度上取决于所采用的软件。SCADA系统计算机软件一般可分为三个主要部分：计算机操作系统软件、SCADA系统软件、应用软件。
　　SCADA系统为实时系统，需有专门的计算机操作系统才能在实时环境中工作，这些操作系统软件一般由计算机制造厂商提供。SCADA系统的系统软件一般包括：远程终端查询软件、数据采集软件、传指令软件、建立及管理实时数据库软件、CRT显示、记录报警、报告生成软件及运行调度决策指导软件等。系统软件一般由研究开发SCADA系统的专业公司提供。
　　应用软件主要包括：动态模拟软件、泄漏检测定位软件、水击动态分析软件等。国外一些公司专门从事管道模拟软件的开发。在SCADA系统的站控系统也需要一些小型的站计算机操作系统软件及应用于软件，如站系统的数据处理软件、泵机组或设备控制软件、与控制中心和其它站联系的通信控制软件等，它们一般由SCADA系统的设计和应用者开发。
　　三、              SCADA系统的功能
　　（一）控制中心主计算机系统的功能
　　（1）监控各站的工作状态及设备运行情况，采集各站主要运行数据和状态信息。主要有：
　　①检测量：进出站油温、油压；首站、末站和计量站流量；输油泵机组（包括原动机和辅机）的有关数据；油罐液位、油温及储油量；加热设备进出口油温、油压、及流量，燃料油压力及流量；泵站出站压力调节阀的开度及阀前后压差；站母线电压、电流等。
　　②报警信号：原油进站压力过低，出站压力过高；油罐液位（高低超限）；停电；输油泵机组运行故障；加热设备进出口油压差值过大；出站调节阀故障；输油泵轴承温度过高，振动量超标；安全阀、泄压阀动作等。
　　③状态量：输油泵机组、加热设备、出站调节阀及重点流程阀的运行状态。
　　监视过程是以扫描的方式进行，即按一定顺序依次对各站的RTU进行查询。若发现某站的运行状态异常或运行参数超限，则通过屏幕显示及打印输出。
　　（2）根据操作人员的要求或控制软件的要求向RTU发出操作指令，对各站场进行遥控。主要有：
　　①输油泵的程序启停；
　　②流程阀的开启、关闭；
　　③加热设备的启停及调节；
　　④出站压力的控制。
　　⑤出炉或换热器的原油温度控制等。
　　（3）根据操作人员的要求，在CRT上随时提供有关管道系统运行状态的图形及历史比较和趋势显示；
　　（4）按规定时间间隔记录和打印各站的主要运行参数及运行状况报告；
　　（5）记录管道系统所发生的重大事件的报警、操作指令等；
　　（6）运行有关的应用软件，对水击、检漏、清管、批量跟踪等工况进行监测、控制。
　　（二）站控系统功能
　　（1）过程变量巡回检测和数据处理；
　　（2）向控制中心报告经选择的数据和报警；
　　（3）提供运行状态、工艺流程、动态数据的画面、图像显示、报警、存储、记录、打印；
　　（4）除执行控制中心的指令外，还可以独立进行工作，实现站内保护和PID等其它控制；
　　（5）实现流程切换；
　　（6）进行自诊断程序，并把结果报告控制中心；
　　（7）提供给操作人员操作记录和运行报告；

　　在SCADA系统中，远程终端模块(RTU)作为远端设备，基本应用是采集现场数据，对其进行封装以传输给中心监控站。
　　本文的主要工作是构建基于嵌入式系统的远程终端模块，以适应其工作在负压波法管道泄漏监测系统中的需要。
　　本文首先设计了RTU中的所必需的工业数据采集、存储、传输等组件，以满足系统泄漏定位的基本要求：
　　压力，温度等管道运行参数信息，在经过信号调理后，由AD转换器件进行数据采集，软件模块由RTU内嵌的实时时钟触发以保证其实时性；为提高数据处理能力，系统设计了USB总线接口的数据缓存单元； 基于工业以太网的数据传输控制系统，在工业数据通讯中扮演重要角色。
　　本文基于TCP\IP协议，建立了网络传输模块以完成RTU与中心控制室的数据传输任务。
　　由于以太网络传输固有的时延不确定性，系统在数据帧中为采样数据打上时间标签，并建立交互式数据通讯协议。
　　另外，精确得到负压波传到管道上下游测量地的时间差，是本泄漏监测系统的关键技术之一。
　　本文设计了GPS校时机制，利用GPS一体化接收机获得精确的世界时和1PPS脉冲时标，校正测量站RTU模块的实时时钟，完成对异地测量系统时基的同步。

    从上期的擂台我们知道：与一般来说输油管道检漏方法主要有三类：巡视、直接捡漏和软件分析方法。

      从而我们可以知道 利用RTU采集数据的检漏系统：泄露监控系统一般是使用计算机自动采集管道运行的相关数据，利用油田局域网进行实时数据传输，实现自动地实时泄露监测、报警和定位、在软件上采用相应的变换技术和相关分析方法进行泄露监测和定位。

（1）系统功能

      输油管网检漏系统实时采集各站的进站的压力、温度、流量数据，实时监测管线的泄露，一旦发生泄露立即报警、定位，并最终给出泄漏量。

（2）系统构成：

       泄露监测报警系统主要有下面三部分组成：

1.数据采集部分：有数据采集模块RTU、压力变送器、温度传感器、流量计等设备采集管道相关的压力、温度、流量等数据。

输油管道检漏系统示意图

2.通信部分：利用局域网或电台、CDMA/GPRS等多种方式传输实时数据。报警中心可以根据需要设在有网络的任何地方，最好设在调度，一遍与迅速了解各站操作。

3.软件:软件由数据采集部分、网络传输部分、数据分析报警、定位分析软件等组成，软件应该做到自动报警与人工分析定位的结合，以便于提高系统的适应能力和应用效果，减少漏报和误报。

 

对于利用RTU采集数据的检漏系统，所使用的RTU，这里给出两种在国内管道检漏用的比较成功的RTU：

（1）Super32-L 系列RTU，是北京安控科技股份有限公司集多年的开发、工程经验设计的新型一体化RTU产品，是面向工业现场信号采集和对现场设备控制的新型通用RTU。该系列RTU采用先进的32处理器，不仅能完成逻辑运算、定时、计数控制，还能实现数据处理、PID运算、通讯联网等功能。与同类RTU相比，具有更大的存储容量，更强的计算功能，更简便的编程与开发能力；强大的通讯组网能力和卓越的环境指标特性，能够适应各种恶劣工况环境。 Super32-L 系列RTU具有多种配置和可选功能，可根据用户的实际需求，在不同领域，设计开发成各种控制系统。

（2）Super E50 系列RTU 是安控科技集多年的控制系统开发、工程经验设计的新型模块化RTU 产品，可实现对工业现场信号的采集和设备的控制。该产品采用了先进的32 位处理器和高效的嵌入式操作系统，整个系统功能强大、操作方便、集成度高，不仅能完成数据采集、定时、计数、控制，还能完成复杂的计算、PID、通讯联网等功能。其程序开发方便，可与上位机组成控制系统，实现集散控制。Super E50 系列RTU 产品具有多种配置和可选功能。可根据用户的实际需求，在不同领域，设计开发成各种控制系统。

    这两类的RTU都有在管道检漏的的成功案例，尤其是Super32-L 系列RTU，有很多的成功事例。

 

利用RTU采集数据的检漏系统一般指在数据采集过程中通过数据采集模块RTU、压力变送器、温度传感器、流量计等设备采集管道相关的压力、温度、流量等数据。然后将采集的数据传输至上层上位机设备以备用和作相关的分析，从而达到正确输油管网检漏的报警和定位。

1：泄漏点检测常用方法和评测手段： (1) 目前广泛应用的是基于负压波和基于声波信号的泄漏检测与定位方法。当管道某处突然 发生泄漏时 ,在泄漏处将产生瞬态压力下降 ,形成一个负压波 ,该波以 1 000 m/ s 的速度从 泄漏点向两端传播然后根据压力信号分析，但是基于负压波的有几类共性的问题： ① 由于管道都是高压 1—5 MP，所以对小泄露量和缓慢泄露（压力变化 0.01MPa 左右）不 够灵敏和漏报比较普遍。 ② 这类系统抗工况绕道能力比较差，系统误报比较多。 如果一味的提高对小泄流量检测的灵敏度， 会导致更多的误报， 所以需要寻找一种更好的方 法。 (2) 常用的检测方法。一类是外部环境检测，早期就是用人员的外部巡视法（比较原始） 、 油气敏线缆、检测光纤（PCS 和光纤温度传感器） 。另一类是管内流动状态检测，有基于模 型、基于信号处理、基于模式和人工神经元网络的方法. 2： 远程数据单元 RTU 安装在油泵的两端。远程数据单元 RTU 主要有 3 个功能：多任务处理、 信号采集和通信、对时。 管道泄漏定位的关键之一是将上下游同时刻的数据汇集到一 （4）数据通信和 GPS 对时 ） 起， 用以得到声波信号的上下沿的准确的时间差， 同步程度在一定程度上决定了定位的精度。 所以 GPS 对时的主要目的是为了使上下游的数据得到很好的同步，这也是这一套检测系统 比较精确的原因之一。 3：信号的采集、分析和准确的定位： (1)泄漏信号的产生 泄漏信号的产生 管道受内力或外力作用产生形变或断裂，以弹性波形式释放出应变 泄漏 能的现象称为声发射。 弹性波在结构中传播时携带有大量结构或材料缺陷处的信息， 用仪器 检测、 分析声发射信号和利用声发射信号可以对结构或材料中的缺陷进行检测和定位。 从严 格意义上来说，泄漏所激发的应力波并不是声发射现象。因为在泄漏过程中，管壁本身不释 放能量，但由于泄漏时，泄漏的液体与泄漏孔之间的相互作用也会在管道中激发出应力波， 通过该应力波可以描述材料结构上的某种状况。 所以从这个意义上说， 管道泄漏在管道中激励出应力波也可以认为是一种声发射现象。

（1）监控各站的工作状态及设备运行情况，采集各站主要运行数据和状态信息。主要有：
①检测量：进出站油温、油压；首站、末站和计量站流量；输油泵机组（包括原动机和辅机）的有关数据；油罐液位、油温及储油量；加热设备进出口油温、油压、及流量，燃料油压力及流量；泵站出站压力调节阀的开度及阀前后压差；站母线电压、电流等。
②报警信号：原油进站压力过低，出站压力过高；油罐液位（高低超限）；停电；输油泵机组运行故障；加热设备进出口油压差值过大；出站调节阀故障；输油泵轴承温度过高，振动量超标；安全阀、泄压阀动作等。
③状态量：输油泵机组、加热设备、出站调节阀及重点流程阀的运行状态。
监视过程是以扫描的方式进行，即按一定顺序依次对各站的RTU进行查询。若发现某站的运行状态异常或运行参数超限，则通过屏幕显示及打印输出。
（2）根据操作人员的要求或控制软件的要求向RTU发出操作指令，对各站场进行遥控。主要有：
①输油泵的程序启停；
②流程阀的开启、关闭；
③加热设备的启停及调节；
④出站压力的控制。
⑤出炉或换热器的原油温度控制等。
（3）根据操作人员的要求，在CRT上随时提供有关管道系统运行状态的图形及历史比较和趋势显示；
（4）按规定时间间隔记录和打印各站的主要运行参数及运行状况报告；
（5）记录管道系统所发生的重大事件的报警、操作指令等；
（6）运行有关的应用软件，对水击、检漏、清管、批量跟踪等工况进行监测、控制。

过几个类似工程，用的是负压波测量方法，RTU采集管线两端温度、压力和流量，效果一般。 精度整高了，误报太多，天天动不动就喊狼来了，整的泄漏事故发生了也没人信了；精度整低了，小泄漏又检测不出来。 总之利用负压波测量管线泄露效果比较一般。

利用RTU采集数据进行泄漏检测诊断的原理：采用负压波诊断法，每套装置安装在输油管线二端的站点，通过采集管线泄漏时的产生的压力负压波信号，并对二个站点的泄漏信号进行对比分析，对泄漏点进行定位诊断。