油气管道风险评估质量评价技术分析论文[推荐阅读]

第一篇：油气管道风险评估质量评价技术分析论文

摘要：掌控事故风险大小已经成为油气管道完整性管理的一个重要本质特性，而风险估测数据的正确性也成了油气管道管理完整性决策的直接影响因素。因此，以估测风险对管道管理的冲击与认识工作意义为基础，对评测油气管道管理质量做出新的评价制度，也是从技术层面提供一种新的解决思路。对油气管道产生影响的最主要的有如下四个方面的因素，人为因素、物为因素、工程方面与管理方面的因素，从主次上看，这四个因素属于客观方面的外部因素。需要重点研究的是对油气管道风险评测质量方面所用到的方法，方法需要有简单和易于操作的特点。本文从崭新的出发点阐述对提升油气管道风险评测的正确性技术路径，对改进我国这方面的技术管理起到一些参照的作用。

关键词：油气管道管理；风险评测；指标体系；质量；因素

针对事故严重程度的预先性掌控成为油气管道管理的一个根本性特点，而对事故发生因素的辨别与对事故风险的估测是油气管道管理的核心环节。对油气管道的事故评测是对油气管道安全的一个重要工作，这个评测的结果将从根本上影响到对油气管道管理的决策，以及这个决策所包含的科学性。在以往的工作中，人们关注的焦点都在怎样估测油气管道事故的危险程度，而忽略了这个估测本身的质量问题。目前我国在做这方面研究的只有少数人，而且也只是做了初步的研究，并没有深入的开展工作。本文的目的便是希望通过这个全新的视角寻找到能够提升油气管道事故评测正确性的办法。

一、事故评估对油气管道完整性管理的重要作用

油气管道的完整性管理的主要解释是油气管道的负责人或者单位要不间断的针对管道所面临的各种危险的原因而做出的评测以及对所得到的评测结果所进行的评价，并且需要对得到的结果准备针对性的对策，保证油气管道的运行处在可控制可接受的安全范围中。油气管道完整性的管理工作大致分为如下几个部分：采集数据；高风险区辨别；风险危险度的评测；完整的评价；维护与效果的评价。风险危险程度的评测是这其中最主要的部分。从油气管道完整性管理的主要技术程序中不难看出，能够最快的识别威胁到油气管道安全的危险源，周期性的对管道进行危险性评测并及时发布针对评测的评价结果已经成为完整性管理的重要工作。国内外的多家油气管道公司的实践结果也从另一方面给出了强有力的证明。能准确的辨别出对油气管道存在威胁的危险元素，才会使针对此方面问题的决策不至于缺乏针对性。只有做到准确的评估油气管道存在的危险，加强完整性工作的认识，才能体现出完整性管理的真正理念。

二、影响油气管道事故评测评价的几大原因

对油气管道事故评测的结果造成影响的原因有很多，我们不可能将这些原因全部归入到对评测评价的考虑中，这样做的直接的后果就是加大评价成本，造成没有必要的浪费，这种做法也是人们不能接受的。依照油气管道事故评测评价的工作程序，本着经济为本的原则，本文将这些因素分为四个类别：人为因素；物为因素；工程因素；管理因素。如下将分别介绍：人为因素：人作为整个社会活动的主体，是创造工程，实现结果的关键所在，当然了也是引发事故的重要因素。对于油气管道潜在威胁的重要参与者，能够对工作构成威胁的因素主要在于人的弱点，比如记忆力，注意力与反应能力，还有对整个工作的掌控能力，张玉辉中国石油天然气股份有限公司管道大连输油气分公司116100此外还与人的工作经验与敬业精神存在联系。物为因素：除了人为的因素之外，对油气管道事故评测的评价造成影响最大的应该是物为因素了。工程的好坏很大的关系是参与工程建设物资的优劣，这也直接影响了工程的安全性。对于油气管道方面的影响物为的因素主要表现在针对油气管道的评测之前，针对物为因素的研究主要在事故评测的组织与准备中。工程因素：可以从两个方面分析，技术质量与功能质量。技术质量可以把对事故评测项目分为开展前、中、后三个部分，更加细化的对工程进行分析。而功能质量方面的因素则是从油气管道事故评测的服务质量上面与感知角度上入手，针对这两方面进行专业性的分析与研究，结果一定要全面透彻。管理因素：在整个针对油气管道事故评测评价的过程中，管理的因素可以说随着整个过程而存在，它对整个工作的影响也是不容忽视的。具体的影响因素大体可以分为如下三点：评测人员或者单位的专业资质与职业道德；针对评测项工程的组织与管理；在评测过程中产生的交互性作用的处理。

三、油气管道事故评测的评价原理与流程

针对事故评测的评价原理目前通用的是这两个，一是相关原理；二是类推与概率的推断原理。相关原理的解释是通过对整个油气管道系统的数据进行全面的分析，结合以往的数据构建一个因变量与自变量之间的数学模型，通过构建的这个模型进行内在联系的解释。第二个的解释主要是从两个或者多个类似的事故中寻找规律，依照事故的先导规律而对相似事故的发展进行推导，从而得出其中的规律，进而对其概率进行推论，之所以要对油气管道风险评测的质量实行评价，最根本的目的还是检验对事故评测的结果的可靠性。参照国家生产监督管理局所颁布的《安全评价通则》等法律文献，以及已经日趋成熟的油气管道事故评测技术程序，形成一套新的专门针对事故评测质量评价的程序。大概分如下四个步骤：对评价的准备；对评价所产生的影响的识别与分析；形成评分体系，针对结果提出建议，保证改善质量与对策的把控；编写专业报告，对各项工作进行跟踪性整理。

四、结语

本文主要从四个方面（对油气管道管理产生影响的：人为因素，物为因素，工程因素，管理因素四个方面）研究分析了对油气管道风险评测方面产生影响的客观性的外因以及针对评测质量评价的办法，为完善与改进原有的事故评测指标做出一些解释，并为实现新的解决办法提供自己的思路。通过对工程设计的油气管道事故评测的评价程序与真实案例的验证，更加有利的说明了此质量评价技术的操作实用性。

参考文献:

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第二篇：油气管道无损检测技术

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油气管道无损检测技术

管道作为大量输送石油、气体等能源的安全经济的运输手段,在世界各地得到了广泛应用,为了保障油气管道安全运行,延长使用寿命,应对其定期进行检测,以便发现问题,采取措施。

一、管道元件的无损检测

（一）管道用钢管的检测

埋地管道用管材包括无缝钢管和焊接钢管。对于无缝钢管采用液浸法或接触法超声波检测主要来发现纵向缺陷。液浸法使用线聚焦或点聚焦探头,接触法使用与钢管表面吻合良好的斜探头或聚焦斜探头。所有类型的金属管材都可采用涡流方法来检测它们的表面和近表面缺陷。对于焊接钢管，焊缝采用射线抽查或100 %检测，对于100 %检测，通常采用X射线实时成像检测技术。

（二）管道用螺栓件

对于直径> 50 mm 的钢螺栓件需采用超声来检测螺栓杆内存在的冶金缺陷。超声检测采用单晶直探头或双晶直探头的纵波检测方法。

二、管道施工过程中的无损检测

（一）各种无损检测方法在焊管生产中的配置

国外在生产中常规的主要无损检测配置如下图一中的A、B、C、E、F、G、H工序。我国目前生产中的检测配置主要岗位如下图中的A、C、D、E、F、G、H工序。

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图一 大口径埋弧焊街钢管生产无损检测岗位配置

（二）超声检测

全自动超声检测技术目前在国外已被大量应用于长输管线的环焊缝检测，与传统手动超声检测和射线检测相比，其在检测速度、缺陷定量准确性、减少环境污染和降低作业强度等方面有着明显的优越性。

全自动相控阵超声检测系统采用区域划分方法，将焊缝分成垂直方向上的若干个区，再由电子系统控制相控阵探头对其进行分区扫查，检测结果以双门带状图的形式显示，再辅以TOFD(衍射时差法)和B扫描功能，对焊缝内部存在的缺陷进行分析和判断。

全自动超声波现场检测时情况复杂，尤其是轨道位置安放的精确度、试块的校准效果、现场扫查温度等因素会对检测结果产生强烈的影响，因此对检测结果的评判需要对多方面情况进行综合考虑，收集各种信息，才能减少失误。

（三）射线检测

射线检测一般使用X 射线周向曝光机或γ射线源，用管道内爬行器将射线源送入管道内部环焊缝的位置，从外部采用胶片一次曝光，但胶片处理和评价需要较长的时间，往往影响管道施工的进度，因此，近年来国内外均开发出专门用于管道环焊缝检测的X 射线实时成像检测设备。

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图二 管道环焊缝自动扫描X射线实时成像系统

图二为美国Envision公司生产的管道环焊缝自动扫描X射线实时成像系统，该设备采用目前最先进的CMOS成像技术，用该设备完成Φ 609mm(24 in)管线连接焊缝的整周高精度扫描只需1～2 min，扫描宽度可达75 mm，该设备图像分辨率可达80μm，达到和超过一般的胶片成像系统。

（四）磁粉检测

磁粉检测的基础是缺陷处漏磁场与磁粉的磁相互作用。铁磁性材料或工件被磁化后，由于不连续性的存在，使工件表面或近表面的磁力线发生局部畸变而产生漏磁场，吸附施加在工件表面的磁粉，形成在合适光照下目视可见的磁痕，从而显示出不连续性的位置、形状和大小。

国内很少对焊管坡口面进行磁粉检测。国外使用的自动检测系统，主要采用荧光磁悬液湿法检测。自动磁粉检测设备采用磁化线圈在钢管壁厚方向对坡口面局部磁化，同时在坡口表面喷洒荧光磁悬液，凭借在该部位装置的高分辨率摄像系统，将磁化、磁悬液喷洒区域的影像传输在旁边的监视屏上，操作人员监视屏幕，就可以及时发现磁痕影像，找出缺陷。

磁粉检测适用于检测铁磁性材料表面和近表面的缺陷，因此对于奥氏体不锈钢和有色金属等非铁磁性材料不能用磁粉检测的方法进行探伤。由

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于马氏体不锈钢、沉淀硬化不锈钢具有磁性，因此可以进行磁粉检测。磁粉检测可以发现表面和近表面的裂纹、夹杂、气孔、未熔合、未焊透等缺陷，但难以发现表面浅而宽的凹坑、埋藏较深的缺陷及与工件表面夹角极小的分层。

三、钢质管道管体无损检测技术

钢质管道管体的无损检测，主要就是管体的完整性（如剩余壁厚、管道缺陷、表面腐蚀形态、腐蚀产物类型、腐蚀深度等）检测。表一列出了目前常用的管道检测技术及其检测内容。

表一 管道检测技术分类

（一）弹性波检测技术

弹性波检测是利用管道泄漏引起的管道内压力波的变化来进行诊断定位，一般可分为声波、负压力波和压力波三种。其主要工作原理是利用安置好的传感器来检测管道泄漏时产生的弹性波并进行探测定位。这种技术的关键是区分正常操作时和发生泄漏时的弹性波。目前有两种方法，一

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种是利用硬件电路的延时来进行信号过滤，另一种是结合结构模式识别和神经网络来区分正常操作时和发生事故时产生的不同波形，从而更好地监测管道的运行。

（二）漏磁通检测技术

漏磁式管道腐蚀检测设备的工作原理是利用自身携带的磁铁，在管壁圆周上产生一个纵向磁回路场。如果管壁没有缺陷，则磁力线封闭于管壁之内，均匀分布。如果管内壁或外壁有缺陷，则磁通路变窄，磁力线发生变形，部分磁力线将穿出管壁产生漏磁。漏磁检测原理图三所示。

图三 漏磁检测原理

漏磁场被位于两磁极之间的紧贴管壁的探头检测到，并产生相应的感应信号。这些信号经滤波、放大、模数转换等处理后被记录到检测器上的存储器中，检测完成后，再通过专用软件对数据进行回放处理、判断识别。

从整个检测过程来说，漏磁检测可分为图四所示的四个部分：

图四 漏磁检测流程图

漏磁检测技术的优点：（1）易于实现自动化；较高的检测可靠性；（2）可以实现缺陷的初步量化；（3）在管道检测中，厚度达到30mm的壁厚范

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围内，可同时检测内外壁缺陷；（4）高效，无污染，自动化的检测可以获得很高的检测效率。

漏磁检测技术的局限性：（1）只适用于铁磁材料；（2）检测灵敏度低；（3）缺陷的量化粗略；（4）受被检测工件的形状限制由于采用传感器检测漏磁通，漏磁场方法不适合检测形状复杂的试件；（5）漏磁探伤不适合开裂很窄的裂纹，尤其是闭合型裂纹；（6）不能对缺陷的类型或者缺陷的严重程度直接作定量性的分析。

（三）超声波检测技术

管道超声检测是利用现有的超声波传感器测量超声波信号往返于缺陷之间的时间差来测定缺陷和管壁之间的距离；通过测量反射回波信号的幅值和超声波探头的发射位置来确定缺陷的大小和方位。

图五为超声波检测原理图, 图中Wt代表管道正常壁厚, SO代表超声波探头与管道内表面间的标准位移。

图五 超声波检测原理图

超声波检测技术的优点：（1）检测速度快，检测成本低；（2）检测厚度大，灵敏度高；（3）缺陷定位较准确；（4）对细微的密闭裂纹类缺陷灵

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敏度高。

超声波检测的缺点：（1）由于受超声波波长的限制，该检测法对薄管壁的检测精度较低，只适合厚管壁，同时对管内的介质要求较高；（2）当缺陷不规则时，将出现多次反射回波，从而对信号的识别和缺陷的定位提出了较高要求；（3）由于超声波的传导必须依靠液体介质，且容易被蜡吸收，所以超声波检测器不适合在气管线和含蜡高的油管线上进行检测，具有一定局限性。

（四）电磁超声检测

电磁超声技术（EMAT）是20世纪70年代发展起来的无损检测新技术。这一技术是以洛仑兹力、磁致伸缩力、电磁力为基础，用电磁感应涡流原理激发超声波。

电磁超声的发射和接收是基于电磁物理场和机械波振动场之间的相互转化，两个物理场之间通过力场相互联系。从物理学可知，在交变的磁场中，金属导体内将产生涡流，同时该电流在磁场中会受到洛仑兹力的作用，而金属介质在交变应力的作用下将产生应力波，频率在超声波范围内的应力波即为超声波。与之相反，该效应具有可逆性，返回声压使质点的振动在磁场作用下也会使涡流线圈两端的电压发生变化，因此可以通过接收装置进行接收并放大显示。人们把用这种方法激发和接收的超声波称为电磁超声。

与传统压电超声换能器相比，EMA的优点主要有：（1）非接触检测，不需要耦合剂；（2）可产生多种模式的波，适合做表面缺陷检测；（3）适合高温检测；（4）对被探工件表面质量要求不高；（5）在实现同样功能的油气储运前言知识讲座

前提下，EMAT探伤设备所用的通道数和探头数都少于压电超声；（6）发现自然缺陷的能力强，对不同的入射角有明显的端角反射，对表面裂纹检测灵敏度较高。

EMA的缺点：（1）EMAT的换能效率要比传统压电换能器低20—40dB；（2）探头与试件距离应尽可能小；（3）EMAT仅能应用于具有良好导电性能的材料中。

（五）涡流检测技术

涡流检测技术是目前采用较为广泛的管道无损检测技术，其原理为：当一个线圈通交变电时，该线圈将产生一个垂直于电流方向（即平行于线圈轴线方向）的交变磁场，把这个线圈靠近导电体时，线圈产生的交变磁场会在导电体中感应出涡电流（简称涡流），其方向垂直于磁场并与线圈电流方向相反。导电体中的涡流本身也要产生交变磁场，该磁场与线圈的磁场发生作用，使通过线圈的磁通发生变化，这将使线圈的阻抗发生变化，从而使线圈中的电流发生变化。通过监测线圈中电流的变化（激励电流为恒定值），即可探知涡流的变化，从而获得有关试件材质、缺陷、几何尺寸、形状等变化的信息。

涡流检测技术可分为常规涡流检测、透射式涡流检测和远场涡流检测。常规涡流检测受到趋肤效应的影响，只适合于检测管道表面或者亚表面缺陷，而透射式涡流检测和远场涡流检测则克服了这一缺陷，其检测信号对管内外壁具有相同的检测灵敏度。其中远场涡流法具有检测结果便于自动化检测(电信号输出)、检测速度快、适合表面检测、适用范围广、安全方便以及消耗的物品最少等特点，在发达国家得到广泛的重视，广泛用于在油气储运前言知识讲座

用管道的检测。

涡流检测技术的优点：（1）检测速度高，检测成本低，操作简便；（2）探头与被检工件可以不接触，不需要耦合介质；（3）检测时可以同时得到电信号直接输出指示的结果，也可以实现屏幕显示；（4）能实现高速自动化检测，并可实现永久性记录。

涡流检测技术的缺点：（1）只适用于导电材料，难以用于形状复杂的试件；（2）只能检测材料或工件的表面、近表面缺陷；（3）检测结果不直观，还难以判别缺陷的种类、性质以及形状、尺寸等；（4）检测时受干扰影响的因素较多，易产生伪显示。

（六）激光检测技术

激光检测系统主要包括激光扫描探头、运动控制和定位系统、数据采集和分析系统三个部分，利用了光学三角测量的基本原理。与传统的涡流法和超声波法相比，激光检测（或轮廓测量）技术具有检测效率高、检测精度高、采样点密集、空间分辨力高、非接触式检测，以及可提供定量检测结果和提供被检管道任意位置横截面显示图、轴向展开图、三维立体显示图等优点。

但是激光检测方法只能检测物体表面，要全面掌握被测对象的情况，必须结合多种无损检测方法，取长补短。

（七）管道机器人检测技术

管道机器人是一种可在管道内行走的机械，可以携带一种或多种传感器，在操作人员的远端控制下进行一系列的管道检测维修作业，是一种理想的管道自动化检测装置。

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一个完整的管道检测机器人应当包括移动载体、视觉系统、信号传送系统、动力系统和控制系统。管道机器人的主要工作方式为: 在视觉、位姿等传感器系统的引导下，对管道环境进行识别，接近检测目标，利用超声波传感器、漏磁通传感器等多种检测传感器进行信息检测和识别，自动完成检测任务。其核心组成为管道环境识别系统（视觉系统）和移动载体。目前国外的管道机器人技术已经发展得比较成熟，它不仅能进行管道检测，还具有管道维护与维修等功能，是一个综合的管道检测维修系统。

四、管道外覆盖层检测技术

（一）PCM检测法

PCM（多频管中电流检测法）评价的核心是遥控地ICI电流信号的张弱来控制发射到管道表ICI的电流，通过检测到的电流变化规律，进而判断外防腐层的破损定位与老化程度。加载到管道上的电流会产生相应的电磁场，磁场张弱与加载电流的大小成正比，同时随着传输距离增大，电流信号逐渐减小。当管道外涂层有破损时，电流通过破损点流向大地，该点处的电流衰减率突然增大，可判定外涂层破损点的位置。

但PCM法对较近的多条管道难以分辨、在管道交叉、拐点处及存在交流电干扰时，测得数据误差大。

（二）DCVG检测技术

DCVG（直流电压梯度测试技术）的原理是对管道上加直流信号时，在管道防腐层破损裸漏点和土壤之间会出现电压梯度。在破损裸漏点附近部位，电流密度将增大，电压梯度也随着增大。普遍情况下，裸漏面积与电

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压梯度成正。直流电压梯度检测技术就是基于上述原理的。

在用DCVG测量时，为了便于对信号的观察和解释，需要加一个断流器在阴极保护输出上。测量过程中，沿管线以2m的间隔在管顶上方进行测量。

DCVG的优点为能准确地测出防腐层的破损位置，判断缺陷的严重程度和估计缺陷大小，之后根据检测结果提供合理的维护和改造建议；测量操作简单，准确度高，在测量过程中不受外界干扰，几乎不受地形影响。缺点在于整个过程需沿线步行检测，不能指示管道阴极保护的效果和涂层剥离；环境因素会引起一定误差，如杂散电流、地表土壤的电阻率等。

（三）Pearson检测法

Pearson检测法（皮尔逊检漏法）的原理是对管道施加交流信号，此信号会通过管道防腐层的破损点处流失到土壤中，因此距离破损点越远，电流密度越小，破损点的上方地表形成一个交流电压梯度。检测过程中，两位测试员相距3~6m，脚穿铁钉鞋或手握探针，将各探测的的电压信号发回接收装置，信号经滤波、放大，即能得到检测结果。

Pearson检测法是目前国内最常用的检测技术，其优点是：（1）有较成熟的使用经验，并且检测速度较快，能沿线检测防腐层破损点和金属物体；（2）能识别破损点大小，还能测到微小漏点，长输管道的检测与运行维护中有良好的使用反馈。

Pearson检测法的不足之处在于，（1）整个检测过程需步行；（2）不能指明出缺陷的损坏程度；（3）对操作者的技能求高；（4）在水泥或沥青地面上检测接地困难。

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（四）标准管/地（P/S）电位测试法

标准管/地（P/S）电位测试法的原来是采用万用表来测接地Cu/CuS04电极与管道表ICI某监测点之间的电位，通过电位与距离构成的曲线了解电位的分布，把当前电位与以往电位区别开来，可用检测来的阴极保护电位来判定是否对管道外涂层起保护作用。

目前,地面测量管道保护电位的通用方法就是标准管/地电位测试法，其优点是无需开挖管道、现场取得数据容易、检测速度快(每天10~50km)。一般情况,每隔1km左右设一个测试桩，所以这种方法只能总体评估这一管段的防腐层，不能详细地评价防腐层缺陷，不能确定防腐层的缺陷位置以及缺陷的分布情况。故此方法不适合用于无阴极保护或测试桩的管道。

第三篇：中外油气管道技术差距对1

中外油气管道技术差距对比

本文由【能源杂志】推荐

文/续理等

中石油管道局专家委员会秘书长

中国的长输管道建设是从1970 年东北“八三”会战开始的，目前已有40多年的历史。近15年来，随着管道建设高潮的持续，中国管道建设的水平在技术工作者孜孜不倦地努力奋斗下，在不断引进消化吸收国外的先进经验和设备并总结自身经验和科研成果的基础上，得到了较好较快的提高，特别是从西气东输一线建设开始逐渐从世界长输管道建设技术的追随者，成长为领跑者，在向世界先进技术水平的学习过程中得到了长足的进步。在长输管道建设的引领下，中国从钢材冶炼、管材及管道元件、施工装备的制造到集成化撬装式泵站设备研制、压缩机国产化以及现场施工安装技术、焊接技术等都得到了前所未有的发展。现已拥有了先进的管道设计、施工、运行和维修的成熟经验，跻身于世界管道大国。油气管道运输业已经成为中国七大交通运输业之中的一个重要行业。

欲使中国的长输管道建设再上一个新台阶，真正成为全球管道建设水平的领跑者，仍然任重道远，为确定我们技术进步和攻关的方向，现将国外的施工专业水平和中国的施工水平进行一些比对，以供参考。

一、国外管道技术的发展特点

据当前数据所示，截至2003 年底，全世界油气管道干线长度已超过230 万km，其中美国的输油管道已超过29万km，输气管道已超过30万km。其主要特点如下。

1.管径大

国外干线天然气管道直径一般在1000mm 以上，例如前苏联通往欧洲的干线天然气管道直径为1420mm，著名的阿意输气管道直径为1220mm。

2.输气压力高

目前，西欧和北美地区的天然气管道压力普遍都在10MPa 以上，阿意输气管道最高出站压力达21MPa（穿越点处），挪威Statepipe管线输气压力为13.5MPa，新近建成的Alliance管道最大许用运行压力为12MPa。

3.广泛采用内涂层减阻技术 为提高输送能力，国外的输气管道一般都采用内涂层技术，采用内涂层后一般能提高输气量 6 % ～10%，同时还可有效地减少设备的磨损和清管次数，延长管线的使用寿命。

4.管材性能好

国外的制管技术发展较快，都在提高管道韧性、增大壁厚等方面有所改进，X100级、X120级管材都有，而且已投入试验和运行。

5.调峰技术完善

为保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰则多利用管道末端储气、地下管束储气来实现。天然气储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达5.55万km。

6.压缩机组功率普遍提高

国外长输管道的压气站广泛采用回热循环燃气轮机，用燃气轮机提供动力或发电。国外干线输气管道压缩机组普遍采用大功率，例如俄罗斯Gazprom 天然气公司压缩机站单套压缩机平均功率都在10MW 以上，欧美国家也是如此，像美国通用电器公司（GE）生产的MS300 型回热循环式燃气轮机额定功率为10.5MW，LM2500 型功率为22MW，MS5000 型为24MW。

采用燃气轮机回热循环及联合循环系统收到很好的节能效果，如著名的阿意输气管道对Messina 压气站的燃气轮机组进行改造，采用回热联合循环系统后，每台燃气轮机的综合热效率由原来的36.5％上升到 47.5％。国外还广泛采用压缩机的机械干密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承的使用寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，而且还可以从根本上提高机组的可靠性和完整性。7.管道施工技术不断进步

国外管道施工技术的进步主要表现在新的、适宜于管道建设的设备和机具及施工技术不断有新的突破，而且在功能细分上不断有发展，几乎每一种施工设备和机具都有改进。例如，国外将岩石开沟机小型化，机体宽度只有1.8m，可以在沟下开沟作业，并且能将岩石粉碎以便回填时使用；定向钻的综合配套钻具多样化，令人目不暇接，并且有盾构机头或正扩钻头直接与穿越管道相连，进行穿越施工。对于每种不同的地质条件，都有相应的钻具配套和工艺。冻土地带、山区、热带雨林等也都有相应先进的施工装备与技术。

8.地质勘探技术不断深化

国外在长输管道建设中，其地质勘探技术也在不断深化，采用了多样地球物理勘探技术，使地质勘探更为精准，施工有切实保障。

上述 8 个方面，有的，中国长输管道建设中已有实现和应用；有的，已列入待建管道的建设计划之中。

二、中国管道建设上的差距和需要努力的目标

从国外管道建设的特点来看，中国的管道建设已基本达到了国际先进水平的要求，差距几近于无，在某些方面我们还走在了前边，如X100 级钢管也有了产品；西气东输二线管道直径达到了1219mm，输送压力已达12MPa；准备建设的西三线准备对X90～X100 钢级的管材进行试验和短距离的敷设；准备建设的西四线、西五线将采用直径1422mm、钢级X80 钢管，输送压力为 12MPa。在这些工程建设中引进和自主研发大量的新技术，必将成为世界管道建设新技术的展示舞台。但在细微之处，仍然存在相当的差距，具体如下。

1.施工与设计规范 中国的管道建设是以欧美管道建设水平为样板，建设标准是从美国的ASME、ASTM、API 等标准转化而来，局部参照了俄罗斯、日本、德国等标准。美国的长输管道是以ASME B 31.4（液态烃和其他液体管线输送系统）、ASME B 31.8（输气和配气管道系统）、ASMEB 31.3（工艺管道）为原则性标准，内容涵盖设计、施工和抢维修；以API 为支持性标准，以ASTM 系列标准为方法标准，形成的长输管道标准框架。

中国的长输管道标准在编制过程中经历了欧美标准等同采用、等效采用和修改采用的过程，建立了中国长输管道从设计到施工到抢维修的整体过程的国家标准框架，以《中华人民共和国石油天然气管道保护法》为基础，配套压力管道各项政府法规和设计、施工、检验、运营及抢维修系列标准，形成了具有操作要求、工序控制、质量控制、现场监理和竣工验收等极具有中国特色的长输管道标准体系。

通过从事管道建设标准编制的技术工作者的努力，以及编制标准中汲取现场的经验、验证和科研的进步成果，使中国的长输管道标准有了自己的特色，特别是在操作环节上的控制、设备机具的使用要求、安全措施上的强制规定等对长输管道的技术进步、质量控制起到了好的作用；也为出国从事管道施工的队伍能够很好执行国外标准奠定了基础。

目前已编制完成的双语版中缅管道（境外段）施工标准，由参加施工的印度管道公司实施。第一次外国公司在国外施工执行的是中国的标准，并且反馈意见良好。在这些标准的编写过程中，取得的经验一是要与国际先进标准技术参数对标看齐；二是要汲取我们在管道建设中有益的经验和失误的教训，借此形成具有自己特色的标准。

但目前标准中仍然存在不尽人意之处，存在的主要问题是：

（1）设计与施工标准之间的相互关系中仍存在有不联系、不相关、总体水平与国际先进水平不一致的地方，如：设计要求的焊接合格标准是采用JB/T4730—2005《承压设备无损检测》，而施工规范采用的合格标准为SY/T4109—2005《石油天然气钢质管道无损检测》，在管道安装中产生较大矛盾。（2）管道穿越的地质勘探的设计勘察要求与施工过程需求的勘察要求不一致，穿越出现问题时，责任不清，应当增加物探的相关内容。

（3）无损检测中如何进一步加强现场金口焊接的质量控制也是亟待解决的问题。

（4）试压过程中是否进行站间的严密性试验，以避免诸如西气东输一线、二线出现的投产后可能出现的泄漏事故。

（5）液体管道试压压力结合操作压力进行管道试压分段要求等。

（6）在试压用水条件不具备或在寒冷的冬季如何突破气压试压的禁区。

（7）目前最新的技术和科研成果还没有纳入管道标准。有些标准的指标明显低于国际标准，如管道测径的指标，国际标准为管道直径的 94%，而国内标准仅为 90%。

（8）管道跨越施工规范内容偏于简单，不能有效地指导施工。

（9）阴极保护的设计标准没有进行修订。

现有的标准仍有许多值得推敲、商榷和需要改进的地方，如防腐补口的剥离强度指标争议较大，一些标准不能涵盖现场需要。如此种种，需要我们下气力改进。但目前标准的编写一般都是技术人员利用业余时间完成，没有经费，也没有编写的工作时间，在此种条件下，出一个高质量的标准，困难很大。

建议管道建设要进一步重视标准的编写工作，下大气力展开标准工作的研究与国外先进水平的比对，给予标准以科研项目的待遇，以期编写出更为适用的管道建设的设计、施工、防腐及自动化控制的规范和标准。

2.施工装备

目前，中国管道建设中一般装备都实现了国产化，并且已销往国外，专用的管道装备如吊管机、焊接工程车、坡口机、对口器、内焊机、双头外焊机都可与国外同类设备相媲美。

但目前为止，很多方面仍然存在问题，如管道顶管设备较为落后、盾构设备、定向钻设备等与国外先进设备相比仍存在相当的差距。中国石油天然气集团公司正重点突破海洋业务，准备敷设深港管道，其中有一段海底管道建设，但技术、装备准备滞后，需加快准备与实施。

建议针对世界管道装备进行系统研究，特别对影响工程急需的管道施工装备进行研究，对相应配套的每一施工的细节和环节进行过细研究，从细节上下功夫。如具有曲线顶管功能的顶管机、定向穿越中的不良地层的隔离处理、定向穿越中机具和施工技术的细化、管道环焊缝用的多头焊机、海底管道混凝土加重层配重管涂敷作业线等，这些都应尽早开展研究，以解决中国在管道施工上的短板和瓶颈。

在现有条件下，建议是否可以开展研制陆上敷设管道的综合大型设备，类似铺管船的结构，可以把双管焊接预制、现场焊接、无损检测、补口、下沟成为车间作业，对于现场的施工方式进一步简化（如布管、施工作业带修筑、对口、下沟等方式简化），大量的施工装备可以节省，施工人员缩减，效率大大提高，克服气象带来的施工影响。

此项科研工作的实施，将会从根本上改变管道敷设的传统观念，也使管道建设实现高质量的车间化作业。这个项目可以集中中国石油管道施工研究力量和已有成果，如果该项目能够上去，中国在世界的管道业上可以成为真正意义上的巨擘。

3.施工技术 中国的长输管道目前正在进行大口径、高压力、高钢级的施工建设研究，正在组织试验X100 钢级的管道试验。针对长输管道建设的技术进步，作为施工技术方面要解决以下问题：

（1）解决高钢级管道元件的制造问题；

（2）解决高钢级条件下管道防腐中的中频加热对管道强度性能的影响；

（3）解决现场冷弯管的弯制对形状和强度的影响；

（4）解决焊材和异种钢的焊接方法；

（5）解决试压中的安全问题。

还有诸如冻土地带的施工技术、山区、水网和沼泽地区施工技术、专用施工机具设备的研制。

特别是将在西气东输四线、五线使用直径为1422mm 的管道，其施工装备、管道元件制作、定向穿越、线路安装上仍有许多技术问题需要研究解决。如冷弯管机的设备及模具，大口径的管道元件的制造模具、设备、工艺，管道的双管或三管连焊预制，线路施工的工艺及设备，长臂吊管机研制，大口径管段的定向穿越技术等。建议相关单位尽早组织开展此方面的攻关，列出细项、系统研究，定出专人负责，限期完成，为西气东输四线、五线建设做好技术准备和储备工作。

管道施工建设到今天已不是简单的密集劳动，而是高科技和精细管理的集合。我们应该有效地积累人才，建立人才施展通道，有效激发人才的智力和激情，为技术人员提供适宜的工作环境、条件的机制。这些措施的有效实施，将为中国真正成为管道建设和管道技术的大国奠定坚实的基础。

第四篇：浅谈油气长输管道安装工程监理质量控制分析

浅谈油气长输管道安装工程监理质量控制分析

摘要：随着社会的发展，各种技术手段也在朝着先进化的方向努力，尤其是对于油气常输管道的安装程序来说，质量控制非常重要。传统的油气输送管道之中，我们通常只注意焊接的端口是否牢固，技术的改变是否有新意等等。而对于工程监理质量控制的分析并没有进一步的发展。所以本文针对油气长输管道的质量问题，对其监管手段进行探讨。

关键词：油气长输管道；质量；控制分析

前言：油气长输管道安装质量的好坏由很多方面决定，它不仅仅体现在单一的衔接程度上，它对焊接时间、焊接技巧、焊接位置设定都有着很高的要求。这一系列的条件决定了其质量是否过关。要想获得专业性的监管系统，我们必须严格规定焊接的整体流程，使系统内部都受到监控措施的影响。

一、管道焊接质量的控制

（一）对焊接准备工作的控制与监管

对于油气长输管道的安装与监控是一个漫长的过程，我们要利用当前先进的技术，对管道的各方面进行在线监督。首先就是焊接之前的准备工作。监管人员要认真检查管道的连接端口是否具有金属光泽，坡度连接处如果显示金属光泽，则证明此焊接端口是合格的。反之，则表明焊接处生了铁锈，要及时进行处理。另外，监督人员还可以通过将焊接表明涂上一层油漆的方式来证明接口的杂质是否清楚彻底。如果清楚彻底，油脂表明是光滑的。反之，油脂表明则是凹凸不平的。对坡口的监督要用实际数据来说明，比如，坡口的规格与标准相符则说明正常，如果出现偏差则要立即改正。最后，焊接环境也有固定的标准，焊接的场地一定要相对宽敞并且干燥，焊接的温度不能过高，不然会导致危险事故的发生。另外，室外的风速监管人员也要进行控制，保证它始终在工程正常运行的条件下。并且施工人员不能通过变换安装线路来达到焊接的目的，这是非常危险的[1]。

（二）焊接过程的监控

焊接过程是整个管道建设的关键，也是监控最必要的过程。首先焊接方法分为以下几种：手工焊接、上焊接、下焊接、全自动焊接、人工半自动焊接等等。其中最为重要的就是人工半自动焊接，它既能够保证施工的效率，也可以人工对焊接速度进行控制。在机器的运行之下，有几点监管人员要着重注意，对口的连接手段和技术要求。例如：监管人员用两根管子作为试验品，将它们故意制造一定的偏差，在错开的距离不大于50mm的情况下，利用对接口予以纠正。监督人员可以令错边产生的距离与管道组的距离保持一致，利用二者的差异来平衡对口间隙，保证焊接的速度与质量。但是监管人员也要注意，对口的焊接平台不能没有缝隙也不能使缝隙过大，前者会使焊接端口破裂，后者会使两管道无法融合。焊接的技术与也包括很多种，分别分为填充、补救、接盖、根焊几个方面。除了根焊，其他方式都采用全自动模式，不用监督人员进行管理，所以从这方面我们就可以看出根焊在管道安装中的重要性。根焊开始工作之前要将管道进行热度测量，质量监督人员要保证不能过高也不会偏低，三十度以上五十度以下的温度最为规范。焊工工作完成后要再次加温对接口的残渣进行清除，残渣在高温的围绕下回自动脱落，达到清洁维护的目的。焊接完成后，监督人员要反复检查，以确保工作的合理有效。检查的内容主要为对口的余温是否过高、焊接缝隙是否过大、焊接平台是否洁净等等。其中最危险的问题就是对口不断余温偏高，它会使整个管道将其进行累计，累计到一定程度的时候则会引起爆炸。所以工作人员要将焊接对口管道放置在一个比较潮湿的地方，对连接起点进行打磨，做好质量监督工作[2]。

二、无损检测的质量控制工作

（一）无损检测的事前监督

首先我们要了解一下何为“无损检测”，它是油气长输管道安置中最常用的一种检测方式，以工作人员、机器设备、原材料等物质为中心的整体监督流程。它分为事前、事中、事后三个层面。而对于事前监督，我们主要是对施工的具体方案、图纸制定进行监管，使施工的方案与实际情况相符合。比如，如果油气运送管道的安装比较复杂，图纸的设计中就要把一些重难点的解决预算突出。对于安全质量的文件，质量监督人员也要检查它是否齐全。这其中包括各岗位人员的职能分布，各设备的更新折旧程度、场地整体环境的建设是否合理以及用水指标是否规范。水、电是油气长输管道的重要环节。如果遇到了暴雨闪电等天气情况，质量监督人员要着重对这方面进行检查，编制不同方案的绕环线路，将材料、厚壁等硬性条件与焊接环境对接，估测质量是否存在了一定的风险。其次，要对检测人员的资格进行评估。比如，我们可以对他们的理论知识与实际运用能力进行考核，看是否满足监督人员的基本要求。最后，监管人员要对超声波设备、管道图像成影机、电子发动机、光纤微波仪器等装置进行检查。比如：管道图像成影机的清晰密度要保持在百分之九十以上，电子发动机的功率要在220伏左右[3]。

（二）无损检测的事中监督

检测工作虽然在管理人员的控制下进行，但是难免在中间过程中会出现一些矛盾与问题。监督人员不可能把所有的因素都变成可控性的，一定有些问题是超出我们的预估。首先，要定期核查微波散射线的运行状态。如果微波发射混乱，那就是检测机构在进行预警，要针对问题及时采取相应的措施。其次，对管理参数进行监督，正常参数都在40到150之间，一旦大于或者小于这个范围，监督人员要及时汇报。另外，如果在长输管道的安装内部出现了停水、停电等情况，监理人员要在第一时间发现并且停止施工。

监理人员要对各部门管理者的知识水平进行抽查。抽查能够不给他们准备的时间，真正看出管理者的水平。比如，监理人员为部门管理者准备十道关于焊接方面的理论知识，里面的内容要涵盖整个安装系统方式。另外，要对他们的实践能力进行检验，在虚拟操作平台上进行演练，以免投机取巧者的混入。

在每天工作结束后，监理人员要对设备仪器进行检查与清点。设备的磨损这就程度直接影响到了整个施工过程的顺利性，一旦出现问题极有可能造成停工等情况，影响建设质量。监理人员主要对探测头、洗片装置、平片仪器进行检验。看探测头的敏感程度是否依旧，洗片装置的洁净度是否在规定的范围内。他们还要在下班时将各仪器的位置重新摆放，保证仪器放置室内的通风性与干燥性。

（三）无损检测的事后监督

无损检测的事后设备主要体现在放射线的超声报告上。第一，监理人员要保障超声波报告渗透到了长输路径之中，符合长输路径最起码的标准规范，避免伪缺陷情况的出现。第二，对检测报告进行核查。核查的内容主要包括检测单据的格式是否正确、里面的内容是否规范、缺陷评估与审核结果是否一致、单据落款是否有单位负责人和项目经理的签名。最后，要结合检测报告底片与最初的设计方案进行比对，看这之间容易出现问题的步骤都有哪些，为以后的油气长输管道安装积累经验。同时还要看设计文件的要求建设队伍是否都一一执行，规范安装准则。

结论：综上所述，对于油气长输管道安装工作的质量监督工作是非常必要的。监督人员应该主要从焊接质量控制和无损检测两个方面入手，首先在焊接对口的表面与连接点进行清理维护，其次对运输设备、运输人员进行检查，最后对线路的绕行情况进行预防。所以，油气长输管道的安装质量监督工作不仅能够使技术人员的手段得到提高，还将危险性扼杀在萌芽之中，让建造过程中的施工环境变得更加优质，为我国的管道建设水平的增强奠定良好基础。参考文献：

[1]成焕佳.石油长输管道工程项目PMC管理模式应用的风险评价研究[D].武汉科技大学,2012.[2]王佳.阿拉山口—独山子原油输送管道工程项目质量管理研究[D].北京工业大学,2014.[3]张宝川,李海娥.油气长输管道无损检测监理及焊接质量控制[J].建设监理,2015,05:74-76.

第五篇：油气管道泄漏检测应对事故技术一览

油气管道泄漏检测应对事故技术一览

2014-04-13 能源情报

能源情报按：先是青岛爆燃，接着是兰州石化管道泄露污染饮用水，都是管道惹的祸。管道安全一向被企业重视，但为何还是屡次出现事故？看看这些检测泄露的技术吧。

文/苏欣 中油工程设计西南分公司

油气长输管道发生泄漏的原因多种多样，但大致可以分为：(1)管道腐蚀：防护层老化、阴极保护失效, 以及腐蚀性介质对管道外壁造成的腐蚀和传输介质的腐蚀成分对管道内壁造成的腐蚀；(2)自然破坏：由于地震、滑坡等自然灾害以及气候变化使管道发生翘曲变形导致应力破坏；(3)第三方破坏：不法分子的盗窃破坏, 施工人员违章操作, 野蛮施工造成的破坏；(4)管道自身缺陷：包括管道焊接质量缺陷, 管道连接部位密封不良, 未设计管道伸缩节, 材料等原因。油气管道泄漏不仅给生产、运营单位造成巨大的经济损失，而且会对环境造成破坏、严重影响沿线居民的身体健康和生命安全。检漏技术发展历史 国外从上个世纪70年代就开始对管道泄漏检测技术进行了研究。早在1976年德国学者R.Isermann和H.Siebert就提出以输入输出的流量和压力信号经过处理后进行互相关分析的泄漏检测方法；1979年Toslhio Fukuda提出了一种基于压力梯度时间序列的管道泄漏检测方法；L.Billman和R.Isermann在1987年提出采用非线性模型的非线性状态观测器的检漏方法；A.Benkherouf在1988年提出了卡尔曼滤波器方法；1991 年Kurmer 等人开发了基于Sagnac 光纤干涉仪原理的管道流体泄漏检测定位系统；1993年荷兰壳牌(shell)公司的X.J.Zhang提出了统计检漏法；1999年美国《管道与气体杂志》报道了一种称作“纹影”(Schlieren)的技术，即采用空气中的光学折射成象原理可用于管道检漏；2001年Witness提出了采用频域分析的频域响应法，其基本思想是将管道系统的模型转换到频域进行泄漏检测和定位分析；2003年Marco Ferrante提出了采用小波分析的方法，利用小波技术对管道的压力信号进行奇异性分析，由此来检测泄漏。

我国对于管道泄漏技术的研究起步较晚，但发展很快。1988年方崇智提出了基于状态估计的观测器的方法；1989年王桂增提出了一种基于Kullback信息测度的管线泄漏检测方法；1990年董东提出了采用带时变噪声估计器的推广Kalman滤波方法；1992年提出了负压波法泄漏检测法；1997, 1998年天津大学分别采用模式识别、小波分析等技术对负压波进行了很大程度的改进；1997年唐秀家等人首次提出基于神经网络的管道泄漏检测模型；1999年张仁忠等提出了压力点分析(PPA)法和采集数据与实时仿真相关分析法相结合的方法；2000年胡志新等提出了分布式光纤布拉格光栅传感器的油气管道监测系统；2002年崔中兴等介绍了声波检漏法；2003年胡志新提出了基于Sagnac 光纤干涉仪原理的天然气管道泄漏检测系统理论模型；2003年潘纬等利用小波分析方法来分析信号的奇异性及奇异性位置,来检测天然气管线泄漏；2003年夏海波等提出了基于GPS 时间标签的管道泄漏定位方法；2004年白莉等提出了一致最大功效检验探测泄漏信号；2004年吴海霞等运用负压波和质量平衡原理,采用模糊算法和逻辑判断法,利用压力、流量和输差三重机制实现了对原油管道的泄漏监测及定位、原油渗漏监测和报警；2004年伦淑娴等利用自适应模糊神经网络系统的去噪方法可以提高压力信号；2005年张红兵等介绍了根据管道的瞬态数学模型，并应用特征线法求解进行不等温输气管道泄漏监测；2005年刘恩斌等研究了一种新型的基于瞬态模型的管道泄漏检测方法,并对传统的特征线法差分格式进行了改进,将其应用于对管道瞬态模型的求解；2005年朱晓星等提出了将仿射变换的思想应用到基于瞬态压力波的管道泄漏定位算法中；2005年白莉等等将扩展卡尔曼滤波算法,应用于海底管道泄漏监测与定位；2006年白莉等利用多传感器的信息融合思想,提出分布式检测与决策融合方法进行长距离海底管线泄漏监测；2006年提出了一种基于Mach-Zehnder光纤干涉原理的新型分布式光纤检漏测试技术。泄漏检测技术方法

对于检漏技术的分类，现在没有统一的规定，根据检测过程中所使用的测量手段不同，分为基于硬件和软件的方法；根据测量分析的媒介不同可分为直接检测法与间接检测法；根据检测过程中检测装置所处位置不同可分为内部检测法与外部检测法；根据检测对象的不同可分为检测管壁状况和检测内部流体状态的方法。2.1 热红外成像

对于加热输送的液体管道，当管道发生泄漏时,土壤被泄漏的液体加热后温度上升，通过红外辐射的不同来感知这种异常的温度，将其与事先保存在计算机中的管道周围土壤正常温度分布图进行比较检测泄漏。近年美国OIL TON公司开发出一种机载红外检测技术，由直升飞机携带一高精度红外摄像机沿管道飞行，通过分析输送物资与周围土壤的细微温差确定管道是否泄漏。这类方法不能对管线进行连续检测，因此发现泄漏的实时性差而且对管道的埋设深度有一定的限制,具有关资料介绍,当直升机的飞行高度为300m时,管道的埋设深度应当在6m之内。2.2 探地雷达

探地雷达(GPR)将脉冲发射到地下介质中，通过时域波形的处理和分析探知地下管道是否泄漏。当管道内的原油发生泄漏时,管道周围介质的电性质会发生变化,从而反射信号的时域波形也会发生变化,根据波形的变化就可以检测到管道是否发生了泄漏。应用探地雷达探测时,物体必须有一定的体积,因此这种方法不适用于较细的管道。而且用探地雷达探测泄漏时,与管道周围的地质特性有关,地质特性的突变对图象有很大的影响,这也是应用中的一个难点。2.3 气体成像

在输气管道泄漏检测中,气体成像技术也是一个比较有效的方法。以前气体成像的原理主要是根据背景吸收气体成像和红外辐射吸收技术。设备比较笨重,需要大型的激光器。近年来,开发了一种称之为“纹影”的技术,即采用空气中光学折射成像原理检漏。其设备轻巧、使用方便,还能提供有关泄漏量的指示。这种光学非侵入技术，可以远距离观测漏失量为每分钟仅为几毫升的轻微泄漏。泄漏到大气中的天然气比周围的空气折射率高，天然气泄漏使光线发生折射，在摄像机和照明条件下光栅之间的泄漏，使光线到达摄像机时产生位移。这样肉眼见不到的天然气泄漏就变成可视的纹影图象并可拍摄下来。利用这种技术，氧气和氮气难于在空气中成象，但烃类气体、挥发性流体的蒸气却容易看到；氦气、氢气、含氯氟烃等密度大于或小于空气的气体都可成象。同样纹影摄像机也能看到冷暖气流和超声冲击波。纹影成象技术不仅能发现气休泄漏而且能提供信息估算泄漏量。这种技术是地面成象系统，但检测来自地下的天然气泄漏也是可行的。2.4 传感器法

随着传感器技术的发展,人们已经制造出对某种化学物质特别敏感的传感器,再借助于计算机和现代信号处理技术可以大大地提高检测的灵敏度和精确度。(1)嗅觉传感器 将嗅觉传感器应用于管道检测还是一项不大成熟的技术。可以将嗅觉传感器沿管道按一定的距离布置,组成传感器网络对管道进行实时监控。当发生泄漏时,对泄漏物质非常敏感的嗅觉传感器就会发出报警。(2)分布式光纤声学传感器

方法是利用Sagnac干涉仪测量泄漏所引起的声辐射的相位变化来确定泄漏点的范围，这种传感器可以用于气体或液体运输管道。这种方法是把光纤传感器放在管道内，通过接收到的泄漏液体或气体的声辐射，来确定泄漏和定位。由于是玻璃光纤，所以不会被分布沿线管道的高压所影响，也不会影响管道内液体的非传导特性，而且光纤还不受腐蚀性化学物资的损害，寿命较长。在理论上，10km管道定位精度能达到±5m，反应也较灵敏及时，但成本较高。2.5 探测球法

基于磁通、超声、涡流、录像等技术的探测球法是上世纪80年代末期发展起来的一项技术，将探测球沿管线内进行探测，利用超声技术(“超声猪”)或漏磁技术(“磁通猪”)采集大量数据，并进行事后分析，以判断管道是否有泄漏点。该方法检测准确、精度较高，缺点是探测只能间断进行，易发生堵塞、停运的事故，而且造价较高。2.6 半渗透检测管法

这种检漏管埋设在管道上方，一旦气体管道发生泄漏，安装在检测管一端的抽气泵持续地从管内抽气，并进入烃类检测器，如检测到油气，则说明有泄漏发生。但这种方法安装和维修费用相对较高，另外，土壤中自然产生的气体(如沼气)可能会造成假指示，容易引起误报警。美国谢夫隆管道公司在天然气管道上安装了这种检测系统(LASP)。2.7 检漏电缆法

检漏电缆多用于液态烃类燃料的泄漏检测。电缆与管道平行铺设，当泄漏的烃类物质渗入电缆后，会引起电缆特性的变化。目前己研制的有渗透性电缆、油溶性电缆和碳氢化合物分布式传感电缆。这种方法能够快速而准确地检测管道的微小渗漏及其渗漏位置，但其必须沿管道铺设，施工不方便，且发生一次泄漏后，电缆受到污染，在以后的使用中极易造成信号混乱，影响检测精度，如果重新更换电缆，将是一个不小的工程。2.8 GPS时间标签法

GPS(全球定位系统)的基本定位原理是：卫星不间断地发送自身的星历参数和时间信息，用户接收到这些信息后，经过计算求出接收机的三维位置，三维方向以及运动速度和时间信息。采用GPS同步时间脉冲信号是在负压波的基础上强化各传感器数据采集的信号同步关系，通过采样频率与时间标签的换算分别确定管道泄漏点上游和下游的泄漏负压波的速度，然后利用泄漏点上下游检测到的泄漏特征信号的时间标签差就可以确定管道泄漏的位置。采用GPS进行同步采集数据，泄漏定位精度可达到总管线长度的1%之内，比传统方法精度提高近3倍。2.9 放射性示踪剂检测

放射性示踪剂检测是将放射性示踪剂(如碘131)加到管道内, 随输送介质一起流动, 遇到管道的泄漏处, 放射性示踪剂便会从泄漏处漏到管道外面, 并附着于泥土中。示踪剂检漏仪放于管道内部, 在输送介质的推动下行走。行走过程中, 指向管壁的多个传感器可在3600 范围内随时对管壁进行监测。经过泄漏处时, 示踪剂检漏仪便可感受到泄漏到管外的示踪剂的放射性, 并记录下来。根据记录, 可确定管道的泄漏部位。这种方法对微量泄漏检测的灵敏度很高。该方法优点是灵敏度高, 可监测到百万分之一数量级, 甚至十亿分之一数量级,但是由于放射性示踪剂对人身安全和生态环境的影响,因此如何选择化学和生物稳定性好、分析操作简单、灵敏度高、无毒、应用环境安全等特点的示踪剂, 进行示踪监测是亟待解决的问题。2.10 体积或质量平衡法

管道在正常运行状态下，其输入和输出质量应该相等，泄漏必然产生量差。体积或质量平衡法是最基本的泄漏探测方法，可靠性较高。但是管道泄漏定位算法对流量测量误差十分敏感, 管道泄漏定位误差为流量测量误差的6-7 倍, 因此流量测量误差的减小可显著提高管道泄漏检测定位精度。提高流量计精度是一种简便可行的方法,北京大学的唐秀家教授于1996 年首次提出了采用三次样条插值拟合腰轮流量计误差流动曲线, 动态修正以腰轮流量计滑流量为主的计量误差的方法。此方法能显著提高管道泄漏检测的灵敏度和泄漏精度。2.11 负压波

当管道发生泄漏事故时, 在泄漏处立即有物质损失, 并引起局部密度减小, 进而造成压力降低。由于管道中流体不能立即改变流速, 会在泄漏处和其任一端流体之间产生压差。该压差引起液流自上而下流至泄漏处附近的低压区。该液流立即挤占因泄漏而引起密度及压力减小的区域在临近泄漏区域和其上、下游之间又产生新的压差。泄漏时产生的减压波就称为负压波。设置在泄漏点两端的传感器根据压力信号的变化和泄漏产生的负压波传播到上下游的时间差，就可以确定泄漏位置。该方法灵敏准确，无需建立管线的数学模型，原理简单，适用性很强。但它要求泄漏的发生是快速突发性的，对微小缓慢泄漏不是很有效。基于负压波的传播理论, 提出了两种定位方法：(1)设计了一种能够快速捕捉负压波前锋到达压力测量点的波形特征点的微分算法, 并基于此种算法进行漏点定位；(2)将极性相关引入漏点定位技术, 通过确定相关函数峰值点的方法, 进行漏点定位。这两种定位方法是对泄漏时的压力时间序列分别从微分和积分, 从瞬态和稳态两方面进行处理,提取特征值。这两种方法配合使用, 相互参照, 能够提高泄漏点定位的准确度。

目前,负压波法在我国输油管道上进行了多次试验,取得了令人满意的效果,但在输气管道上的试验并不多。有文献指出,负压波法完全适合于气体管道的泄漏检测, ICI 公司曾经使用负压波法在乙烯管道上进行过成功的试验。使用压力波法时,应当选用只对负压波敏感的压力传感器(因为泄漏不会产生正压波),传感器应当尽量靠近管道,而且要设定合适的阈值,这样可以更好地抑制噪音。2.12 压力点分析法(PPA)PPA较其它方法体现了许多优点。该方法依靠分析由单一测点取得数据, 极易实现。增添测点可改善性能, 但在技术上不是必需的。在站场或干线某位置上安装一个压力传感器, 泄漏时漏点产生的负压波向检测点传播, 引起该点压力(或流量)变化, 分析比较检测点数据与正常工况的数据, 可检测出泄漏。再由负压波传播速度和负压波到达检测点的时间可进行漏点定位。PPA具有使用简便、安装迅速等特点。美国谢夫隆管道公司(CPL)将PPA法作为其管道数据采集与处理系统(SCADA)的一部分，试验结果表明，PPA具有优良的检漏性能，能在10min内确定50gal/min的漏失。但压力点分析法要求捕捉初漏的瞬间信息，所以不能检测微渗。该方法使用于检测气体、液体和某些多相流管道，己广泛应用于各种距离和口径的管道泄漏检测。2.13 压力梯度法

压力梯度法是上世纪80年代末发展起来的一种技术，它的原理是：当管道正常输送时，站间管道的压力坡降呈斜直线，当发生泄漏时，漏点前后的压力坡降呈折线状，折点即为泄漏点，据此可算出实际泄漏位置。压力梯度法只需要在管道两端安装压力传感器，简单、直观，不仅可以检测泄漏，而且可确定泄漏点的位置。但因为管道在实际运行中，沿线压力梯度呈非线性分布，因此压力梯度法的定位精度较差，而且仪表测量对定位结果有很大影响。所以压力梯度法定位可以作为一个辅助手段与其它方法一起使用。2.14 小波变换法

小波变换即小波分析是20世纪80年代中期发展起来新的数学理论和方法，被称为数学分析的“显微镜”，是一种良好的时频分析工具。利用小波分析可以检测信号的突变、去噪、提取系统波形特征、提取故障特征进行故障分类和识别等。因此，可以利用小波变换检测泄漏引发的压力突降点并对其进行消噪，以此检测泄漏并提高检测的精度。小波变换法的优点是不需要管线的数学模型，对输入信号的要求较低，计算量也不大，可以进行在线实时泄漏检测，克服噪声能力强，是一种很有前途的泄漏检测方法。但应注意，此方法对山工况变化及泄漏引起的压力突降难以识别，易产生误报警。

2.15 互相关分析法

相关技术实质是在时延域中考察两个信号之间的相似性，包含自相关和互相关两个内容。油气输送管道管壁一般都是弹性体，流体发生泄漏时，流体受压力喷射而诱发弹性波并沿管壁内传播。检测管道某两点处的弹性波信号，分析其互相关函数,利用相关时延技术便可判定是否发生泄漏及泄漏的位置。相关检漏技术是综合振动、测试、信号处理等许多学科知识的高新技术。用互相关分析法检漏和定位灵敏、准确，只需检测压力信号，不需要数学模型，计算量小。但它对快速突发性的泄漏比较敏感，对泄漏速度慢、没有明显负压波出现的泄漏很难奏效。2.16 基于瞬变流模型的检漏法

文献[18]介绍了一种基于瞬变流模型的检漏方法。该方法根据拟稳态流的假设，考虑了在瞬态条件下管道的流量变化和压力分布。对一条假设天然气管道的研究结果表明，即使是对于瞬态条件，该方法也比以往一些未考虑管道的流量变化和压力分布的常规方法更准确地确定管道的泄漏点。这种方法也能应用于设有能引起管道流量分布突变的配气站的管道系统。

瞬态模型法主要针对动态检测泄漏,瞬时模拟管道运行工况,它可以提供确定管道存储量变化的数据,为流量平衡法提供参考量。使用管道瞬变模型法的关键在于建立比较准确的管道流体实时模型,以可测量的参数作为边界条件,对管道内的压力和流量等参数进行估计。当计算结果的偏差超过给定值时,即发出泄漏报警。2.17 应力波法

管线由于腐蚀、人为打孔原因破裂时，会产生一个高频的振动噪声，该噪声以应力波的形式沿管壁传播，强度随距离按指数规律衰减。在管道上安装对泄漏噪声敏感的传感器，通过分析管道应力波信号功率谱的变化，即可检测出流体的泄漏。由于影响管道应力波传播的因素很多，在实际中很难用解析的方法准确描述出管道振动。有人提出使用神经网络学习管道正常信号与泄漏信号，进而对管道的泄漏进行判断。

2.18 基于状态估计的方法

该方法根据质量平衡方程、动量平衡方程、能量平衡方程及状态方程等机理建模。得到一个非线性的分布式参数系统模型, 通常可采用差分法或特征线法等方法将其线性化。设计状态估计器对系统状态进行估计,将估计值作为泄漏检测的依据,这就是基于状态估计的方法的基本原理。其中估计器可以是观测器,也可以是Kalman 滤波器。根据建立模型的方法,这类方法可分为不包含故障的模型法和包含故障的模型法。

①不包含故障的模型法。不包含故障的模型法的基本思路是,建立管道模型并设计估计器,模型中不含有泄漏的信息。当泄漏发生时,模型估计值与实际测量值将会产生残差,可用残差信号来进行检测定位。当泄漏量大时,该方法不可行。另外,该方法需要设置流量计,而且对于气体管道,检测和定位的响应时间太慢。②包含故障的模型法。包含故障的模型法的基本思路是,建立管道模型时预先假设管道有几处指定的位置发生了泄漏, 通过对系统的状态估计得到这几个预先假设的泄漏点的泄漏量估计值, 运用适当的判别准则便可进行泄漏检测和定位。该方法在长90 km、内径785 mm 的气体管道上,在80 min 内可检测出2 %的泄漏量,并在100min 内可完成定位,定位精度比较高。但当实际泄漏点不处于指定泄漏点之间时,定位公式将无法使用。对于气体管道,检测速度相对较慢,仍需设置流量计。

2.19 基于系统辨识的方法

通过系统辨识来建立模型是工业上经常使用的方法,与基于估计器的方法相比,具有实时性强和更加精确等优点,管道的模型也可以通过系统辨识的方法来得到。目前,采用的方法是在管道系统上施加M 序列信号,采用线性ARMA 模型结构增加某些非线性项来构成管道的模型结构,采用辨识的方法来求解模型参数,并用与估计器方法类似的原理进行检漏和定位。

为了对管道的泄漏进行检测,可以对根据管道实际情况建立“故障灵敏模型”及“无故障模型”进行对比和计算。系统辨识法的局限性与不包含故障的模型法类似。基于模型法的一个共同的问题在于,检测管道泄漏时的响应时间慢,特别是对于气体管道。这是由于气体的动态特性变化比较缓慢,实际测量信号的采样时间比较长的缘故。另外,基于模型的方法无一例外,都要采用实际测量的流量信号,由于流量计价格昂贵,维护起来比较困难,因此,我国多数管道没有安装,而且受流量测量时流体成分、温度以及压力等参数变化的影响,测量的准确度比较低。2.20 基于神经网络的方法

由于有关管道泄漏的未知因素很多,采用常规数学模型进行描述存在较大困难,用于泄漏检测时,常因误差很大或易漏报误报而不能用于工业现场。基于人工神经网络检测管道泄漏的方法,不同于已有的基于管道准确流动模型描述的泄漏检测法,能够运用自适应能力学习管道的各种工况,对管道运行状况进行分类识别,是一种基于经验的类似人类的认知过程的方法。试验证明这种方法是十分灵敏和有效的。理论分析和实践表明,这种检漏方法能够迅速准确预报出管道运行情况,检测管道运行故障并且有较强的抗恶劣环境和抗噪声干扰的能力。泄漏引发应力波适当的特征提取指标能显著提高神经网络的运算速度。基于神经网络学习计算研制的管道泄漏检测仪器简洁实用,能适应复杂工业现场。神经网络检测方法可推广应用到管道堵塞、积砂、积蜡、变形等多种故障的检测中,对于管网故障诊断有广泛的应用前景。2.21 统计检漏法

该方法采用一种“顺序概率测试”(SequentialProbability Ratio Test)假设检验的统计分析方法,从实际测量到的流量和压力信号中实时计算泄漏发生的置信概率。在实际统计上,输入和输出的质量流通过流量变化(Inventory Variation)来平衡。在输入的流量和压力均值与输出的流量和压力均值之间会有一定的偏差,但大多数偏差在可以接受的范围之内,只有一小部分偏差是真正的异常。通过计算标准偏差和检验零假设,对偏差的显著性进行检验,来判断是否出现故障。泄漏发生后,采用一种最小二乘算法进行定位。2.22 水力坡降线法 水力坡降线法的技术不太复杂。这种方法是根据上游站和下游站的流量等参数, 计算出相应的水力坡降, 然后分别按上游站出站压力和下游站进站压力作图, 其交点就是理想的泄漏点。但是这种方法要求准确测出管道的流量、压力和温度值。对于间距长达几十或百公里的长输管道, 由仪表精度造成的误差可能使泄漏点偏移几公里到几十公里, 甚至更远, 给寻找实际泄漏点带来困难。因此,应用水力坡降线法寻找长输管道泄漏点时应考虑仪表精度的影响。压力表、温度计和流量计等的精度对泄漏点的判定都有直接关系。把上、下游站这3种仪表的最大和最小两种极端情况按照排列组合方式, 可以构成64 种组合, 其中有2 种组合决定泄漏区间的上、下游极端点。目前这种方法较少采用。检漏方法性能指标 3.1 泄漏检测性能指标

一个高效可靠的管道泄漏检测与定位系统，必须在微小的泄漏发生时，在最短的时间内，正确地报警，准确地指出泄漏位置，并较好地估计出泄漏量，而且对工况的变化适应性要强，也即泄漏检测与定位系统误报率、漏报率低，鲁棒性强，当然还应便于维护。归结起来可分为:灵敏性、定位精度、响应时间、误报率、评估能力、适应能力、有效性、维护要求、费用。3.2 诊断性能指标

1)正常工序操作和泄漏的分离能力:是指对正常的起/ 停泵、调阀、倒罐等情况和管道泄漏情况的区分能力。这种区分能力越强,误报率越低。

2)泄漏辨识的准确性:指泄漏检测系统对泄漏的大小及其时变特性的估计的准确程度。对于泄漏时变特性的准确估计,不仅可识别泄漏的程度,而且可对老化、腐蚀的管道进行预测并给出一个合理的处理方法。3.3 综合性能指标

1)鲁棒性:指泄漏诊断系统在存有噪声、干扰、建模误差等情况下正确完成泄漏诊断的任务,同时保证满意的误报率和漏报率的能力。诊断系统鲁棒性越强,可靠性就越高。

2)自适应能力:指诊断系统对于变化的诊断对象具有自适应能力,并且能够充分利用由于变化产生的新的信息来改善自身。

在实际工程设计中,首先要正确分析工况条件及最终性能要求,明确各性能要求的主次关系,然后从众多的泄漏检测方法中进行分析,经过适当权衡和取舍,最后选定最优解决方案。4 存在问题及发展趋势

长输管道的泄漏检测与定位具有十分重要的现实意义,尽管已经取得很大的进步,工程实践中已得到应用,取得了一定的经济效益,同时也暴露了许多尚需解决的问题。例如长输管道的小泄漏检测和定位仍是重点攻克问题；如何增强泄漏检测和定位系统的自适应能力和自学习能力；如何将多种方法有机的结合起来进行综合诊断,发挥各自的优势,从而提高整个系统的综合诊断性能；如何有效解决长输管道的非线性分布参数的时间滞后问题等。

目前的泄漏检测和定位手段是多学科多技术的集成,特别是随着传感器技术、模式识别技术、通信技术、信号处理技术和模糊逻辑、神经网络、专家系统、粗糙集理论等人工智能技术等发展,为泄漏检测定位方法带来了新的活力,可对诸如流量、压力、温度、密度、粘度等管道和流体信息进行采集和处理,通过建立数学模型或通过信号处理,或通过神经网络的模式分类，或通过模糊理论对检测区域或信号进行模糊划分,利用粗糙集理论简约模糊规则,从而提取故障特征等基于知识的方法进行检测和定位。将建立管道的数学模型和某种信号处理方法相结合、将管外检测技术和管内检测技术相结合、将智能方法引入检测和定位技术实现智能检测、机器人检测和定位等是一研究方向。