輸油管道泄漏量計算(埋地管道泄漏檢測的方法有哪些)

輸油成本的構成^[9]

管道輸油成本可按完全成本和現金成本（操作費）兩種方式進行統計。其中，管道輸油完全成本是指在管道運營期內所發生的全部成本與費用之和。管道輸油現金成本是指在管道運營期內所發生的全部現金費用之和。

輸油成本的估算一般采用成本要素法計算，即：

輸油完全成本＝外購材料費＋外購燃料及動力費＋油品損耗費＋工資及福利費＋折舊費＋修理費＋攤銷費＋財務費用（利息支出）＋其他費用

輸油現金成本＝外購材料費＋外購燃料及動力費＋油品損耗費＋工資及福利費＋修理費＋攤銷費＋其他費用

1.外購材料費

外購材料費是指管道輸油過程中，根據輸油工藝需要使用的降凝劑、減阻劑等費用，計算公式如下：

材料費＝材料消耗量×單位材料價格

也可根據統計資料，按輸送單位油品所消耗的材料費估算。

2.外購燃料費

燃料費是指輸油過程中，為原油加熱消耗的各種固體、液體和氣體燃料的費用。在實際輸油過程中，所用燃料大都就地取材，即燃料直接取自管道中的油品，計算公式如下：

燃料費＝燃料消耗量×單位燃料價格

燃料費的價格應按管道輸送起點的交接或購買價格計算。

3.油品損耗費

在輸油過程中，會發生油品損耗費用，該費用產生在輸油過程中發生的正常油品損耗，其計算公式如下：

油品損耗費用＝輸油量×損耗率×油品價格

損耗量＝接收到的介質量－輸送給客戶的介質量－燃料使用量－管存變化量－意外泄漏量

損耗率＝損耗量/接收到的介質量

根據近幾年的統計資料，我國輸油管道由于多采用不完全密閉輸送，其損耗率較高，約為0.1%～0.2%。歐美等國家由于采用完全密閉輸送，其損耗率很低，約為0.01%～0.05%。

要注意的是，損耗率與油品損耗費用密切相關，而損耗率與管道（管網）的范圍，即研究對象的選擇有關。在實際應用中，一般將管道接收介質的一端（即源）到管道輸出介質給用戶的一端（即匯）間的管道（管網）視為一個研究對象，來計算項目的損耗率和油品損耗費用。

4.外購動力費

外購動力費是指生產過程中消耗的從項目評價范圍外部購進的電、汽、風等各種動力。外購動力費計算公式為：

外購動力費＝動力消耗量×動力到廠價格

對輸油企業而言，動力費是指管道項目主體在輸送油品過程中直接消耗的電力支出。

5.人員費用

人員費用是指項目全部人員的工資、獎金、津貼和補貼、職工福利費、社會保險、商業人身保險、住房公積金、工會經費和教育經費等。確定人員費用標準時需考慮項目性質、項目地點等因素。依托老企業的項目，還要考慮原企業工資水平。

6.折舊費

折舊費是對固定資產在使用過程中受到有形和無形磨損，使其價值損失而提取的補償費用。一般工程建設項目折舊方法采用年限平均法。計算公式為：

年折舊率＝（1－預計凈殘值率）/折舊年限×100%

年折舊費＝固定資產原值×年折舊率

管道項目固定資產凈殘值率為0。折舊年限用于計算企業年折舊率和折舊費用。目前石油企業大部分項目采用平均年限法，即直線法計算折舊額。一般規定的長輸管道工程建設項目的綜合折舊年限為14年，但是考慮到管道運營期為20年，為了使得運行期內每年的成本較均衡，管道項目在預可研、可研及初步設計階段的經濟評價中，折舊年限一般取為20年。

7.維護與修理費

該項費用是指為保持生產的正常運轉和使用，充分發揮使用效能，對固定資產進行必要修理所發生的費用。

修理費可直接按固定資產原值（扣除所含的建設期利息）的一定百分數估算。在生產運營的各年中，修理費費率的取值，可以根據項目特點間斷性調整修理費費率，開始取較低值，以后取較高值；也可以綜合考慮后取一個固定不變的值。

對于長輸管道類項目，年修理費一般為固定資產原值（扣除建設期利息）的2.5%～3%。

8.其他運營費用

對輸油企業而言，其他運營費用是指在輸油作業成本中除以上費用外的其余部分，以定員為基礎計算，計算公式為：

其他運營費用＝項目全部定員×其他運營費用定額

其他運營費用定額為8000～15000元/人·年。

9.攤銷費用

攤銷費用分為無形資產攤銷和其他資產攤銷費用。

（1）無形資產攤銷

無形資產從開始使用之日起，按照規定期限分期攤銷，沒有規定期限的按10年分期攤銷。計算公式為：

無形資產攤銷＝無形資產/攤銷年限

（2）其他資產攤銷

其他資產攤銷年限用于限定其他資產攤銷期限。其他資產攤銷年限有明確規定的，按規定期限平均攤銷；無規定的，一般可選擇5年攤銷。計算公式為：

其他資產攤銷＝其他資產/攤銷年限

對于生產服務及工程類其他資產攤銷按行業一般規定，其中：①辦公及生活家具購置費和培訓費，投產第一年一次性全部攤銷。②活動房、列車房應在3年內平均攤銷。

10.財務費用

財務費用是指企業為籌集所需資金而發生的費用，包括利息支出（減利息收入）、匯兌損失（減匯兌收益）以及相關的手續費等。在項目財務分析中，通常只考慮利息支出。利息支出的估算包括長期借款利息、流動資金借款利息和短期借款利息三部分。

埋地管道泄漏檢測的方法有哪些

目前用的比較多的埋地管道泄漏檢測方法有

管道內窺法：在管道里放置可移動的攝像裝置如內窺機器人等，觀測管壁破損情況查找漏點。

探地雷達法：在10-2500MHZ范圍的高頻電磁波探測地下或建筑物內結構與特征，對整條測線進行探測就可以獲得一條該測線雷達反射剖面。通過對該雷達發射剖面處理與解釋，便可獲得剖面下方的有關地質信息，對于形成大的水穴和空洞的漏點有效，同時，由于水的滲透，管道周圍土壤的電性，尤其是介電常數也發生了變化，在探測圖上漏點處的管道看起來比正常管道埋得要深些。

鉆孔勘探法：用電錘、鉆洞棒或路面鉆孔機對懷疑管段進行打孔，拔出檢測棒桿是否有水。也可用聽漏棒插入孔內進行初步篩查。

流量測量法：用流量計對管道進出口流量進行測量對比分析，進出口流量差大于5%懷疑有漏。可采用分區測流或分段測流。初步篩查，將漏點縮小至某個管段。

區域裝表法：通過加裝計量儀表對管網進行分區計量，通過總表分表產銷差分析管網泄漏情況，判斷某個片區是否存在泄漏。

分步閉閥法：通過由遠到近逐一關閉閥門，然后記錄關閥前后的水表或者流量計讀數的下降值來分析判斷是否存在某個管段泄漏。

打壓測漏法：通過壓力泵往管道里加壓，觀察管道內的壓力變化，判斷管道是否泄漏。

變換系統的管線發生泄漏，確認泄漏位置后應該怎么做

鍋爐在設計時考慮在制造、安裝、檢修和進行鍋爐水壓試驗時需排除容器內空氣，因此在汽包或飽和蒸汽引出管、各級過熱器、再熱器上聯箱或連通管均設計了空氣管

很多時候，鍋爐投入使用后會發生空氣管泄漏事故，泄漏部位大多為空氣管與管接頭對接焊縫和空氣支管與空氣總管角焊縫

分析泄漏原因為：空氣管路一般為安裝單位根據現場情況自行排放，各類監督檢查不重視，焊口無坡口、對口偏斜、管道開孔為氣割、焊縫夾渣、氣孔、未焊透等缺陷較多，運行中由于震動、熱應力等原因使內在缺陷發展成泄漏

鍋爐排污疏水管道屬于安裝單位根據現場情況自行敷設，大多數是沿鍋爐敷設

此類管道泄漏有以下幾種情況：因管道敷設焊口背面焊接條件差，焊接缺陷多，從而導致泄漏；管道與閥門對接焊口泄漏較多，原因多為管道未打坡口且對口不同心、偏折、強力對口等；聯箱管接頭與管道對接焊口或焊止線泄漏，主要因為管道固定在鋼架上，而聯箱隨爐膨脹，由于鍋爐起停頻繁，導致焊口疲勞；管道因內外腐蝕減薄而爆管，主要是內部不流動疏水和外部雨水的腐蝕造成

對于此類泄露可以對鍋爐排污疏水管道進行光譜、測厚檢查，對已減薄的管道進行更換，對全部安裝焊口重新規范焊接并進行無損檢驗

對膨脹不暢的管道進行重新調整

過熱器、再熱器減溫水管道也會發生泄漏，有如下幾種情況：減溫水流量孔板泄漏，由于鍋爐原配減溫水流量孔板為法蘭式，布置較緊湊，各支路管流量、溫度不均等；管道爆漏多是由于減溫水管一般并排敷設，管與管間隙小甚至無間隙，運行時因震動導致磨損而泄漏；因介質沖刷減薄管壁而泄漏，主要發生在彎頭部位；管道焊縫泄漏，主要因焊口未打坡口、焊接缺陷較多而導致泄漏

針對上述問題可采取以下措施：將法蘭式流量孔板更改為焊接式，并適當拉開距離便于檢修和操作；對減溫水管進行全線檢查、測厚，對管壁減薄的進行更換，未打坡口的焊口全部重新焊接；對管系進行合理的布置和固定避免碰磨，進行有防雨措施的保溫避免外部腐蝕

由于鍋爐主、再熱蒸汽系統、給水系統的溫度套管大多數為螺紋連接式，投運后隨著啟停次數的增加，管內介質流動引起振動，會造成因溫度套管螺紋處泄漏而在低谷時焊補或機組調停時更換溫度套管，給安全、經濟運行帶來一定的威脅

處理措施是利用機組大小修將螺紋連接式溫度套管更改為焊接式溫度套管

文章對國內外輸油管道泄漏檢測方法進行了分析，對油田輸油管道防盜監測的方法進行了探討

針對油田輸油管道防盜監測問題，指出了油田輸油管道防盜監測系統的關鍵技術是管道泄漏檢測報警及泄漏點的精確定位，并介紹了勝利油田輸油管道泄漏監測系統的應用情況

主題詞：輸油 管道 泄漏 監測 防盜泄漏是輸油管道運行的主要故障

特別是近年來，輸油管道被打孔盜油以及腐蝕穿孔造成泄漏事故屢有發生，嚴重干擾了正常生產，造成巨大的經濟損失，僅勝利油田每年經濟損失就高達上千萬元

因此，輸油管道泄漏監測系統的研究與應用成為油田亟待解決的問題

先進的管道泄漏自動監測技術，可以及時發現泄漏，迅速采取措施，從而大大減少盜油案件發生，減少漏油損失，具有明顯的經濟效益和社會效益

1 國內外輸油管道泄漏監測技術的現狀輸油管道泄漏自動監測技術在國外得到了廣泛的應用，美國等發達國家立法要求管道必須采取有效的泄漏監測系統

輸油管道檢漏方法主要有三類：生物方法、硬件方法和軟件方法

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1 生物方法這是一種傳統的泄漏檢測方法，主要是用人或經過訓練的動物（狗）沿管線行走查看管道附件的異常情況、聞管道中釋放出的氣味、聽聲音等，這種方法直接準確，但實時性差，耗費大量的人力

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2 硬件方法主要有直觀檢測器、聲學檢測器、氣體檢測器、壓力檢測器等，直觀檢測器是利用溫度傳感器測定泄漏處的溫度變化，如用沿管道鋪設的多傳感器電纜

聲學檢測器是當泄漏發生時流體流出管道會發出聲音，聲波按照管道內流體的物理性質決定的速度傳播，聲音檢測器檢測出這種波而發現泄漏

如美國休斯頓聲學系統公司（ASI）根據此原理研制的聲學檢漏系統（wavealert），由多組傳感器、譯碼器、無線發射器等組成，天線伸出地面和控制中心聯系，這種方法受檢測范圍的限制必須沿管道安裝很多聲音傳感器

氣體檢測器則需使用便攜式氣體采樣器沿管道行走，對泄漏的氣體進行檢測

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3 軟件方法它采用由SCADA系統提供的流量、壓力、溫度等數據，通過流量或壓力變化、質量或體積平衡、動力模型和壓力點分析軟件的方法檢測泄漏

國外公司非常重視輸油管道的安全運行，管道泄漏監測技術比較成熟，并得到了廣泛的應用

殼牌公司經過長期的研究開發生產出了一種商標名稱為ATMOS Pine的新型管道泄漏檢測系統，ATMOS Pine是基于統計分析原理而設計出來的，利用優化序列分析法（序列概率比試驗法）測定管道進出口流量和壓力總體行為變化以檢測泄漏，同時兼有先進的圖形識別功能

該系統能夠檢測出1

6kg/s的泄漏而不發生誤報警

目前國內油田長距離輸油管道大都沒有安裝泄漏自動檢測系統，主要靠人工沿管線巡視，管線運行數據靠人工讀取，這種情況對管道的安全運行十分不利

我國長距離輸油管道泄漏監測技術的研究從九十年代開始已有相關報道，但只是近兩年才真正取得突破，在生產中發揮作用

清華大學自動化系、天津大學精密儀器學院、北京大學、石油大學等都在這一方面做過研究

如：中洛線（中原—洛陽）濮陽首站到滑縣段安裝了天津大學研制的管道運行狀態及泄漏監測系統（壓力波法），東北管道局1993年應用清華大學研制的檢漏系統（以負壓波法為主，結合壓力梯度法）進行了現場試驗

2 管道泄漏監測技術的研究通過對國內外各種管道泄漏檢測技術的分析對比，結合油田輸油管道防盜監測的特殊要求，勝利油田油氣集輸公司等單位組織開展了廣泛深入的調查研究

防盜監測系統的技術關鍵解決兩方面的問題：一是管道泄漏檢測的報警，二是泄漏點的精確定位

針對這兩項關鍵技術勝利油田采用的技術思路是：以壓力波（負壓波）檢測法為主，和流量檢測法相結合

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1 系統硬件構成① 計算機系統:在管道的上下游兩端各安裝了一套工業控制計算機,用于數據采集及軟件處理

② 一次儀表: 壓力變送器溫度變送器流量傳感器③ 數據傳輸系統:兩套擴頻微波設備，用于實時數據傳輸

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2 檢漏方法2

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1負壓波法當長輸管道發生泄漏時，泄漏處由于管道內外的壓差，使泄漏處的壓力突降，泄漏處周圍的液體由于壓差的存在向泄漏處補充，在管道內產生負壓波動，這樣過程從泄漏點向上、下游傳播，并以指數律衰減，逐漸歸于平靜，這種壓降波動和正常壓力波動大不一樣，具有幾乎垂直的前緣

管道兩端的壓力傳感器接收管道的瞬變壓力信息，而判斷泄漏的發生，通過測量泄漏時產生的瞬時壓力波到達上游、下游兩端的時間差和管道內的壓力波的傳播速度計算出泄漏點的位置

為了克服噪聲干擾，可采用小波變換或相關分析、基于隨機變量之間差異程度的kullback信息測度檢測等方法對壓力信號進行處理

前蘇聯從20世紀70年代開始研究和使用自動檢漏技術，負壓波檢漏系統的普及，使輸油管線泄漏事故減少88%

負壓波的傳播規律跟管道內的聲音、水擊波相同，其速度取決于管壁的彈性和液體的壓縮性

國內曾經實測過大慶原油管道在平均油溫44℃、密度845kg/m3時的水擊波傳播速度為1029m/s

對于一般原油鋼質管道，負壓波的速度約為1000～1200m/s，頻率范圍0

2～20kHz

負壓波法對于突發性泄漏比較敏感，能夠在3min內檢測到，適合于監視犯罪分子在管道上打孔盜油，但是對于緩慢增大的腐蝕滲漏不敏感

負壓波法具有較快的響應速度和較高的定位精度

其定位公式為上下游分別設置壓力測點p1、p2，當管線在X處發生泄漏時，泄漏產生 的負壓波即以一定的速度α向兩邊傳播，在t和t+τ0時刻被傳感器p1、p2檢測到，對壓力信號進行相關處理，式中α為波速，L為p1、p2之間的距離未發生泄漏時，相關系數Φ（τ）維持在某一值附近；當泄漏發生時，Φ（τ）將發生變化，而且當τ＝τ0時，Φ（τ）將達到最大值

理論上：解出定位公式如下：式中：X 泄漏點距首端測壓點的距離 mL 管道全長ma 壓力波在管道介質中的傳播速度 m/s上、下游壓力傳感器接收壓力波的時間差 s由以上公式可知要實現準確的定位，必須精確的計算壓力波在管道介質中的傳播速度a和上、下游壓力傳感器接收壓力波的時間差

① 壓力波在管道介質中傳播速度的確定壓力波在管道內傳播的速度決定于液體的彈性、液體的密度和管材的彈性：式中 α——管內壓力波的傳播速度，m/s；K——液體的體積彈性系數，Pa；ρ——液體的密度，kg/m ；E——管材的彈性，Pa；D——管道的直徑，m；e——管壁厚度，m；C ——與管道約束條件有關的修正系數；式中彈性系數K和密度ρ隨原油的溫度變化而變化，因此，必須考慮溫度對負壓波波速的影響，對負壓波波速進行溫度修正

在理論計算的基礎上，結合現場反復試驗，可以比較準確的確定負壓波的波速

② 壓力波時間差 的確定要確定壓力波時間差 ，必須捕捉到兩端壓力波下降的拐點，采用有效的信號處理方法是必須的，如：Kullback信息測度法、相關分析法和小波變換法

③ 模式識別技術的應用正常的泵、閥、倒罐作業等各種操作也會產生負壓波

為了排除這些負壓波干擾，在系統中采用了先進的模式識別技術，依據泄漏波與生產作業產生的負壓波波形等特征的差別,經過現場反復模擬試驗, 提高了系統報警準確率,減少了系統誤報警

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2流量檢測管道在正常運行狀態下，管道輸入和輸出流量應該相等，泄漏發生時必然產生流量差，上游泵站的流量增大，下游泵站的流量減少

但是由于管道本身的彈性及流體性質變化等多種因素影響，首末兩端的流量變化有一個過渡過程，所以，這種方法精度不高，也不能確定泄漏點的位置

德國的阿爾卑斯管道公司（TAL）原油管道上安裝使用了該系統，將超聲波流量計，夾合在管道外進行測量，然后根據管道溫度、壓力變化，計算出管道內總量，一旦出現不平衡，就說明出現泄漏

日本在《石油管道事業法》中也規定使用這種檢漏系統，并且規定在30s中檢測到泄漏量在80L以上時報警

流量差法不夠靈敏，但是可靠性較高，它跟壓力波結合使用，可以大大減少誤報警

3 應用效果與推廣情況經過勝利油田組織的專家驗收和現場試驗，系統達到的主要技術指標：①最小泄漏量監測靈敏度：單位時間總輸量的0

7％；②報警點定位誤差：≦被測管長的2％；③報警反應時間：≦200秒

勝利油田輸油管道泄漏監測報警系統整體水平在國內居于領先地位，應用效果和推廣規模都是較好的，目前勝利油田油氣集輸公司輸油管道上已經推廣應用檢漏系統，取得了明顯的效益，多次抓獲盜油破壞分子，有力地打擊了盜油犯罪，為油田每年減少經濟損失1000多萬元，為管道的安全運行提供了保證

4結論4

1 采用負壓波與流量相結合的方法監測輸油管道的泄漏是有效的、可靠的；4

2 依靠油田局域網進行實時數據傳輸能夠提高泄漏監測系統的反應速度，能夠實現全自動的泄漏監測報警與定位；4

3 在油田輸油管道安裝管道泄漏監測系統能夠確保管道安全運行,明顯減少管道盜油事故的發生,具有明顯的社會效益和經濟效益

信息缺失條件下管道泄漏信號如何識別？

一、管道檢測技術的發展方向

長輸油氣管道運行過程中通常受到來自內、外兩個環境的腐蝕，內腐蝕主要由輸送介質、管內積液、污物以及管道內應力等聯合作用形成；外腐蝕通常因涂層破壞、失效產生。內腐蝕一般采

用情管、加緩蝕劑等手段來處理，近年來隨著管道業主對管道運行管理的加強以及對輸送介質的嚴格要求，內腐蝕在很大程度上得到了控制。目前國內外長輸油氣管道腐蝕控制主要發展方向是在外防腐方面，因而管道檢測也重點針對因外腐蝕造成的涂層缺陷及管道缺陷。

近年來，隨著計算機技術的廣泛普及和應用，國內外檢測技術都得到了迅猛發展，管道檢測技術逐漸形成管道內、外檢測技術（涂層檢測、智能檢測）兩個分枝。通常情況下涂層破損、失效處下方的管道同樣受到腐蝕，管道外檢測技術的目的是檢測涂層及陰極保護有效性的基礎上，通過挖坑檢測，達到檢測管體腐蝕缺陷的目的，對于目前大多數布局北內檢測條件的管道是十分有效的。管道內檢測技術主要用于發現管道內外腐蝕、局部變形以及焊縫裂紋等缺陷，也可間接判斷涂層的完好性。

二、管道外檢測技術

埋地管道通常采用涂層與電法保護（CP）共同組成的防護系統聯合作用進行外腐蝕控制，這2種方法起著一種互補作用：涂層是陰極保護即經濟又有效，而陰極保護又使涂層出現針孔或損傷的地方受到控制。該方法是已被公認的最佳保護辦法并已被廣泛用于對埋地管道腐蝕的控制。

涂層是保護埋地管道免遭外界腐蝕的第一道防線，其保護效果直接影響著電法保護電流的工作效率，NACE1993年年會第17號論文指出：“正確涂敷的涂層應該為埋地構件提供99 %的保護需求，而余下的1%才由陰極保護提供”。因此要求涂層具有良好的電絕緣性、黏附性、連續性及耐腐蝕性等綜合性能，對其完整性的維護是至關重要的。涂層綜合性能受許多因素的影響，諸如涂層材料、補口技術、施工質量、腐蝕環境以及管理水平等，并且管道運行一段時間后，涂層綜合性能會出現不同程度的下降，表現為老化、龜裂、剝離、破損等狀況，管體表面因直接或間接接觸空氣、土壤而發生腐蝕，如果不能對涂層進行有效的檢測、維護，最終將導致管道穿孔、破裂破壞事故。

涂層檢測技術是在對管道不開挖的前提下，采用專用設備在地面非接觸性地對涂層綜合性能進行檢測，科學、準確、經濟地對涂層老化及破損缺陷定位，對缺陷大小進行分類統計，同時針對缺陷大小、數量進行綜合評價并提出整改計劃，以指導管道業主對管道涂層狀況的掌握，并及實踐性維護，保證涂層的完整性及完好性。

國內實施管道外檢測技術始于20世紀80年代中期，檢測方法主要包括標準管/地電位檢測、皮爾遜（Pearson）涂層絕緣電阻測試、管內電流測試等。檢測結果對涂層的總體評價到了重要作用，但在缺陷準確定位、合理指導大修方面尚有較大的差距。近年來，通過世界銀行貸款以及與國外管道公司交流，管道外檢測設備因價格相對較為便宜，操作較為方便，國外管道外間的技術已廣泛應用于國內長輸油氣管道涂層檢測，目前國內管道外檢測技術基本上達到先進發達國家水平，在實際工作中應用較為廣泛的外檢測技術主要包括：標準管/地電位檢測、皮爾遜檢測、密間距電位測試、多頻觀眾電流測試、直流電為梯度測試。

1. 標準管/地點位檢測技術（P/S）

該技術主要用于監測陰極保護效果的有效性，采用萬用表測試接地CU/CuSO4電極與管道金屬表面某一點之間的電位，通過電位距離曲線了解電位分布情況，用以區別當前電位與以往電位的差別，還可通過測得的陰極保護電位是否滿足標準衡量涂層狀況。該法快速、簡單，現仍廣泛用于管道管理部門對管道涂層及陰極保護日常管理及監測中。

2. 皮爾遜監測技術（PS）

該技術是用來找出涂層缺陷和缺陷區域的方法，由于不需陰極保護電流，只需要將發射機的交流信號（1000 Hz）加載在管道上，因操作簡單、快速曾廣泛使用與涂層監測中。但檢測結果準確率低，以受外界電流的干擾，不同的土壤和涂層段組都能引起信號的改變，判斷是缺陷以及缺陷大小依賴于操作員的經驗。

3. 密間距電位測試技術（CIS、CIPS）

密間距電位測試（Close Interval Survey）和密間距極化電位（Close Interval Potential Survey）監測類似于標準管/地電位（P/S）測試法，其本質是管地電位加密測試和加密斷電電位測試技術。通過測試陰極保護在管道上的密集電位和密集化電位，確定陰極保護效果的有效性，并可間接找出缺陷位置、大小，反映涂層狀況。該方法也有局限性，其準確率較低，其準確率較低，依賴于操作者經驗，易受外界干擾，有的讀書誤差達200～300 mV。

4. PCM多頻管中電流測試

多頻管中點留法是監測涂層漏電狀況的新技術，是以管中電流梯度測試法為基礎的改進型涂層檢測方法。它選用了目前較為先進的PCM儀器，按已知檢測間距測出電流量，測定電流梯度的分布，描繪出整個管道的概貌，可快速、經濟地找出電流信號漏失較嚴重的管段，并通過計算機分析評價涂層的狀況，再使用PCM儀器的“A”字架檢測地表電位梯度精確定位涂層破點。該方法是與不同規格、材料的管道，可長距離地檢測整條管道，受涂層材料、地面環境變化影響較小，適合于復雜地形并可對涂層老化狀況評級；可計算出管段涂層面電阻 R g值，對管道涂層劃分技術等級，評價管道涂層的狀況，提出涂層維護方式。采用專用的耦合線圈，還可對水下管道進行涂層檢測。

5. 直流電位梯度（DCVG）方法

該方法通過檢測流至埋地管道涂層破損部位的陰極保護電流在土壤介質上產生的電位梯度（即土壤的 IR降）并依據IR降的百分比來計算涂層缺陷的大小，其優點在于不受交流電干擾，通過確定電流是流入還是流出管道，還可判斷管道是否正遭受到腐蝕。

6. 幾種測試方法的比較

近幾年，筆者在四川龍——蒼線、工——自線、瀘——威線、申——倒線等多條管道涂層及陰極保護有效性檢測方面，對上述幾種方法進行了比較，發現各種涂層缺陷檢測技術都是通過在管道上加載直流或交流信號來實現的，不同的僅是在結構上、性能上、功用上的差異。每種方法各有側重，在對涂層綜合性能評價方面均具有一定說服力，但各有利弊。

為克服單一檢測技術的局限性，現場檢測中筆者發現綜合幾種檢測方法對涂層缺陷進行檢測，可以彌補各項技術的不足。對于由陰極保護的管道，可先參考日常管理記錄中（P/S）的測試值，然后利用CIPS技術測量管道的管地電位，所測得的斷電電位可確定陰極保護系統效果，在判斷涂層可能有缺陷后，利用DCVG技術確定每一缺陷的陰極和陽極特性，最后利用DCVG確定缺陷中心位置，用測得的缺陷泄漏電流流經土壤造成的IR降確定缺陷的大小和嚴重性，以此作為選擇修理的依據。對于未事假陰極保護的管道，可先用PCM測試技術確定電流信號漏失較嚴重的管段，然后在PCM使用的“A”字架或皮爾遜檢測技術精確定位涂層破損點，確定涂層破損大小。PCM測試技術也可用于具有陰極保護的管道，其檢測精度略低于DCVG技術。

由于所有涂層檢測技術均是在管道上施加電信號，因此各種技術均存在一些不足，對某些涂層缺陷無法查找，如部分露管涂層破損處管體未與大地接觸，信號因不能流向大地形成回路，只能通過其他手段查找；因屏蔽作用，不適用于加套管的穿越管線；所有技術均不能判定涂層是否剝離。

三、管道內檢測技術

管道內檢測技術是將各種無損檢測（NDT）設備加在島清管器（PIG）上，將原來用作清掃的非智能改為有信息采集、處理、存儲等功能的智能型管道缺陷檢測器（SMART PIG），通過清管器在管道內的運動，達到檢測管道缺陷的目的。早在1965年美國Tubos買粉絲pc公司就已將漏磁通（MFL）無損檢測（NDT）技術成功地應用于油氣長輸管道的內檢測，緊接著其他的無損內檢測技術也相繼產生，并在嘗試中發現其廣泛的應用前景。

目前國外較有名的監測公司由美國的Tubos買粉絲pc GE PII、英國的British Gas、德國的Pipetronix、加拿大的Corrpro，且其產品已基本上達到了系列化和多樣化。內檢測器按功能可分為用于檢測管道幾何變形的測徑儀、用于管道泄漏檢測儀、用于對因腐蝕產生的體積型缺陷檢測的漏磁通檢測器、用于裂紋類平面型缺陷檢測的渦流檢測儀、超聲波檢測儀以及以彈性剪切波為基礎的裂紋檢測設備等。下面對應用較為廣泛的幾種方法進行簡要介紹。

1. 測徑檢測技術

改技術主要用于檢測管道因外力引起的幾何變形，確定變形具體位置，有的采用機械裝置，有的采用磁力感應原理，可檢測出凹坑、橢圓度、內徑的幾何變化以及其他影響管道內有效內徑的幾何異常現象。

2. 泄漏檢測技術

目前較為成熟的技術是壓差法和聲波輻射方法。前者由一個帶測壓裝置儀器組成，被檢測的管道需要注以適當的液體。泄漏處在管道內形成最低壓力區，并在此處設置泄漏檢測儀器；后者以聲波泄漏檢測為基礎，利用管道泄漏時產生的20～40 kHz范圍內的特有聲音，通過帶適宜頻率選擇的電子裝置對其進行采集，在通過里程輪和標記系統檢測并確定泄漏處的位置。

3. 漏磁通過檢測技術（MFL）

在所有管道內檢測技術中，漏磁通檢測歷史最長，因其能檢測出管島內、外腐蝕產生的體積型缺陷，對檢測環境要求低，可兼用于輸油和輸氣管道，可間接判斷涂層狀況，其應用范圍最為廣泛。由于漏磁通量是一種相對地噪音過程，即使沒有對數據采取任何形式的放大，異常信好在數據記錄中也很明顯，其應用相對較為簡單。值得注意的是，使用漏磁通檢測儀對管道檢測時，需控制清管器的運行速度，漏磁通對其運載工具運行速度相當敏感，雖然目前使用的傳感器替代傳感器線圈降低了對速度的敏感性，但不能完全消除速度的影響。該技術在對管道進行檢測時，要求管壁達到完全磁性飽和。因此測試精度與管壁厚度有關，厚度越大，精度越低，其適用范圍通常為管壁厚度不超過12 mm。該技術的精度不如超聲波的高，對缺陷準確高度的確定還需依賴操作人員的經驗。

4. 壓電超聲波檢測技術

壓電超聲波檢測技術原理類似于傳統意義上的超聲波檢測，傳感器通過液體耦合與管壁接觸，從而測出管道缺陷。超聲波檢測對裂紋等平面型缺陷最為敏感，檢測精度很高，是目前發現裂紋最好的檢測方法。但由于傳感器晶體易脆，傳感器元件在運行管道環境中易損壞，且傳感器晶體需通過液體與管壁保持連續的耦合，對耦合劑清潔度要求較高。因此僅限于液體輸送管道。

5. 電磁波傳感檢測技術（EMAT）

超聲波能在一種彈性導電介質中得到激勵，而不需要機械接觸或液體耦合。這種技術是利用電磁物理學原理以新的傳感器替代了超聲波檢測技術中的傳統壓電傳感器。當電磁波傳感器載管壁上激發出超聲波能時，波的傳播采取已關閉內、外表面作為“波導器”的方式進行， 當管壁是均勻的，波延管壁傳播只會受到衰減作用；當管壁上有異常出現時，在異常邊界處的聲阻抗的突變產生波的反射、折射和漫反射，接收到的波形就會發生明顯的改變。由于基于電磁聲波傳感器的超生壁檢測最重要的特征是不需要液體耦合劑來確保其工作性能。因此該技術提供了輸氣管道超聲波檢測的可行性，是替代漏磁通檢測的有效方法。

生產技術輔導：石油天然氣油氣儲運安全技術

第四節石油天然氣油氣儲運安全技術

一、管道線路

1.管道線路的布置及水工保護

輸油氣管道路由的選擇，應結合沿線城市、村鎮、工礦企業、交通、電力、水利等建設的現狀與規劃，以及沿線地區的地形、地貌、地質、水文、氣象、地震等自然條件，并考慮到施工和日后管道管理維護的方便，確定線路合理走向。輸油氣管道不得通過城市水源地、飛機場、軍事設施、車站、碼頭。因條件限制無法避開時，應采取必要的保護措施并經國家有關部門批準。輸油氣管道管理單位應設專人定期對管道進行巡線檢查．及時處理輸油氣管道沿線的異常情況。

埋地輸油氣管道與地面建(構)筑物的最小間距應符合GB 50251和GB 50253規定。

埋地輸油氣管道與高壓輸電線平行或交叉敷設時，其安全間距應符合GB 50061和GB 50253規定；與高壓輸電線鐵塔避雷接地體安全距離不應小于20 m．因條件限制無法滿足要求時，應對管道采取相應的防霄保護措施，且防雷保護措施不應影響管道的陰級保護效果和管道的維修；與高壓輸電線交叉敷設時，距輸電線20 m范圍內不應設置閥室及可能發生油氣泄露的裝置。

埋地輸油氣管道與通信電纜平行敷設時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施；交叉時，二者凈空間距應不小于0．5 m。且后建工程應從先建工程下方穿過。

埋地輸油氣管道與其他管道平行敷設時，其安全間距不宜小于10 m；特殊地帶達不到要求的，應采取相應的保護措施，且應保持兩管道間有足夠的維修、搶修間距；交叉時，二者凈空間距應不小于O．5 m，且后建工程應從先建工程下方穿過。

輸油氣管道沿線應設置里程樁、轉角樁、標志樁。里程樁宜設置在管道的整數里程處，每公里一個．且與陰極保護測試樁合用。輸油氣管道采用地上敷設時，應在人員活動較多和易遭車輛、外來物撞擊的地段，采取保護措施并設置明顯的警示標志。

根據現場實際情況實施管道水工保護。管道水工保護形式應因地制宜、合理選用；定期對管道水工保護設施進行檢查，發現問題應及時采取相應措施。

2. 線路截斷閥

輸油、氣管道應設置線路截斷閥，天然氣管道截斷閥附設的放空管接地應定期檢測。定期對截斷閥進行巡檢。有條件的管道宜設數據遠傳、控制及報警功能。天然氣管道線路截斷閥的取樣引壓管應裝根部截斷閥。

3.管道穿跨越

輸油氣管道通過河流時，應根據河流的水文、地質、水勢、地形、地貌、地震等自然條件，及兩岸的村鎮、交通等現狀，并考慮到管道的總體走向、日后管道管理維護的方便，選擇合理的穿跨越位置。考慮到輸油氣管道的安全性，管道通過河流、公路、鐵路時宜采用穿越方式。

輸油氣管道跨越河流的防洪安全要求，應根據跨越工程的等級、規模及當地的水文氣象資料等，合理選擇設計洪水頻率。位于水庫下游20 km范圍內的管道穿跨越工程防洪安全要求，應根據地形條件、水庫容量等進行防洪設計。管道穿跨越工程上游20 km范圍內若需新建水庫，水庫建設單位應對管道穿跨越工程采取相應安全措施。輸油氣管道穿跨越河流、公路、鐵路的鋼管、結構、材料應符合國家現行的原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規范的有關規定。管道跨越河流的鋼管、塔架、構件、纜索應選擇耐大氣環境腐蝕、耐紫外線、耐氣候老化的材料做好防腐。管道管理單位應根據防腐材料老化情況．制定跨越河流管道的維修計劃和措施。管道穿越河流時與橋梁、碼頭應有足夠的間距。穿越河流管段的埋深應在沖刷層以下，并留有充足的安全余量。采用挖溝埋設的管道，應根據工程等級與沖刷情況的要求確定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重塊、石籠在施工時．應對防腐層有可拄的保護措施。每年的汛期前后，輸油氣管道的管理單位應對穿跨越河流管段進行安全檢查，對不滿足防洪要求的穿跨越河流管段應及時進行加固或敷設備用管段，對穿跨越河流臂段采用石籠保護時，石籠不應直接壓在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。

管道穿公路、鐵路的位置，應避開公路或鐵路站場、有職守道口、隧道．并應在管道穿公路、鐵路的位置設立警示標志。輸油氣管道穿越公路、鐵路應盡量垂直交叉．因條件限制無法垂直交叉時，最小夾角不小于30°，并避開巖石和低洼地帶。

輸油氣管道穿跨越河流上游如有水庫，管道管理企業應與水利、水庫單位取得聯系，了解洪水情況．采取防洪措施。水利、水庫單位應將泄洪計劃至少提前兩天告知管道管理企業，且應避免大量泄洪沖毀管道。

二、輸油氣站場

1．一般規定

輸油氣站的進口處，應設置明顯的安全警示牌及進站須知。對進人輸油氣站的外來人員應進行安全注意事項及逃生路線等應急知識的教育培訓。石油天然氣站場總平面布置．應根據其生產工藝特點、火災危險性等級功能要求，結合地形、風向等條件。經技術經濟比較確定。石油天然氣站場內的鍋爐房、35kv及以上的變(配)電所、加熱爐、水套爐等有明火或散發火花的地點，宜布置在站場或油氣生產區邊緣。石油天然氣站場總平面布置應符合下列規定：

(1)可能散發可燃氣體的場所和設施，宜布置在人員集中場所及明火或散發火花地點的全年最小頻率風向的上風側。

(2)甲、乙類液體儲罐，宜布置在站場地勢較低處，當受條件限制或有特殊工藝要求時，可布置在地勢較高處，但應采取有效的防止液體流散的措施。

(3)當站場采用階梯式豎向設計時，階梯間應有防止泄漏可燃液體漫流的措施。

(4)天然氣凝液，甲、乙類油品儲罐組，不宜緊靠排洪溝布置。

2輸油站

(1)輸油站的選址。應滿足管道工程線路走向的需要，滿足工藝設計的要求；應符合國家現行的安全防火、環境保護、工業衛生等法律法規的規定；應滿足居民點、工礦企業、鐵路、公路等的相關要求。

應貫徹節約用地的基本國策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力擴大土地利用率，貫徹保護環境和水士保持等相關法律法規。

站場址應選定在地勢平緩、開闊、避開人工填土、地震斷裂帶，具有良好的地形、地貌、工程和水文地質條件并且交通連接便捷、供電、供水、排水及職工生活社會依托均較方便的地方。

站場選址應避開低洼易積水和江河的干涸滯洪區以及有內澇威脅的地段；在山區，應避開山洪及泥石流對站場造成威脅的地段，應避開窩風地段；在山地、丘陵地區采用開山填溝營造人工場地時，應避開山洪流經的溝谷，防止回填土石方塌方、流失，確保站場地基的穩定；應避開洪水、湖水或浪涌威脅的地帶。

(2)輸油站場的消防。石油天然氣站場消防設施的設置，應根據其規模、油品性質，存儲方式、儲存溫度及所在區域消防站布局及外部協作條件等綜合因索確定。油罐區應有完備的消防系統或消防設備；罐區場地夜間應進行照明，照明應符合安全技術標準和消防標準。應按要求配備可燃氣體檢測儀和消防器材；站場消防設施應定期進行試運行和維護。

(3)輸油站的防雷、防靜電。站場內建筑物、構筑物的防雷分類及防雷措施，應接GB 50057的有關規定執行；裝置內露天布置的塔、容器等，當頂板厚度等于或大于4 mm時，可不設避雷針保護，但應設防雷接地。設備應按規定進行接地，接地電阻應符合要求并定期檢測；工藝管網、設備、自動控制儀表系統應按標準安裝防雷、防靜電接地設施，并定期進行檢查和檢測。

(4)輸油站場工藝設備安全要求。工藝管道與設備投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗，管線設備、閥件應嚴密無泄漏；設備運行不應超溫、超壓、超速、超負荷運行，主要設備應有安全保護裝置；輸油泵機組應有安全自動保護裝置，并明確操作控制參數；定期對原油加熱爐爐體、爐管進行檢測，間接加熱爐還應定期檢測熱媒性能，加熱爐應有相應措施，減少對環境造成污染的裝置與措施；儲油罐的安裝、位置和間距應該符合設計標準；對調節閥、減壓閥、安全閥、高(低)壓泄壓閥等主要閥門應按相應運行和維護規程進行操作和維護，并按規定定期校驗；管道的自動化運行應滿足工藝控制和管道設備的保護要求；應定時記錄設備的運轉狀況，定期分析輸油泵機組、加熱設備、儲油罐等主要設備的運行狀態，并進行評價；臂網和鋼質設備應采取防腐保護措施；根據運行壓力對管道和設備配置安全泄放裝置，并定期進行校驗；定期測試壓力調節器、限壓安全切斷閥、線路減壓閥和安全泄放閥設定參數；定期對自動化儀表進行檢測和校驗。

3輸氣站

(1)輸氣站的選址。輸氣站應選擇在地勢平緩、開闊，且避開山洪、滑坡、地震斷裂帶等不良工程地質地段；站的區域布置、總平面布置應符合GB 50183和GB 50251的規定，并滿足輸送工藝的要求。

(2)輸氣站場設備。進、出站端應設置截斷閥，且壓氣站的截斷閥應有自動切斷功能，進站端的截斷閥前應設泄壓放空閥；壓縮機房的每一操作層及其高出地面3 m以上的操作平臺(不包括單獨的發動機平臺)，應至少有兩個安全出口及通向地面的梯子，操作平臺的任意點沿通道中心線與安全出口之間的距離不得大于25 m，安全出口和通往安全地帶的通道，應暢通無阻；工藝管道投用前應進行強度試壓和嚴密性試驗；輸氣站宜設置清管設施，并采用不停輸密閉清管流程；含硫天然氣管道，清管器收筒應設水噴淋裝置，收清管器作業時應先減壓后向收筒注水；站內管道應采用地上或地下敷設，不宜采用管溝敷設；清管作業清除的液體和污物應進行收集處理，不應隨意排放。

(3)輸氣站場的消防。天然氣壓縮機廠房的設置應符合GB 50183和GB 50251的規定；氣體壓縮機廠房和其他建筑面積大于等于150 m2的可能產生可燃氣體的火災危險性廠房內，應設可燃氣體檢測報警裝置；站場內建(構)筑物應配置滅火器，其配置類型和數量符合GB 50140；站內不應使用明火作業和取暖，確須明火作業應制定相應事故預案并按規定辦理動火審批手續。

(4)輸氣站場的防雷、防靜電。輸氣站場內建(構)筑物的防雷分類及防雷措施符合GB 50057；工藝裝置內露天布置的塔、容器等，當頂板厚度等于或大于4 mm時，可不設避雷針保護，但應設防雷接地；可燃氣體、天然氣凝液的鋼罐應設防雷接地；防雷接地裝置沖擊接地電阻不應大于10 Ω,僅做防感應雷接地時，沖擊接地電阻不應大于30Ω；對爆炸、火災危險場所內可能產生靜電的設備和管道，均應采取防靜電措施；每組專設的防靜電接地裝置的接地電阻不宜大于100Ω。

(5)泄壓保護設施。對存在超壓可能的承壓設備和容器，應設置安全閥；安全閥、調壓閥、ESD系統等安全保護設施及報警裝置應完好使用，并應定期進行檢測和調試；安全閥的定壓應小于或等于承壓管道、設備、容器的設計壓力；壓縮機組的安全保護應符合GB 50251的有關規定。

三、防腐絕緣與陰極保護

埋地輸油氣管道應設計有符合現行國家標準的防腐絕緣與陰極保護措施。

在輸油氣臂道選擇路由時，應避開有地下雜散電流干擾大的區域。電氣化鐵路與輸油氣管道平行時，應保持一定距離。管道因地下雜散電流干擾陰級保護時，應采取排流措施。輸油氣管道全線陰級保護電位應達到或低于-0．85 v(相對Cu／CuS04電極)，但最低電位不超過-1．50v。管道的管理單位應定期檢測管道防腐絕緣與陰級保護情況。及時修補損壞的防腐層，調整陰級保護參數在狀態。管道陰級保護電位達不到規定要求的，經檢測確認防腐層發生老化時，應及時安排防腐層大修。

輸油氣站的進出站兩端管道，應采取防雷擊感應電流的措施，保護站內設備和作業人員安全。防雷擊接地措施不應影響管道陰級保護效果。埋地輸油管道需要加保溫層時，在鋼管的表面應涂敷良好的防腐絕緣層。在保溫層外有良好的防水層。*露或架空的管道應有良好的防腐絕緣層。帶保溫層的，應有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端與埋地管道之間要采取絕緣措施。對輸油氣站內的油罐、埋地管道，應實施區域性陰級保護，且外表面涂刷顏色和標記應符合相應的標準規定。

四、管道監控與通信

1．管道的監控

輸油氣生產的重要工藝參數及狀態，應連續檢測和記錄；復雜的油氣管道應設置計算機監控與數據采集（SCADA）系統，對輸油氣工藝過程、輸油氣設備及確保安全生產的壓力、溫度、流量、液位等參數設置聯鎖保護和聲光報警功能。SCADA系統配置應采用雙機熱備用運行方式，網絡采用冗余配置，且在一方出現故障時應能自動進行切換。重要場站的站控系統應采取安全可靠的冗余配置。

2．通信

用于調控中心與站控系統之間的數據傳輸通道、通信接口應采用兩種通信介質，雙通道互為備用運行。輸油氣站場與調控中心應設立專用的調度電話。調度電話應與社會常用的服務、救援電話系統聯網。

3輔助系統

SCADA系統以及重要的儀表檢測控制回路應采用不間斷電源供電。在室內重要電子設備總電源的輸入側、室內通信電纜、模擬量儀表信號傳輸線和重要或貴重測量儀表信號線的輸入側應加裝電源防護器。

五、管道清管

管道清管應制定科學合理的清管周期，對于首次清管或較長時間沒有清管的管道，清管前應制定清管方案。對于結蠟嚴重的原油管道，應在清管前適當提高管道運行溫度和輸量，從管道的末站端開始逐段清管。

根據管道輸送介質不同，控制清管器在管道中合理的運行速度，并做好相應的清管器跟蹤工作。發送清管器前，應檢查本站及下站的清管器通過指示器。清管器在管道內運行時，應保持運行參數穩定，及時分析清管器的運行情況，對異常情況應采取相應措施。無特殊情況，不宜在清管器運行中途停輸。進行收發清管器作業時，操作人員不應正面對盲板進行操作。從收球筒中取出清管器和排除筒內污油、污物、殘液時，應考慮風向。

六、管道檢測

應按照國家有關規定對管道進行檢測，根據檢測結果和管道運行安全狀況以及有關標準規范規定，確定管道檢測周期。實施管道內檢測的管道，收發球筒的尺寸在滿足相應技術規范的基礎上．還應滿足內檢測器安全運行的技術要求。管道及其三通、彎頭、閥門、運行參數等應符合有關技術規范并滿足內檢測器的通過要求。

發送管道內檢測器前，應對管道進行清管和測徑。檢測器應攜帶定位跟蹤裝置。檢測器發送前應調試運轉正常，投運期間應進行跟蹤和設標。由于條件限制，無法實施內檢測的管道，應采用其他方法進行管道的檢測。應結合管道檢測結果，對管道使用年限、壓力等級、泄漏歷史、陰極保護、涂層狀況、輸送介質、環境因素的影響等進行綜合評價，確定管道修理方法和合理的工藝運行參數。對存在缺陷的部位應采取相應措施。

七、管道維搶修

根據管道分布，合理配備專職維搶修隊伍，并定期進行技術培訓。對管道沿線依托條件可行的，宜通過協議方式委托相應的管道維搶修專業隊伍負責管道的維搶修工作。合理儲備管道搶修物資。管材儲備數量不應少于同規格管道中一個穿、跨越段長度；對管道的閥門、法蘭、彎頭、堵漏工(卡)具等物資應視具體情況進行相應的儲備。應合理配備管道搶修車輛、設備、機具等裝備，并定期進行維護保養。

管道維搶修現場應采取保護措施，劃分安全界限，設置警戒線、警示牌。進入作業場地的人員應穿戴勞動防護用品。與作業無關的人員不應進入警戒區內。在管道上實施焊接前，應對焊點周圍可燃氣體的濃度進行測定，并制定防護措施。焊接操作期間，應對焊接點周圍和可能出現的泄漏進行跟蹤檢查和監測。

用于管道帶壓封堵、開孔的機具和設備在使用前應認真檢查，確保靈活好用。必要時，應挺前進行模擬試驗。進行管道封堵作業時，管道內的介質壓力應在封堵設備的允許壓力之內。采用囊式封堵器進行封堵時，應避免產生負壓封堵。

管道維搶修作業坑應保證施工人員的操作和施工機具的安裝及使用。作業坑與地面之間應有安全逃生通道，安全逃生通道應設置在動火點的上風向。

管道維搶修結束后，應及時對施工現場進行清理，使之符合環境保護要求。及時整理竣工資料并歸檔。

八、海底管道

1.海底管道路由選擇

管道軸線應處于海底地形平坦且穩定的地段，應避免在海床起伏較大、受風浪直接襲擊的巖礁區域內定線；避開船舶拋錨區、海洋傾倒區、現有水下物體(如沉船、樁基、巖石等)、活動斷層、軟弱土層滑動區和沉積層的嚴重沖搬區；盡量避開正常航道和海產養殖、漁業捕撈頻繁區域，當確實難于避讓時，力求穿越航道和海產養殖、漁業捕撈區的管道最短，管道應埋至安全深度以下，防止航線船舶或漁船拋錨、拖網漁具等直接損傷海底管道；避開將來有可能的航道開挖區域，如不可避免，則管道的埋深應滿足航道開挖的要求。

對于海上油田內部的管道系統，如平臺和平臺、平臺和人工島間的油(氣)管道，與原有管道之間的水平距離應保證這類管道在鋪設、安裝(包括埋設)時不危及原有管道的安全，也不妨礙預定位置修井作業的正常進行，并有足夠的安全距離。

新鋪設的管道應盡量避免與原有海底管道或電纜交叉。在不可避免的情況下，新鋪設的管道與原有海底管道、電纜交叉時，管道交叉部位的間距至少應保持30 cm以上的凈距；管道如不能下埋時可在原有管道上用護墊覆蓋，但管道上覆蓋的護墊不能影響航行，且不能對原有管道產生不利影響。

登陸點位置要選擇在不受臺風、波浪經常嚴重襲擊的位置，要避開強流、沖刷地段，登陸點的岸灘應是穩定不變遷的岸段；同時要選擇坡度合適的岸灘，以保證管道在施工運行期的安全。

2．海底管線的鋪設

海底管道鋪設前應編制海底管道安裝程序、編制海底管道計算分析報告、確定定位技術要求和主要定位設備清單、確定管道支撐滾輪高度和張緊器壓塊位置、編制把臂架氣密試驗方案；張緊器和A，R絞車的系統要經過調試。

管道鋪設作業時要按照托管架角度、管道坡口和移船線路的設計文件，針對管線組對、焊接、無損檢驗、保溫、防腐等作業，編制管道安裝程序、焊接程序和無損檢驗程序。每道工序都應嚴格按批準的海底管道安裝程序、安裝技術規格書和有關計算分析報告的要求執行。

3．海底管道的監測、檢測和評估

應建立海底管道檢測與監控的制度，并遵守執行。通過檢測與監控來保證管道系統運行的安全運行的安全性與可靠性。一旦發生影響管道系統安全、可靠性、強度和穩定性的事故應進行特殊檢測。對于改變原設計參數、延長使用壽命、出現缺陷和損傷的海底管道應進行評估。

【例題】可能散發可燃氣體的場所和設施，宜布置在人員集中場所及明火或散發火花地點的（）。

A. 全年最小頻率風向的上風側

B. 全年頻率風向的上風側

C. 全年最小頻率風向的下風側

D. 全年頻率風向的下風側

【答案】A

漏水檢測的方法和檢測步驟

漏水檢測步驟介紹

1、收集管線資料

收集需要檢測管線的圖紙資料和用水量資料，企業安排熟悉管線位置的技術人員現場指出該管線的平面位置、埋深、材質、管徑等相關信息。

2、區域管網環境調查

管網環境調查的目的是充分了解現場情況，為下一步漏水檢測工作的施工安排、方法選擇等做好準備，它包括管網環境調查，附屬設備情況調查，用水情況調查和排水情況調查等。

（1）管網環境調查：①供水壓力；②管道材質；③管道路面。

（2）附屬設備調查：調查區域內井、表、閥、栓，并對以上附屬物都進行漏水初步調查。

（3）排水情況調查：對管網附近的排水管道及電纜等所有涉及的地下構筑物均作詳細調查。

3、漏水詳查

在工作區內，日間對區域內的消火栓、閥門、水表及明管進行100%直接聽音，以聽取從漏水點傳播至管道構筑物的聲波，發現漏水異常。發現異常后均作詳細記錄，記錄內容包括：外業編號、位置、異常性質、異常狀況及解釋等。

①、聽音檢測

●在調查區域的管路上方，用漏水探知機按“S”型路線沿管道走向以間隔0.5～1.0m進行聽音。

●作業實施在用水量相對穩定，周圍環境相對安靜的時間段。

●調查埋設于路面下的管道漏水狀況，在可能漏水的地面上做好標識。

a.在異常處做“米”字型剖面探測

b.路面聽音率100%，聲音異常查明率100%

c.異常點及周圍環境做詳細記錄

d.路面聽音同時應輔助閥栓聽音及環境調查

②、漏水點確認及漏水點定位

對已經發現的漏水異常或區域，組織技術水平較高、經驗豐富的人員進行異常判斷，排除異常干擾，確認是否屬于漏水異常。若為漏水異常時，再對漏水點進行準確定位。

對漏水點進行準確定位，是一項綜合且復雜的工作。需綜合利用地面音強及音頻探測、管道音強及管道近距離音強音頻探測等多種方法，綜合分析閥栓檢測，路面檢測，相關檢測等多種檢測方法的結果，最終確認漏水點準確位置。

③漏水檢測工作技術方法

漏水檢測技術方法，是一項綜合性較強的技術方法。漏水檢測方法主要有被動檢測法、流量排查法、壓力分析法、聲波檢測法、音聽檢測法、相關儀檢測法、示蹤氣體檢測法、CCTV管道內窺檢測法、遠紅外熱成像檢測法等，每種方法均有其各自的優缺點和適用范圍。

④相關儀檢測

聽音棒

直接聽取管道附屬設施的漏水聲音，輔助其它漏水檢測儀器，能對漏水點做到準確定位。需要技術人員經驗非常豐富。

LA—60漏水探知機

LA—60漏水探知機利用前置補音器，在不受周圍噪音振動的影響下，忠實地再現漏水音；不論漏水現象是否存在，藉由頻率分析的綜合性能，使獲得的數據能轉換為可判讀的資料；儀表內有照明設備，夜間作業時能輕易判別指數；傳感器靈敏實用，信號接收不受地面狀況影響富士音聽式漏水探測器

富士音聽式專業漏水探測器具有高度靈敏的地面拾音器配以特別設計的小球，可以有效減少風的干擾噪聲；拾音器設計輕巧，最大限度減小現場操作人員的勞動強度；大型指示表清晰地顯示漏水音信號的強度；面板上斜線排列的按鍵和旋鈕。

RD312金屬探測儀

RD312金屬探測儀是一個操作簡單、攜帶方便的金屬探測儀，能探測埋地的金屬井蓋、閥門箱和閥門蓋等它具有自動增益調節功能進一步加強了探測效果，還可以在淺水中使用。

相關儀工作原理：在懷疑漏水的管道上放置兩個傳感器，漏水點發出的聲音會以一定的速度（V）向左右兩側傳播，傳播速度（V）由管材和管徑決定，記錄下漏水聲音到達兩個傳感器的時間差（Td），已知管道材質和長度，相關儀可以準確計算出漏水點的位置。

相關原理計算公式：

相關檢測技術要求

●進行相關分析時，兩個加速傳感器必須放在同一條管道上

●根據現場情況合理選取探測距離

●相關測量必須查明目標管道的走向及連接情況。

⑤CCTV內窺檢測

管道CCTV檢測是采用先進的CCTV管道內窺電視檢測系統，機器人在管道內自動爬行，對管道內的銹層、結垢、腐蝕、穿孔、裂紋等狀況進行探測和攝像，可清晰的看到管道內壁的影像資料。

CCTV內窺檢測特點

●圖像清晰，輕便小巧操作方便，實用性強

●攝像頭高度可以自由調節鏡頭可360度自由旋轉±120度斜視

●可以自行測量管道的長度明確管道損壞的具體位置

●畫面上可以插入文字如時間長度等，保證資料的完整記錄

●可將必要的信息輸入在畫面及刻錄在光盤上

示蹤氣體檢測方法

1、對管線密封進行送氣。在充氣測試完成后，對管線壓力異常并確認有泄漏的管段，將氫氮混合氣（5%氫氣和95%氮氣安全混合氣）注入管道中，一般應達到2kg/cm2。

2、用氫氣檢測儀的鈴型探頭在管線上方沿管道走向以間隔0.5～0.8m進行泵吸式檢測。每次時間約20-30秒，異常點及周圍做詳細記錄；檢測工作是從路面上來檢測埋設于路面下的管道泄漏狀況，故在可能泄漏的地面上做好標識。再進一步檢測工作，找出泄漏點的準確位置。

●安全、無毒、不易燃，使用安全

●氫氣是最輕的氣體

●氫氣穿透能力非常

●檢測精度高，檢測濃度1ppm

示蹤氣體檢測特點：

●5%氫氣和95%氮氣混合氣

⑥示蹤氣體檢測儀

●操作簡單，具有菜單引導功能

●可對水管、燃氣管道的微小泄漏點進行定位

●擁有堅固的儀器盒和夜間照明功能

●采用氫氣示蹤法時，吸收周圍環境的空氣不會對泄漏燃氣產生稀釋

●傳感器直接與鈴型探頭連接，使分散的燃氣分子很快顯示出來

●采用氫氣示蹤法可快速確定漏點，可檢測濃度1ppm

⑦紅外熱成像檢測原理

紅外熱成像檢測運用光電技術檢測物體熱輻射的紅外線特定波段信號，將該信號轉換成可供人類視覺分辨的圖像和圖形，并可以進一步計算出溫度值。紅外熱成像技術使人類超越了視覺障礙，可以根據物體表面溫度分布狀況來做出判斷。

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