长输石油管道

长输石油管道（共12篇）

长输石油管道 篇1

长输管道在石油运输行业中的地位非常重要, 管道是石油生产过程中的重要环节, 是石油工业的动脉。在石油的生产过程中, 自始至终都离不开管道。随着安全、环保等要求的提高和科学技术的发展, 提高整个管线系统的安全性和自动化水平, 使油气管线的生产和管理逐步趋向于现代化已是社会发展的必然趋势。石油长输管线中, 应按照负荷的性质、用电容量、地区供电条件, 合理确定供电系统。采用技术先进、运行安全可靠、节能的设备, 并做到经济合理, 同时考虑到对今后负荷增加的需要留有一定的备用回路和扩建空间。

1 站场供电负荷分级及要求

按照有关标准《供配电系统设计规范》 (GB50052-2009) 、《输油管道工程设计规范》 (GB50253-2003) 2006版、《石油天然气工程设计防火规范》 (GB50183-2004) , “首站、末站、减压站和压力、热力不可逾越的中间 (热) 泵站、具有消防负荷用电的一、二、三级战场为一级负荷, 其他各类输料泵站为二级负荷, 输油站场及远控线路截断阀室的自动化控制系统、通信系统、输油站的紧急切断阀及事故照明应为一级负荷中特别重要的负荷”。一级负荷应采用双电源供电, 对于一级负荷中特别重要的负荷, 除上述两个电源外, 还应增设UPS应急电源, 如通信、仪表自控系统、应急照明等。

2 供电方案

长输管道站场一般由首站、中间站、末站、阀室组成, 根据站场的性质及所在地的公共电网情况, 一般分为以下的供电方案。

2.1 站场供电方案

首站一般配备变配电间一座, 根据首站的负荷等级, 采用双独立电源双回路进线, 当条件受限制时, 可由当地公共电网同一变电站不同母线段分别引出两个回路供电, 但作为上级电源的变电站应具备至少两个电源进线和至少两台主变压器。每一个回路的容量应满足站场的全部计算负荷, 正常时, 两路电源分列运行, 当一路电源或变压器故障时, 母联开关手动或自动投入, 为全站负荷供电。

2.2 阀室供电方案

阀室位置通常比较特殊, 大多在荒郊野外且现场环境比较恶劣, 均为无人值守, 供电一般采用电网供电、太阳能供电、发电机发电。

1) 电网供电。阀室依托当地公共电网需建1座变配电室, 室内设一台干式变压器, 系统可同时配备UPS不间断电源, 以保障外电源失电的情况下仍能有备用措施。2) 太阳能供电。利用太阳能发电给太阳能电池充电, 供负载使用, 因此系统应在日照射量大和日照时间长的地方使用。一般, 年平均日照时间大于1800h的地区可采用太阳能供电。3) 发电机发电。对于偏远山区远控阀室, 电网供电难, 部分阀室又处于山区洼处, 太阳光不易获得, 对此类阀室多采用发电机发电方式。输油管道一般采用燃油发电。发电装置均配备蓄电池组作为备用电源。

3 站场变电所微机综合自动化系统

站场的变配电所一般采用微机综合自动化装置, 将10k V以下控制盒保护下方到开关柜上, 35k V部分采用集中组屏, 变配电所内设当地微机操作站, 并通过远动终端将数据送入站控系统, 对于个别重要的低压回路也纳入站控系统, 通过站控系统对电气设备能够实现遥控、遥测、遥信, 达到无人值班, 以满足电网电网调度和管理自动化的要求, 变电所微机综合自动化系统与站控系统一般采用以太网口, TCP/IP协议进行通信。电气设备的开关操作应满足远控、站控和就地控制的要求。

4 站场变配电

4.1 变配电所主变容量

1) 当有两路电源进线时, 主变压器应为两台。变电所一次侧宜采用桥形接线, 其二次侧宜采用单母线分段接线。主变压器每台容量宜按全站计算负荷的95%~100%选择。当一台主变压器断开时, 另一台主变压器应能保证全站一、二类负荷的供电, 并应满足输油主泵电动机的启动条件。2) 单电源进线和单台变压器的变电所, 可采用线路—变压器组的单元接线, 其主变压器的容量宜按全站计算负荷的1.25~1.33倍选择, 且应满足输油主泵电动机的气功条件。

4.2 无功补偿

1) 输油泵10k V异步电动机宜采用单机无功补偿方式。2) 低压配电侧宜采用集中无功自动补偿方式。

4.3 电能计量

根据《中华人民共和国电力供应与使用管理条例》规定, 在用户与供电局产权分界处设置电能计量装置, 即在电源专用线路出口设置收费计量, 并在站场变电所电源进线侧设置参考计量, 采用脉冲峰谷复费率电能表;非专用线路外供电的站场在变电所的电源进线侧设置专用计量。

5 电力调度通信

1) 应设置输油管道内部电力调度通信, 应由管道通信网统一考虑装设。2) 应设置与地方供电部门地调中心间的外部电力调度通信, 宜以电力载波或音频电缆、光缆作为主通信方式, 同时还应设置与当地市话网联通的市话通信作为备用通信方式。3) 无人值班变电所, 除在变电所装设电调电话外, 同时还应在站控制室装设并机电调电话。

6 站场防雷、防静电及接

输油站场的变配电所、工艺装置等建 (构) 建物的防雷、防静电设计, 应符合现行国家标准《工业与民用电力装置的过电压保护设计规范》 (GBJ64) 、《石油库设计规范》 (GB50074) 和《建筑物防雷设计规范》 (GB50057) 的规定。站场的工业控制计算机、通信、控制系统等电子信息系统设备的防雷击电磁脉冲设计应符合下列规定:1) 信息系统设备所在建筑物, 应按第三类防雷建筑物进行防直击雷设计。2) 应将进入建筑物和进入信息设备安装房间的所有金属导电物 (如电力线、通信线、数据线、控制电缆等的金属屏蔽层和金属管道等) , 在各防雷区界面处应做等电位连接, 并宜采取屏蔽措施。3) 在全站低压配电母线上和UPS电源进线侧, 应分别安装电涌保护器。4) 当数据线、控制电缆、通信线等采用屏蔽电缆时, 其屏蔽层应做等电位连接。5) 在一个建筑物内, 防雷接地、电气设备接地和信息系统设备接地宜采用共用接地系统, 其接地电阻值不应大于1欧姆。

7 结语

具体的工程设计, 设计者一定要严格遵照有关规范的要求, 结合站场的性质, 切实考虑, 选择一种最符合工程实际的技术方法, 努力做到设计最优化, 为工程配置合理、可靠且经济实用的供电方式。

摘要：站场在石油长输管道中起着重要的作用, 随着安全、环保等要求的提高和科学技术的发展, 管线系统的安全性和自动化水平逐步提高。在石油长输管线中, 站场的供电系统设计应根据工程特点和规模采用技术先进、运行安全可靠、节能的设备。文章介绍了站场供电负荷的分级, 站场的供电方案, 站场变电所微机综合自动化系统、供配电以及站场防雷、防静电及接地等内容。

关键词：石油长输管线,站场,供电负荷,防雷

参考文献

[1]中国石油天然气集团公司.GB50253-2003输油管道工程设计规范.北京:中国计划出版社, 2003.

[2]GB50052-2009供配电系统设计规范.

[3]任元会.中国航空工业规划设计研究院.工业与民用配电设计手册.北京:中国电力出版社, 2005.

长输石油管道 篇2

一、目的及适用范围

（一）依据国家《石油天然气管道保护法》、省发改委《油气长输管道保护大检查方案》等文件，特制定本方案。本方案适用于公司及所属各场站管道、阀室的巡检、保护管理工作。

通过对管道设施的保护，保障管道设施的安全运行，最大限度地保护管道设施免受损坏。

（二）本方案所称管道设施，包括：

1、由****投资建设的输送管道

2、阴极保护测试桩

3、阀室

4、管道标识、标志桩（牌）

二、组织机构

为保证*******管道安全运行，成立管道保护工作领导组： 组 长： 副组长： 成 员：

领导组下设管道保护工作办公室，办公室设在安全技术科。

三、职责

（一）安全技术科

1、负责对所属各场站管辖范围内的管道巡护管理工作进行指导和监督检查；

2、负责管道巡护的信息管理、各类报表、技术档案的归档等工作；

3、负责组织管道巡线管理人员和管道巡线工的专业技术学习、培训；

4、负责线路管理信息、资料的收集；

5、负责协调管道沿线的管道巡护工作；

6、积极协调本辖区地方政府、安全生产监督部门共同做好管道巡线工作。

（二）生产调度科

1、负责贯彻执行国家及上级主管部门有关管道巡护的法规、政策和规定；

2、负责制定公司管道巡护管理的标准和规范；

3、负责制定本辖区管道线路的维修、维护方案，并组织实施；

4、执行国家和行业有关管道巡扩管理的法律法规、方针、政策、行业标准和管理规定。

（三）场站

1、负责贯彻落实公司管道巡护管理的规章制度、标准和规范；

2、负责组织对水工设施、管道三桩一牌等线路附属设施进行及时维护、维修；

3、负责开展管道线路的巡护管理工作，对管道线路安全负责；

4、执行公司管道巡护管理的规章制度、标准和规范；

5、掌握本辖区管道设施分布情况和沿线交通、社会、自然等情况，掌握本辖区管道维抢修方案和事故应急预案；

6、负责开展落实管道线路的巡查、阀室的看护和管理工作；

7、负责辖区内巡护员的管理和考核工作；

8、负责线路巡护数据的收集工作。

（四）巡护人员

1、执行公司管道巡护管理的规章制度、标准，对阀室和管道进行巡护；

2、按规定要求填写巡线记录，并按要求向所属场站及公司汇报；

3、及时了解本辖区管道线路、管段设施情况及周边地形、交通、水利、社会环境、地质灾害、自然灾害等情况；

4、发现管道故障和事故，及时汇报，并配合相关部门进行处理。

四、管道概况

五、影响或危及管道设施安全的行为

1、移动、拆除、损坏管道设施及为保护管道设施安全而设置的标志或标识；

2、在管道中心线两侧5米范围内，取土、挖塘、修渠、修建养殖水场、排放腐蚀性物质、堆放大宗物资，盖房、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑物构筑物或者种植深根植物；

3、在管道中心线两侧或者管道设施外各50米范围内，爆破和修筑大型建筑物、构筑物工程；

4、在埋地管道设施上方巡查便道上行驶机动车辆或者在地面管道设施架空管道设施上行走；

5、其他危害管道设施安全的行为。

六、管道保护工作目标和保障措施

（一）工作目标

1、管道新增违章占压为零；

2、管道直接机械损伤为零；

3、管道断裂，燃气泄漏、燃烧、爆炸事故率为零；

4、保证巡线人员安全，故率为零；

5、第一时间发现第三方施工，并及时向公司汇报率为100%（以第三方队伍进场或动土时间为起点）。

（二）保障措施

1、组织措施：对各种可能性事故造成的影响后果进行研判，做到早发现早汇报早处置，尽量减少或者减小事故发生的概率和出现事故后对环境和周围群众的影响；根据不同季节、时期，组织定期、不定期的场站和管线专项或全面安全大检查，将检查出的隐患按照五定五落实的要求，进行闭环管理，跟踪整改，确保将隐患消除下萌芽当中。

2、管理措施：建立健全《管道巡线管理制度》、《阀室巡检制度》；完善泄漏、火灾、重大危险源专项应急预案和应急处置措施，；重点防范第三方施工、人为破坏，坚决打击打孔盗气，并将此作为管道保护的高压线；保证里程桩、加密桩、转角桩、穿越桩、警示牌等各类管线地上标识齐全、完好：（1）确保巡线人员在巡线过程中清晰确定管线走向和位置，在管线周围出现地形变化、施工、占压等情况时能及时发现；（2）保证周围村民和施工人员能够在施工或建设前能及时发现施工地点是否存在燃气管线；（3）管线出现突发情况是，周围群众能够及时拨打调度电话向公司调度报警。

3、运行措施：保证阴极保护桩完好，减缓水土、杂散电流对管道的腐蚀；建设水土保护设施，在公路、铁路穿越处加设套管或管涵，保证在特殊地貌处的管线能够安全运营，防护管道变形、断裂等情况；定期对管线进行检查、检测，保证管道处于完好状态；在恶劣天气前、后及时对管线进行巡检，特别是大雨、大风过后对河道、水土保护设施进行检查，发现损毁及时上报并修复；建立调度监控系统，对管线及场站进行实时监控，在管线压力、流量等数据出现突变时，能够及时发现，并对场站下达指令进行应急处置；在场站和阀室设置紧急切断的气液联动阀，当出现突发事件时，能通过场站、调度中心对阀室和场站阀门进行远程控制，隔离出突发事件处的管线或场站。

4、经济措施：加强安全生产考核，对于及时发现重大安全隐患、破坏管道安全行为的场站和员工予以重奖。

5、群防群治：加大管道保护宣传保护力度，在管道沿线村庄进行管道保护宣传，加强沿线群众对管道保护法的认识，提高对管道安全的认识。鼓励沿线群众提供第三方施工、人为破坏、打孔盗气的信息并予以奖励。

6、培训考核：开展员工培训考核，不断提高员工的管道保护技能；提高员工的业务能力和素质。

7、纵横借鉴、博采众长：与有关单位部门、同行企业建立有效的沟通机制，抓住一切可以学习和借鉴的机会学习管道保护知识和国家的法律法规；积极创造和同行之间的技术交流，学习先进的管理理念和管道保护技能。

8、后勤保障：逐步建立完善的后勤保障体系，充分保证巡护人员合理的休息时间和人员补充，不断培养后备力量，优化组织结构。

9、车辆保障：制定严格的车辆管理制度，确保在线车辆车况良好，保养及时；机动车驾驶人员须持证上岗，严禁疲劳驾驶、超速行驶和无证驾驶；遵守交通规则。

10、服从管理：坚决服从上级公司及政府部门的日常管理，严格遵守各种管理规定，坚决履行管道巡护职责。

七、管道巡检、保护管理规定

（一）巡护内容和要求

1、严格执行《管道巡线管理制度》、《阀室巡检制度》，重点管段要徒步巡检。

2、线路巡查应包括如下内容：管道沿线地貌变化、管道沿线设施的完好性、沿线违章占压、安全保护范围内的违章施工、周边社会活动情况、阴极保护系统运行、三桩一牌等设施。

3、每天应将线路巡检、维护情况真实、准确地记录在《巡线记录》中。

4、各场站应合理安排巡检人员，确保对辖区内管道、阀室的巡护工作正常开展。

5、对人口稠密、施工活动频繁的地段实行徒步巡线，汛期雨后实行加密巡检，各场站根据具体情况确定频次与时间。

6、巡检人员应针对管道周边环境及其附属设施的风险点进行检查，对巡线过程中发现小的水毁、三桩倾倒和移位、违章占压、违章动土、违章施工以及其他影响管道安全行为现象，能独立处理的，应立即处理和制止，不能处理的立即上报公司，并加密该区段的巡检或进行现场监护。

7、巡护重点：

（1）检查管道有无移位、漂浮、裸露、外防腐层破损等现象；（2）检查管沟是否塌陷，管道所经区域内地形、地貌有无明显变化；

（3）检查水工保护设施有无塌陷、损毁、松动或人为破坏等现象。特别是雨后是否有水毁发生；

（4）检查地面标志的完好情况，对位移、倾倒、破损的地面标志进行维护维修；

（5）检查是否有大型车辆在管道上方行驶碾压，对违规人员进行制止、说服教育；

（6）检查是否有违反《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的有关规定行为，有无危及管道安全运行的违章施工行为发生，对违规行为进行制止并立即上报。

8、各场站每年5 月（汛前）和每年10月中旬（汛后），结合汛前线路检查和汛后水毁调查工作的开展，对所辖管段进行全面巡检，徒步巡检重点地段。

9、阀室巡护重点要求

在阀室巡查中，重点加强泄漏、工艺状态、土建及设备支撑、锈蚀等情况巡查，在发现有任何泄漏时，及时上报公司处理。

10、汛期巡护管理要求

（1）每年汛期前一个月，各场站组织徒步巡线，对辖区内的风险点安全度汛进行检查，调整雨季三防预案；

（2）生产调度科、各场站应随时关注、发布天气预报信息，有针对性地做好雨季三防准备和部署，减少洪水、水土流失对管道造成的影响；

（3）各场站应确保水工保护施工在汛期到来前完成，根据内外条件变化及时完善修正有关应急预案，按公司要求对汛期险情实施适时抢险演练；

（4）每次降雨过后，各场站要对黄土塬、山区、河流穿越等重点管段实施加密巡线；

（5）站场应建立汛期24小时值班制度，如遇重大险情应立即上报，及时处理。

11、特殊巡线与要害部位的守护

（1）不良地质条件以及维护抢修条件较差的地段、煤矿采空区、河流的穿跨越、无人值守场站、阀室以及其他重要部位应加密巡线；（2）根据沿线外部环境和形势要求，随时对管道沿线要害部位进行特别巡线，临时加密巡线频次、增加巡线力量。

12、第三方施工部位的巡护要求

（1）对有施工征兆的点段进行加密巡线或监护；

（2）当发现在管道设施安全保护范围内有施工时，应积极与其接洽，告知施工单位管道设施情况，同时要求施工单位采取相应的保护措施和签订安全协议；

（3）对未经我方审批办理手续的第三方施工进行制止；（4）对已经审批同意的第三方施工进行现场监护，并检查是否符合管道保护方案。

13、管道巡护考核

（1）各场站负责人应随时抽查巡检情况及巡检记录，对巡检工作不到位的巡检人员进行考核，并与本人薪酬挂钩；

（2）安全、生产部门对各场站管道巡检工作进行定期或不定期抽查，对巡检工作不到位的场站进行安全绩效考核。

八、方案的修订

浅析长输管道水工保护施工 篇3

关键词：水工保护；长输管道；施工；措施

随着我国经济的快速发展，对天然气等能源的需求量很大，而由于我国能源分布不平衡，需要将西部地区的天然气能源通过管道输送到东部地区。因而需要建设的输气管线都较长，并不可避免的会与河流交叉，以及穿越山区地带，不论是河流水害还是由于降水造成的滑坡、泥石流都对输气管线造成较大的危害。因此，就需要采取水工保护措施，而由于我国输气管线众多，水工保护已经成为一项重要的任务。对输气管道经过的不同地带进行分析，有针对性的采取水工保护措施，保障管线的安全运行和国家能源安全。

一、沟谷地带水工保护施工

输气管道经过的沟谷地带一般地形较为开阔平坦，应当说地质环境比较理想。但是由于沟谷大都较为弯曲，输气管道需要多次穿过谷底与河流，并且需要经过河床漫滩地区，一旦遭遇洪水，会对管道造成侵蚀和冲刷的损害。若引起泥石流将会对管道造成更大的损害，这些都给输气管道的安全留下了隐患。因此，需要采取水工保护措施，在施工之前，对管道所经过的河流水文状况进行详细的调查，并将数据汇总分析，做好管道的防侵蚀和防冲刷措施。对管道的水工保护大都采用混凝土灌浆防护，并用锚杆加固的方式，以确保管道的安全。

二、沙化地带水工保护施工

长输管道在经过沙化地带时也需要采取水工保护。在沙化地带由于整个地面基本上被沙覆盖，植被较为稀少，并且降水不足，但是，在雨季，特别是降水较大时，会对管道带来一定危险。当雨水较大容易将管道下面的浮沙冲走，造成管道架空风险，导致管道的断裂。因此，应当在沙化地带采取固沙等措施，如恢复该地区的植被，对管线经过的沙化地区进行绿化，种植防护林，设置方格沙障，种植沙柳、沙蒿等沙漠植被，防止土地沙化面积扩大，进行固沙防止对输气管线的危害。

三、河流地带水工保护施工

输气管道穿越大型河流时一般采用100年一遇洪水设计标准，穿越中型河流时一般采用50年一遇洪水防护标准。对于河岸坡度较缓的地形，并且水的深度较浅时，可以采用空心方格植生带护坡形式，当河岸坡度较大时并且水深度较大时，可以采用铅丝石笼等重力式挡土墙形式护岸。应将管线埋入河床稳定的基岩，同时应使用混凝土浇筑的方式对管沟进行回填，防止由于管沟回填土的流失，浮力和岩石对管道的破坏。对于管线穿越小型河流时，可以采用20年一遇洪水防护标准，同时应对河流的水文条件进行调查分析，如水流流速、最大冲刷深度及河流穿越处工程地质情况，为水工保护提供依据。

四、山区地带水工保护施工

山区地带对输气管道的水工保护，其设计标准一般为五十年一遇洪水。由于山区地形较为复杂，在对输气管道采取水工保护措施时，应当根据地形地势的实际情况采取不同的保护措施。对于山地坡度小于45度的地区，可以采用预制混凝土框格的方式进行施工，对山坡进行护坡处理。对于山地坡度大于45度的地区，可以用重力式挡土墙结构的形式进行坡体防护，其材料可選用浆砌混凝土预制块、或灰土草袋挡土墙等。若是山坡极为陡峭时，应当在管道两侧设置排水沟，避免降水排泄慢形成积水，减少对管道的侵害。

五、黄土塬地区水工保护施工

对于输气管线所经过的黄土塬地区，应当根据其地形采取以下几种水工保护措施。首先，应利用泥土设置挡水土埂或者设置排水沟，将积水及时排泄出去，防止对管道造成危害。其次，对易于塌陷的黄土洞穴等危险地段，应使用经过夯实的黄土进行填埋，避免降水造成坍塌和导致管道的断裂。再次，设置鱼鳞坑和挡水墙，在输气管道遭受水力冲刷的上游位置，可以通过设置鱼鳞坑和挡水墙的方式，使雨水就地下渗从而大大减缓水力对管道的破坏。最后，将输气管道进行深埋处理，通过深埋的方式，让管道在较为稳定的隔水层中，能够大大减少地表径流的冲刷。

六、结语

综上所述，为了保障输气管道的安全运行必须重视对其水工保护，应当对输气管道经过的不同地带环境进行分析，找出针对性的应对措施，确保输气管道的安全，将能源及时输送到经济建设需要的地区，促进我国经济的健康发展。同时我们也应当认识到管道水工保护是一项长期的保护工程，需要在设计、维护以及运行等多个阶段的认真执行。在施工中严把质量关，只有切实做好输气管道水工保护工作，才能保证社会的安定和国家的长治久安，并促进人民生活水平不断提高。（作者单位：郭坚/中国石油管道中原输油气分公司；王令/中石油山东天然气管道有限公司）

参考文献：

[1]顾伯通，王兆福，李铁军，赵伏锐等．高陡边坡管道水工保护的设计新方法[J]．天然气与石油，2006，24(4).

[2]冯伟．黄土塬地区管道水工保护存在的问题与治理措施[J]．产业与科技论坛，2009，8(2).

[3]刘少山，吴明，王东冬等．基于GIS的长输管道信息管理系统[J]．管道技术与设备．2007(06).

[4]张艳彩候学瑞.浅谈水工保护在长输管道建设中的措施[J].管理观察.2011，（1）.

浅析石油长输管道危险有害因素 篇4

1 石油长输管道危险有害因素分析

1.1 地质灾害对石油长输管道的影响

管道地质风险主要是依据地质风险程度的大小, 结合当地的自然环境对管道风险进行合理的评估, 将地质灾害对管道的风险分为单类地质灾害风险和多种地质灾害风险。

地质灾害对管道造成的风险按照不同程度的危害性对容易发生灾害的地方进行不同程度的标示, 如高危险区、中危险区、低危险区以及稳定区。不同的地形与地质构造都会造成不同程度的风险, 而且在产生风险过程具有很大的作用, 因此, 地质灾害对管道产生的危害性要进行合理的防范。

1.2 腐蚀性对石油管道的危害

石油管道输送的主要是石油, 含有很高的腐蚀性元素, 这些对石油管道都会造成很大的危害, 而且石油过程中的硫化物质在一定的环境下, 会发生不同程度的化学反应, 严重的会导致穿孔, 而且在我国石油管道运输过程中, 由于硫化物质腐蚀造成的钢管穿孔的案例比比皆是。在我国四川尤为严重, 据统计, 2012年, 四川管道运输过程中就发生了超过100起事件, 都是因为管道内部腐蚀性造成的。

除了管道内腐蚀性之外, 外腐蚀性对钢管也会产生很重要的影响, 这主要与管道所采取的防腐材料以及防腐工程的质量有很大的关系, 在我国石油防腐工程主要是采取沥青防腐和阴极保护相结合的防腐技术, 但是沥青防腐层面比较低, 而且在焊接与接口的过程中更容易腐蚀, 如果防腐工程质量控制不严格, 就会产生严重的隐患。

1.3 施工与材料缺陷对管道产生的危害

施工与材料的缺陷对管道输油也会产生严重的影响, 主要体现在管道材料选择不合理、管道焊接质量达不到要求, 施工技术操作不当, 同时也反映了我国管道技术与世界管道技术相比还存在很大的差距。在我国石油管道中主要运用的是螺旋缝钢管, 这种钢管在运用过程中有其自身的优点, 但是也存在很大的缺陷, 因为焊缝长度过大, 而且焊缝应力比较集中, 一旦管道使用年限比较久, 焊接时造成的焊缝与缺陷在含硫化氢的腐蚀环境中就会产生危害性。

在输油的低频脉动应力作用下, 石油管道的局部腐蚀就会产生裂纹, 即使压力比较低, 也会产生爆管, 焊接的缝隙将管道撕裂。而且焊接质量低也是引起穿孔和事故的又一重要原因。我国曾多次发生因螺旋缝焊接质量不过关而诱发的管道爆破事故。其主要原因就是螺旋缝质量不过关, 内焊缝焊偏和未焊透, 以及气孔、夹渣等缺陷。即使是直缝钢管, 如果焊缝检测不合格, 也会留下事故隐患。对管材性能的检验表明, 断裂原因为严重的焊接缺陷所致, 焊前坡口两侧油、锈、脏物均未清除干净。这些具有缺口效应的缺陷, 在外力作用下, 引起了严重的应力集中, 导致管道脆裂。

1.4 社会综合因素对管道的危害性

社会综合因素对管道产生的危害性主要体现在以下几个方面:城市建设缺乏对石油管道的保护, 公路建设以及河流挖砂取石对管道产生的危害。石油管道与地面建筑物的距离要符合以下要求, 原油、C5及C5以上成品油管道与城镇居民点或独立的人群密集的房屋的距离, 不宜小于15 m, 原油、C5及C5以上成品油管道与飞机场、海 (河) 港码头、大中型水库和水工建 (构) 筑物、工厂的距离不宜小于20 m, 原油、液化石油气、C5、C5以上成品油管道与高速公路、一二级公路平行敷设时, 其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10 m, 三级及以下公路不宜小于5 m, 原油、液化石油气、C5、C 5以上成品油管道与高速公路、一二级公路平行敷设时, 其管道中心距公路用地范围边界不宜小于10 m, 三级及以下公路不宜小于5 m, 原油、C5及C5以上成品油管道与铁路平行敷设时, 管道应敷设在距离铁路用地范围边线3 m以外, 液态液化石油气管道与铁路平行敷设时, 管道中心线与国家铁路干线、支线 (单线) 中心线之间的距离分别不应小于25 m。但是在实际的施工过程中并没有按照相关规定进行操作, 而且随着公路建设和河流挖砂取石都对石油管道运输产生了严重的隐患和危害性。在我国因为地方建设和城镇化建设的加快, 挖沙取石对输油管道造成的危害性事件不断发生, 对石油的正常运输造成了很大的影响。

2 加强石油管道危害性的预防措施

2.1 根据地质结构不同采取不同的措施

采取避让措施, 属于中低危害区的地质灾害, 而且治理费用又相对比较高的地段, 在管道铺设的过程中采取避让或者绕开的方法;如果地质灾害对管道危害性比较大的地段, 涉及到石油运输的主要工程, 进行综合治理, 主要考虑治理的安全性和经济实用性;在管道通过的山岭腹地, 合理栽种一些对管道吗影响的树木, 这样可以保持水土的稳定性, 防止水土的流失, 这样既能够达到防止管道因为滑坡造成的损失, 也能够达到绿化的效果。

2.2 加强防腐管道的研究

要不断加强防腐材料的研究, 根据不同的材质研究不同的防腐方法, 在研究的过程中充分考虑介质、环境、地域等综合因素。而且在管线设计过程要考虑到管道的荷载量, 施工过程中的考虑因素。管道采用弹性铺设, 防止热胀冷缩和管道变形或者裸露地面。

2.3 加强管道施工管理

在施工过程中, 当管道与电缆或者其它管道交叉时候, 要严格按照《石油天然气管道保护法》、《输油管道工程设计规范》等有关法律及规范进行施工。而且在施工的过程中尽量避开滑坡、泥石流等地质不好的地区, 要是必须通过的地方, 要加强保护措施和预防措施, 加强水土的保护, 减低自然灾害对管道的危害性。而且在建设的过程中要严格按照管道施工的要求进行, 不断提高钢管无缝焊接技术, 特别是施工过程中的法兰垫片施工、法兰螺栓的长度以及安装过程中的质量问题, 这样才能够提高管道的技术与管理。

2.4 加强工程质量监管

在做好自然因素管理的过程中, 要严格按照有关规定对施工进行管理, 对焊接技术的研发力度, 减少设备施工过程中的事故。运行阶段要严格控制石油的质量, 保证石油过程中的安全, 只有加强质量的管理和运行过程中的控制和技术研究, 才能够提高石油管道运输的效率, 减少石油运输过程中的危害性。

3 结语

石油管道运输管理是一个长期、复杂的过程, 由于石油管道运输的特殊性, 在运输过程中会有不同的因素对其造成危害性, 特别是地质灾害与腐蚀性对管道造成很大的危害性, 所以在管理的过程中, 要加强各个方面的管理, 加强管理、加大投入才能够达到预期的效果。

参考文献

[1]宋艾玲.世界油气管道现状与发展趋势[J].油气储运, 2011 (10) .

长输管道工程投影变形分析论文 篇5

3问题的解决方法

3.1线路测量中投影变形的应对处理管道设计和施工中采用基于格网坐标的线性参考系统，如果在材料计算和施工中不考虑投影变形，则会造成系统错误。特别是采用航空摄影测量与常规工程测量相结合的`方法进行作业时，由于两种方法所遵从的作业原则不同，这将导致最后的结果产生一定的差异。为了保证两套成果的一致性，有效消除投影过程中的长度变形，通常采取以GPS首级控制测量为基础，采用GPS-RTK的方法测量线路转角桩并对线路进行控制，从而消除测距仪测量时长度变形的误差累积和传递，转角桩间距不超过1千米或采用加桩的方式将其分割成l千米长的间距。这种方式也可以很好地控制长度变形，简化施工放样的计算。3.2站场测量中投影变形的应对处理测量规范中规定，在选择油气田平面控制网的坐标系统时高程归化和距离改化的综合长度投影变形ΔS不得大于1/40000，即|y2m/2R2m-Hm/Rm|≤1/40000。因此，国家统一坐标系存在一定的适用范围，在不影响严密性的情况下，取Rm=6371km，则有：Hm=7.848×10-8y2m±159式中Hm和ym以米计。由此可以得出国家统一坐标系的适用区域，如下图：图中可以看出当测区离中央子午线较远或测区高程较高时，投影变形误差会超出允许范围。为此，工程中通常采用选择局部坐标系的方法来限制投影变形，选择局部坐标系的方法有以下几种：(1)抵偿投影面的高斯坐标系。该坐标系仍采用国家3°带高斯投影，但投影的高程面不是参考椭球面，而是为了补偿高斯投影长度变形而选择的高程投影面，使得在这个高程投影面上，长度变形为零，即y2m/2R2m-△H/Rm=0式中：△H=Hm-H，即测区平均高程面Hm高出抵偿高程面H的高度。(2)任意带高斯坐标系。将椭球体面作为投影面，但投影的中央子午线不是标准的3°分带中央子午线，而是为了补偿高程投影变形而选择的某一条子午线作为中央子午线进行投影。即固定Hm而选择ym，则ym=2RmHm。(3)具有高程补偿和带宽限制的任意带高斯坐标系。选择通过测区中央的子午线为投影中央子午线，而高程抵偿面选在测区的平均高程面上，以便通过双重补偿以扩大测区的允许高差和带宽的限制。某长输管道线路设计1处山岭隧道，长3576m，平均海拔1322m，管道全线采用6°带高斯投影，隧道所处位置距中央子午线185km。经计算该隧道的长度综合变形值达到了0.767m，远远超出了限值要求。为减小投影变形对隧道设计和施工的影响，测量中以通过测区中央的子午线作为投影中央子午线，以测区平均高程面为投影面建立了隧道穿越区任意带高斯坐标系，并与线路测量坐标系建立明确的换算关系。通过以上抵偿坐标系的选择，有效的消除了投影变形的影响，保证了隧道工程的顺利贯通。

4结语

长输管道无损检测的施工进度控制 篇6

【关键词】进度控制；计划；执行；措施

一、影响施工进度的因素及原因

1、影响工程施工进度的因素：

①有来源于政府及上级建设主管部门的、建设单位（业主）及业主代表（监理单位）。例如当业主或业主代表（监理单位）发了开工令后，施工场地还未能完全交出给施工单位施工，或属于业主责任应办而未办的前期工作、手续；房地产开发售楼，要求先完成小区外围的建筑物；或某些献礼工程，要求影响形象部分的建筑物先施工等。

②有来源于供货单位影响。施工过程需要的材料、构配件、机具和设备等不能按期运抵施工现场或运抵后发现不符合有关标准的要求，都会影响施工进度。例如，“广州某球场工程”由业主供料的日本进口黑色西班牙屋面瓦，迟迟不能运到现场，就影响了施工进度。

③有来源于资金的影响。工程的顺利施工必须有足够的资金作保障。通常，资金的影响来自业主，或由于没有及时给足工程预付款，或由于拖欠工程进度款，甚至要求承包商垫资，如“某山庄工程”，施工单位在签工程承包工程时不得不接受业主（建设单位）在前期工程的结算工程款中扣下200万作为后期工程保修金的要求，这些都将影响承包单位的流动资金周转，从而影响施工进度。

④来源于设计单位的影响。或由于原设计有问题需要修改，或由于业主提出了新的要求，特别是所谓的“三边工程”，即边设计、边施工、边投入使用的工程，如以前的所谓“献礼工程”，在施工过程中出现设计变更是在所难免的。

⑤各种风险因素的影响。风险因素包括政治、经济、技术及自然等方面的各种可预见或不可预见的因素，政治方面的有战争、内乱、罢工、拒付债务、制裁等；经济方面的有延迟付款、汇率浮动、换汇控制、通货膨胀、分包单位违约等；技术方面的有工程事故、试验失败、标准变化等；自然方面的有地震、洪水等等。

⑥来源于承包单位本身管理水平的影响。施工现场的情况千变万化，若承包单位的施工方案不恰当、计划不周详、管理不完善、解决问题不及时等，都会影响工程项目的施工进度。

2、产生的原因：

①在估计了工程的特点及工程实现的条件时，过高地估计了有利因素和过低地估计了有利因素。②在工程实施过程中各有关方面工作上的失误。③不可预见事件的发生。

二、施工项目进度完善的对策建议

1、 制定完善、科学的计划

计划是进度的保证，是避免盲目施工的有效措施。一般情况下，要根据业主的建设工期目标编制总体进度计划，并编制施工标段的总体进度计划。同时在此计划的基础上，横向上分解成总体工程、单项工程、关键单位工程三个层次的控制计划，以单位工程的进度计划保单项工程的进度计划，以单项工程的进度计划保总体工程的进度计划；在纵向上，分解成年进度计划、季进度计划和月进度计划，以月计划保季计划，以季计划保年计划，以年计划保总体计划。在各类计划编制过程中要确定关键路线，设置明确的里程碑控制节点。

2、 加强对进度计划的控制和检查

2.1 计划执行情况的检查，要抓住以下三个方面的工作，一是抓好对计划完成情况的检查，正确估测完成的实际量，计算已完成计划的百分率；二是分析比较，将已完成的百分率及已过去的时间与计划进行比较，每月组织召开一次计划分析会，发现问题，分析原因，及时提出纠正偏差的措施，必要时进行计划的调整，以使计划适应变化了的新条件，以保证计划的时效性，从而保证整个项目工期目标的实现；三是认真搞好计划的考核、工程进度动态通报和信息反馈，为领导决策和项目宏观管理协调提供依据。

2.2 施工进度的检查实行“三循环滚动”的控制方法，即第一循环以周保月，第二循环以月保季，第三循环以季保年。

3、 施工进度控制的组织协调

3.1现场协调的主要任务是按照计划的要求对现场进行日常的、系统的、全面的控制，及时消除进度计划执行中的各种障碍和矛盾，协调各方面的工作，进行综合平衡，从而保证进度计划的实现。

3.2 平衡好各装置的施工进度，按照设定的里程碑控制点，按系统进行指挥，统一计划中各“关联点”的施工节奏，有效地控制装置的施工进度以及总体的施工进度。及时召开现场调度会或碰头会，进行日常进度中问题的调节，保证问题及时解決。

4、加强技术管理，控制施工进度

4.1 及时组织好设计交底和图纸会审，使施工人员做到事先心中有数，尽可能的消除设计缺陷，尽量减少施工过程中的设计修改，有效地保障施工的连续性。

4.2 优化施工技术方案，提高劳动生产率。在施工组织设计的基础上及时编写施工技术方案。必须按批准的施工技术方案进行施工，在实施中不得随意改变。

4.3 积极推广先进的施工技术和施工工艺，提高施工技术水平，依靠技术进步，加快施工进度，同时检查技术培训、上岗人员的技术水平和实际操作能力，提高技能，以全员技术素质保证施工进度。

5、长输管道安全生产管理

长输管道施工项目安全管理，就是在施工过程中，组织安全生产的全部活动，通过对生产因素的具体控制，使生产因素不安全的行为和状态减少或消除，不引发事故，从而保证施工项目的正常运行。

坚持安全管理原则。即坚持安全与生产同步，管生产必须抓安全，安全寓于生产之中，并对生产发挥促进与保证作用。坚持“四全”动态管理，安全工作不是少数人和安全机构的事，而是一切与生产有关的人的共同事情，缺乏全员的参与，安全管理不会有生机，效果也不会明显。生产组织者在安全管理中的作用固然重要，全员性参与安全管理也是十分重要的。因此，生产活动中对安全工作必须是全员、全过程、全方位、全天候的动态管理。

三、结论

总之以上这些进度控制的工作内容和方法，仅是我们实践中的一些经验积累和工作方法总结。一个大型工业项目进度控制成败的影响因素很多，其所需应对的措施和对策也会更多，但是万变不离其宗，只要我们因地、因事制宜，采取切合实际的控制方法和手段，就会使工程进度始终处于受控状态，从而最终圆满地实现建设的工期目标。

作者简介：张新训，工程师，胜利石油管理局海上石油工程技术检测中心副经理

（作者单位：胜利石油管理局海上石油工程技术检测中心）

石油长输管道接口焊缝新技术探讨 篇7

正文:

一、在西气东输二线工程中的应用

西气东输二线东段工程干线全长2472公里,投资约930亿元,将于2011年实现全线投产。在西气东输二线工程东段中,坡口加工组对和焊接是工程的一个重要方面。该工程将全部采用X80管线钢作为管道铺设材料。该工程将成为目前世界上X80管线钢用量最大、铺设长度最长的管线工程,各项技术指标已达到国际先进行列。在二线工程东段中采用石油管道的铺设长度将超过1000公里,大大超出了国外同行业的铺设长度。工程将采用Φ1219毫米×18.4毫米规格的石油管道管。

作为国际管道工程建设行业的一项成熟技术,X80管线钢是国际输气行业大量应用的主要钢材种类。我国不断加大对X80管线钢的研制和探究,国内石油管道管的研究于2000年开始立项,至2003年已相继完成了不同规格的X80钢级板卷、钢板和焊管的试制和生产,并在管道焊接等关键技术方面取得了突破性的进展。基于这些基础性工作的完备,我国西气东输二线工程东段的坡口也将主要采用X80管线钢作为铺设材料。

采用X80管线钢作为管线铺设材料可以大量节约管道建设成本,因此必将成为天然气管道发展的主要趋势。通过X80管线钢为代表的高钢级管材的开发和应用,可以大大减小钢管的壁厚和钢管的重量,从而减少现场施工焊接时间和建设的成本。

在西气东输二线工程东段的坡口工程中,X80管线钢的焊接需要遵循一定的技术操作规范,其主要操作规范如下:

1、焊接设备启动前,应检查设备、指示仪表、开关位置和电源极性。在正式焊接前,应在试板上进行焊接工艺参数调试。不应在坡口以外的管表面上起弧。

2、焊机地线靠近焊缝内,应用卡具将地线与焊缝接触良好且不宜滑落,避免产生电弧,

击伤母材。

3、为防止焊接飞溅烧伤管材防腐层,应采取足够宽度和足够耐热耐烧能力的覆盖物覆

盖(如橡胶皮)在焊口两侧,对防腐层进行防护。

4、每层焊道由两名焊工在管口两侧分别起弧进行施焊。

5、热焊后各层焊道的焊接应没有中断,尽可能快地完成,层间温度应为100--200℃。填充焊接时,由于坡口宽度的增加,焊丝要作适当的摆动,为避免发生熔池满溢、气孔和夹渣等缺陷,焊接速度要控制适当以保持熔池前移。

6、焊接时,焊条或焊丝不宜摆动过大,对较宽焊道宜采用多道焊方法。焊接时发现偏吹、粘条、表面气孔或其它不正常现象时应立即停止焊接。

二、石油管道的焊接技术特点

1、石油管道的焊接技术难点

作为一种高级钢材,石油管道的焊接技术是制约其建设质量和效率的关键环节。下面我们就针对西气东输二线工程东段的石油管道焊接难点进行分析和探究。

首先,X80钢管如此大规模的应用不仅在我国尚属首次,在世界上也是最大规模的应用,因此,存在一定的技术经验空白,需要在焊接施工的实践中积累经验。由于所需钢材量比较大,其钢材是由国内外的多家钢管厂共同完成,对于石油管道的冷裂敏感性分析和不同石油管道供货商的钢管焊接性差异评价成为影响工程施工质量的关键。

石油管道的焊接难点其次体现在焊接工艺的选择和评定上,我国当前的管道焊接施工基本上采用流水作业的方式,这种作业方式是在前一焊口完成根焊后对下一道焊口的根部焊接,而另外的填充层和盖面层由不同的焊工完成。因此,根焊焊接速度成为决定施工效率的关键环节。在具体的施工过程中,焊接工艺评定不仅难度高,而且工作量相当大。由于地表地形和组那个框比较复杂,为适应不同的地形、地貌和气候环境,管道的焊接施工工艺需要采用多种方式,涉及的焊接材料也是多种多样的。

最后就是低温和复杂地形对于石油管道的焊接影响。由于西气东输管线的焊接施工工期要求比较紧,需要在冬季进行焊接施工,这就涉及到了要在低温环境条件下保证焊接质量的问题。同时在管道的铺设过程中,要充分考虑X80钢管承受土壤移动引起的管道变形线破坏,这就要求焊接接头韧性好且强度高于母材,这就对焊接工艺提出了相当高的要求。

2、石油管道的焊接技术工艺特点

2.1采用低氢型焊接材料和复合型坡口形式进行根部焊接

石油管道具有强度高和韧性好的优点,其含碳量低、洁净度高的特点使其具有具有良好的焊接性。但由于西气东输管线较长,对管道的强度等级要求高,使得管道钢材在焊接施工过程中要受到装配应力和焊接材料扩散氢含量等因素的影响。因此,在对管道刚才进行根部焊接时,要采用低氢型焊接材料(包括低氢型焊条实心焊丝金属粉芯焊等)进行焊接,以避免根焊过程中产生冷裂纹。

在西气东输工程中,焊接要采用坡口形式,这种坡口曾在西气东输一线工程中应用,为我国自动焊焊工所熟悉和掌握,这种坡口形式同样适用于内焊机根焊的自动焊,对于提高焊接质量具有重要作用。

2.2石油管道多样的焊接工艺

为适应西气东输管线铺设沿途多种多样的地理环境和气候条件,西二线焊接应采用多样的焊接技术。在具体施工中,选择熔化极气体保护焊焊接,这种焊接技术可以充分保证管道适应多种多,这就为西气东输二线焊接施工提供了有力的技术支持。X80变形钢管是具有足够强度和变形能力的管线钢管遂于纵向屈服强度和抗拉强度有较高的要求,如果焊接过程中由于焊后冷却速度低于轧制冷却期间的冷却速度,就会造成软化现象,是的管道的强度降低因此,还可以采用补强覆盖焊接法,通过增加盖面焊缝的宽度和余高来改变软化带的形状和方向,在焊接过程中通过补强来保证了焊接接头拉伸试样全部断裂在母材位置。

2.3低温环境焊接技术

由于西气东输工期较紧,因此在冬季也需要施工,当焊接环境温度较低时,X80钢管的环焊缝焊接存在焊缝冷却速度增加,出现淬硬组织且硬度增加,冷裂纹敏感性增加等问题。因此,但焊接温度较低时,应在防风棚内进行焊接作业,这在一定程度上可以保证焊接环境温度。钢管支撑禁止强力组对以保证其稳定可靠。必要时采用中频感应加热的预热措施保证预热温度和层间温度,以此来增强焊接的强度。

三、结论

西气东输二线干线管道工程长度较大,因此对石油管道的钢管强度等级要求较高,通过这次作业实践,检验了我国的钢铁工业水平和综合施工能力,同时也为管道焊接技术的发展提供了一次机遇。在西气东输二线管道施工中,通过制定高标准的焊接作业规范,采用多种焊接技术和恶劣环境下的焊接技术来保证管道的焊接质量,使我国的管道铺设和管道焊接技术发展到了一个新的阶段。

参考文献

[1]彭在美,石油天然气输送焊管在我国的应用和发展[N].世界金属导报,2008-7- 15

[2]孙宏,西气东输二线管道工程用X80钢级热轧板卷性能分析[J].压力容器,2009

[3]庄传晶,冯耀荣,霍春勇,石油管道的发展及今后的研究方向[J].焊管工艺,2007,28(2)

长输石油管道 篇8

当前, 随着我国管道运输行业的发展, 我国的石油管道得以迅速发展, 使得长输石油管道的长度达到了近10万km, 这对于我国石油行业的发展来讲意义深远。但是, 基于长输石油管道使用功能的特殊性, 致使其运行的风险很大, 由于管道自身地不断老化以及外部环境的影响, 致使石油管线的泄漏事故频发, 这不仅造成了资源的严重浪费, 同时也带来了严重的经济损失, 并给自然环境带来了污染, 且关系到了人们生命与财产的安全。因此, 实现对长输石油管道泄露的检测与定位至关重要。

1 长输石油管道泄露检测与定位技术分类

当前, 虽然我国管道输油的历史时间比较短, 关于管道泄露检测技术相关方面的研究起步较晚, 石油管道实时监测技术一般需要通过引进为基础, 进而再实现自主研发, 但是, 以现有的检测技术能力能够实现对管道问题的有效解决。在长输石油管道泄漏检测与定位技术的分类上, 由于其所依据的不同, 进而分类的实际内容也不同, 在不影响管道正常运转的基础上, 在线检测与中途停运检测方法从具体的应用性质看, 其存在着很大的不同, 而管外与管内检测方法是根据检测位置的不同来确定的, 基于所检测对象的不同, 可以分成直接检测与间接检测这两种方式[1]。

2 长输石油管道产生泄露问题的原因

在长输石油管道的运行中, 能够引起管道泄漏问题的主要原因有如下四方面:第一, 防腐绝缘层老化。由于石油管道投入使用时间过久, 逐渐就会产生老化的现象, 因防腐层逐渐被腐蚀成锈斑等而出现腐烂, 最终就引起管道泄露这一问题。第二, 阴极保护度逐渐弱化直至失效。在管道运行的过程中, 如果阳极区域发生断电等问题后, 会导致恒电位失效, 进而致使运行的参数以及所输出的电流以及电压都会出现过大的波动, 这就会致使阴极保护功能变弱并逐渐失效, 从而发生泄漏的问题。第三, 环向焊缝出现开裂或者断裂的问题。基于输气压力的不断作用, 致使环向焊缝本身所存在的缺陷成为了其进一步开裂的导火线, 最终导致焊缝断裂, 这就导致管道泄漏问题的发生[2]。第四, 人为因素的影响。近年来, 钻孔盗油的问题屡禁不止, 这就为管道出现泄漏埋下了安全隐患, 加上在实际运输石油的过程中, 操作人员的技术等不过关致使泄漏问题的发生。

3 长输石油管道泄露检测与定位技术在解决泄露问题中的具体应用

当前, 在实现长输石油管道泄漏检测与定位上, 常被采用的方法与技术为直接检测与间接检测两种方式, 具体的检测方法与定位技术的应用为:

3.1 直接检测法的应用

在科学技术的迅速发展下, 传统的以人工分段来实现对石油运输管道巡检的检测方式因添加的化学物质不仅污染了环境且被发现的速度较慢, 进而已经被淘汰。而当前选择的直接检测方式是以相应的检测仪器为基础, 通过地表打孔的方式来实现对石油运输管道泄漏情况的检测, 进而在提高检测效率的基础上, 确保了检测定位结果的准确性, 同时还避免了添加化学物质对于环境所带来的伤害。除此之外, 以直接检测方法为依据的泄漏检测定位法还包括了检测电缆、元件的方式以及油溶性压力管法等, 而直接检测方法通常只适合应用在对微量泄漏的检测上, 同时不管管道处于何种运行状态, 都可以实现有效的检测。

3.2 检测方法的应用

首先, 采用物质平衡法。这一方法是间接检测方法中最为常用的方式, 其在使用过程中所依据的是动态体积或者是物量平衡的原理, 也可以依据管道进出口流量差来实现对管道泄漏情况的判断[3]。这一检测方式能够实现对较大范围泄漏事故以及小范围内的泄漏事故的有效检测, 但是这一方式也存在着一定的不足之处, 即因受流量计算差结果的影响, 致使其精确度是存在一定的误差的。其次, 以压力测量信号进行检测。这一方式在实际使用的过程中所采用的是压力梯法或者是波敏法。其中第一种方法是应用在不通过中间泵来设置流量计的管道中, 而第二种方法一般应用在突发泄漏事故的检测中, 进而能够通过对负压力波的时间差来锁定泄漏的位置。这一方法具有着很高的灵敏度, 能够实现对泄漏位置的准确判定。再次, 放射性技术。这一检测技术能够依据放射性物质的输入以及示踪剂检漏仪来实现对泄漏位置的准确判定。最后, 自动检测与定位技术。这一技术是以计算机技术为基础, 应用SCADA系统来实现对管道泄漏的检测与定位。其所依据的基本原理为动态质量平衡法以及压力偏差法, 而要想实现这一检测技术的有效应用, 就需要实现对定位系统的准确设计, 这样才能确保检测定位结果的真实性与准确性, 以实现对泄漏位置的准确检测与定位[4]。

4 结语

为了实现对石油长输管道泄漏问题的有效检测与定位, 进而在确保石油长输管道运输安全的基础上, 确保石油运输行业的经济效益与人们的生命、财产的安全, 就需要在准确掌握当前石油长输管道泄漏检测与定位技术分类的基础上, 结合当前长输石油管道泄漏问题所产生的原因, 进而实现对相应检测与定位技术的合理应用, 确保实现对长输石油管道泄漏问题的高效监管, 以保证石油管道的安全、高质量的运行, 最终确保我国石油企业的稳健发展。

参考文献

[1]杨德水.石油天然气长输管道泄漏检测及定位措施研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 4 (3) :17.

[2]江崇礼.管道泄漏的压力测量诊断方法实验研究[J].大连理工大学学报, 2011, 38 (1) :101-104.

[3]王立宁, 李健.热输原油管道瞬态压力波法泄漏点定位研究[J].石油学报, 2010, 21 (4) :93-96.

长输石油管道 篇9

1 集输管道运行期危险有害因素分析

管道在试运期间, 会受到管道质量和管道设计影响, 还会受到地形因素、管道腐蚀、管道施工质量等等因素影响。一旦出现天然气泄漏, 带来的后果极其严峻。第一, 管材设计和质量影响因素。一般而言, 管道设计出现问题表现在管件、管子以及连接材料上, 这些不符合要求之后, 质量问题难得保障。还有, 管道焊接有缺陷, 容易导致天然气泄漏。系统运行中, 发生故障或者操作失误, 就会使得管道压力逐渐上升, 安全装置强烈震动, 无法在进行管道天然气输送, 这影响天然气运输效率。严重的还导致火灾, 中毒事件发生。地形因素也会带来的影响。一般而言, 集输管道会穿越在不同的地形, 当地形地质较特殊, 地形严峻时, 会影响管道车辆运输安全性, 会增加管道安装和更换处理难度。管道会由于承载过大的压力, 使得管道破裂, 从而引发天然气泄漏出现。管道安装进入尾声, 如果没有选择切当的方式, 会非常容易使得管道遭受破坏, 管道稳定性难以得到保障。稳管设计时, 因为设计不当也会导致危险出现。众所周知, 管道安装得当, 管理得当对于天然气运输起到了保障作用, 否则, 从广义上看会影响经济发展, 从狭义上看会导致人员伤亡。因此, 天然气管道运输过程中, 最为关键的, 是要做好危险因素分析工作。

2 管道泄漏检测和定位技术

(1) 直接检测法石油天然气长距离运输初级阶段, 员工要做好巡视检查工作。方法是:在天然气中添加一定的成分, 让检测人员进行区分;出现爆炸危险时, 异常的味道才会被检测人员察觉出来。检测过程中, 一旦不加以注意, 就会埋下大量的不确定因素。为了提升监测质量, 需要加强科技手段, 使用制造仪器做好石油天然气管道长距离检测工作。如果石油天然气长距离运输时, 出现了泄露, 就可以使用上述方法进行检测。这就是石油天然气常用的检测方法, 称为直接检测法。

(2) 间接检测法物质之间的平衡性能够检测到管道泄露问题, 这是一个应用程度较高的方法。检测人员素质要高, 能够掌握专业的技能知识, 能够及时疏散管道流入量, 做好管道泄露检测工作。该检测方法对微量的泄露能实现及时检测, 应用性非常高。然而, 该方法也存在一定的缺陷, 会因为流量数据不确定、管道残存物质的错误估计, 导致影响加重。

另一种检测方法是通过对压力信号的回馈, 进行泄露检测。一般而言, 压力信号回馈检测会集合压力阶梯检测法一同使用, 针对某种特殊情况进行检测。在检测过程中, 产生压力波动值, 实现定位检测。依靠这一方法执行检测, 统称为波敏检测方法。这是一种敏感性的检测方法, 检测效率较高, 准确度也高。

再有一种检测方法, 是借助放射性技术进行检测, 在管道内放置标志物实现反馈检测。

(3) 管道泄漏问题中的自动定位检测技术随着信息技术不断发展, 我国信息技术进步速度提升, 计算机科技普及和科研也逐渐提升。计算机科技和研发逐渐得到升级, SCADA系统在天然气长距离运输管道上的应用十分明显, 能够实现实时在线检测, 节约了大量的人力、物力。它的工作原理是对系统进行数据收集之后, 加强分析处理, 为检测提供重要依据, 石油天然气管道泄露检测必须建立在科学的基础上, 检测的高效性、科学性才能得到确保。在很多国外公司里, 对管道仿真模拟检测, 一般都会根据实际运行状况加以确定, 确定出良好的检测方案, 启动SCADA系统得以实现。当下, 我国大力支撑该系统的应用。

同时, 天然气集输管道线路要安装大量腐蚀检测系统, 对天然气运输进行动态检测, 优化分析。及时检测到天然气管道存在的缺陷, 做到及早发现问题, 寻找应对方法。

3 结语

做好管道风险分析工作, 及时了解事故发生点, 对故障出现的原因, 位置以及导致的后果都明确, 这对制定出应对方式具有现实意义;制定预防和应急措施时, 要定期对管道完整性开展监测, 实现质量评估;另外, 要在视线不良的位置, 弯道位置标注标志, 起到提醒作用;对附近的居民做好天然气宣传和教育工作, 避免出现第三方破坏行为的出现。

当前, 我国已有的天然气检测技术发展还不够成熟, 本位文提出的石油天然气长输管道泄漏检测及方法希望能够对相关的技术人员有所启发, 共同为石油天然气长输管道安全运行献计献策。

参考文献

[1]陈卓.兰成渝输油中成品油管道内杂质的形成原因与对策[J].世界家苑, 2011, (8) .

长输石油管道 篇10

1天然气长输管道泄漏的原因

1.1阴极保护失效

在长输管道运行时, 阴极保护起的关键性的作用, 若阳极区产生中断或者断电等问题, 则会增加阳极区的电阻, 恒电位仪工作原本的效果难以发挥, 运行参数波动幅度较大, 则输出的电流和电压也会产生较大波动幅度, 阴极保护效率大大降低。在降低其电位之后, 造成阴极原本功效丧失, 长输管道则会产生泄漏。

1.2防腐绝缘层裂化

在长时间使用防腐绝缘层时, 若产生老化问题, 防腐层表面则会产生严重的裂化问题。防腐层腐蚀之后, 会产生点蚀的现象, 会有大量不均匀的锈斑和腐蚀坑出现在绝缘层上。防腐层一般会产生腐烂问题, 最先表现在防腐层表面腐烂, 然后是渗透到钢管表面, 这时不会因为其他外力而产生影响, 并加快腐蚀和复试穿孔的速度, 造成长输管道产生泄漏。

1.3人为破坏因素

长输管道在输气时, 若遭遇不法分子窃取, 则可能产生管道泄漏的问题;此外, 若管道进行输气时, 操作人员存在不合理的操作或者不正确地使用工程机械, 则可能导致管道泄漏严重。

2天然气长输管道泄漏声波检测与定位研究

2.1泄漏声波检测的原理

通过声波传感器对沿管道介质传播的声波信号进行检测, 接着检测泄漏信号和泄漏点的位置。若输气管道出现泄漏, 则会严重破坏管道压力的平衡, 释放系统流体弹性力量, 并急剧震荡声波。泄漏点处声波的频率范围较宽, 并且高频成分较多。在传播泄漏声波信号期间, 通过管道介质的作用, 会快速减弱信号中的高频成本, 通过较远的距离能传输低频信号。官道上每间隔一段距离的两个声波传感器, 管道出现泄漏之后, 在各个时刻对泄漏声波信号进行检测, 以对管道是否产生泄漏进行判断。

2.2相关算法在管道泄漏定位中的应用

作为一门边缘性学科, 相关分析是新兴产生的, 普遍运用在各门科学分析中。通过这项技术, 能有效分析机械振动, 将振动信号的频谱特点找出来, 以防止振动或者降低振动;在电子学中, 能通过相关技术, 提取有效的弱信号, 还可以过滤噪声, 以便对信号进行正确的判定, 在声学中, 能够通过相关技术测量各种声学;在自动控制中, 相关技术能应用到系统识别中, 还能够对被控制对象的动态特性进行测量。最早在水管道泄漏检测定位中运用了相关分析, 逐渐在国外普及;伴随着最近十来年的发展, 长输管道中也逐渐普及这种技术, 并显示出广阔的发展前景。

因此, 在定位管道泄漏位置中如何运用相关算法进行计算是值得当前深入研究的问题。若未产生泄漏, 则泄露声波信号不会输送到传感器中, 相关函数输出值接近零点左右。若产生泄漏之后, 会显著增加相关函数输出值。按照相关函数最大值产生的位置定位泄漏点。通过相关分析法准确和灵敏地进行定位和检测泄漏点, 只要对声波信号进行检测即可, 无需构建数学模型, 不需要过大的计算量, 所以, 这种检测方法具有高度的有效性和可行性。然而其计算只能运用在快速发生的泄漏中, 如果是慢速的泄漏, 产生的泄漏声波不明显, 则不适用这种方法。

相关性算法分析的优势在于对从噪声信号中找出信号两部门间或两路信号间的关系进行全面把握, 以相关性为基础进行分析和检测。运用相关函数的统计计算, 能将函数出现极值相应的延时量找出来, 在相关分析问题中居于重要地位。若出现管道泄漏, 则可采用相关性分析法研究管壁向管道两端传播的泄露声波信号。另外, 若管道泄漏点不同, 则两个信号会产生不同的延迟时间, 信号相关函数最大值位置也会改变。因此, 结合两路信号进行相关性计算, 能检测和定位管道的泄漏情况。

3 结语

综上所述, 由于当前现代社会不断发展的需要, 石油天然气行业亟待进一步研发长输管道泄漏检测和定位技术。行业建设者应该在保证全面了解长输管道泄漏原因的基础上, 深入分析和研究长输管道检测和定位技术, 保证先进的技术支持长输管道安全运行。

摘要：天然气长输管道泄漏检测手段能有效保证管道安全运营。在准确定位和检测天然气管道漏点泄漏的基础上, 准确发现泄漏点的位置, 进而使天然气泄漏产生的经济损失降低到最低, 并且进一步提高天然气输送管线的自动化管理水平。所以, 本文对天然气长输管道泄漏影响因素进行阐述, 进一步分析和研究检测和定位管道声波。

关键词：天然气,长输管道,泄漏,检测,定位

参考文献

[1]蒋仕章, 蒲家宁.石油天然气长输管道泄漏检测及定位方法[J].油气储运, 2000, 03:50-52+58-7.

[2]李玉星, 彭红伟, 唐建峰, 邓雷颖, 王风波.天然气长输管道泄漏检测方案对比[J].天然气工业, 2008, 09:101-104+144.

长输石油管道 篇11

【关键词】光缆；光纤；熔接损耗；线路传输损耗

1. 光导纤维基本工作原理

光纤是光导纤维的简称。光纤具有传输频带宽、通信容量大、损耗低、不受电磁干扰等优点，已经成为通信网络中主要的传输媒介。它是用石英(SiO2)制成的横截面很小(直径0.125mm)的双层同心圆柱体，里边一层称为纤芯，其折射率较大，外边一层称为包层，其折射率较小，光线以大于临界角的入射角进入纤芯，光线在纤芯与包层界面上发生全反射，因而光线信号能在纤芯中远距离传输。

2. 光导纤维在油气长输管道输广泛应用

随着国民经济高速发展对能源需求的快速增长，采用长输管道输送油气资源，具有安全、快捷、成本低等优点。目前长输管道采用同沟敷设通讯光缆线路，作为管道运行参数、调控指令的主要传输手段。利用传输平台，把各站场的SCADA系统运行参数传输到调度控制中心，调度控制中心下达调控指令。光缆线路将SCADA控制系统组成一点对多点，在调度控制中心汇聚形成星形网络。因此，通讯光缆线路成为长输管道建设中重要的组成之一。

3. 光缆施工质量对信号传输质量的影响

光信号在光纤中传输时会产生损耗，这种损耗主要来自三个方面：一是光纤自身的品质；二是光缆敷设质量；三是光纤接头处的熔接质量。

光缆一经确定，其光纤自身的传输损耗也基本确定，如两根光纤的模场直径不一致、光纤芯径失配、纤芯截面不圆、纤芯与包层同心度不佳等。模场直径不一致是影响光纤传输损耗的重要因素之一。在可能的条件下，应选用高品质的光缆。

光缆施工质量包括光缆敷设质量和光纤接头处的熔接质量两个方面。

相关标准对光纤传输损耗规定如下：每个熔接接头损耗平均值应小于0.04dB；光缆线路损耗平均不大于0.24dB／Km。

4. 光缆敷设质量的控制

4.1 在同一线路上尽量采用同一批次的光缆。因同一批次的光缆的模场直径基本相同。光纤在某点断开后，两端间的模场直径可视为一致，因而在此点断开熔接可使模场直径对光纤熔接损耗的影响程度降到最低。

4.2 敷设光缆时须按A、B编号顺序布放，即前盘光缆的B 端要和后一盘光缆的A 端相连，使熔接和传输损耗值降到最小。

4.3 敷设光缆应严格执行光缆施工技术规程，从而避免光缆施工中光纤受损伤而导致传输损耗值的增大、甚至断芯：

（1）在光缆敷设施工中，严禁发生光缆打小圈、弯折、扭曲等现象；执行“前走后跟，光缆上肩”的放缆方法，有效防止打背扣现象的发生。

（2）对光缆施加的牵引力不宜超过光缆允许值的80％，瞬间最大牵引力不超过100％；牵引力应加在光缆的加强件上，防止损伤光缆。因此，光缆熔接前应截去承受牵引固定位置一段光缆。

（3）按规程规定的接续点布缆，严禁随意增加接续点。

5. 光纤接头熔接质量的控制

光纤熔接就是用熔接机产生短暂的放电电孤，烧熔需连接的两根光纤的端面使之连成一体，这种连接方法具有接头性能稳定、接头体积小、机械强度高等优点。光纤接续后光线传输到接头处会产生一定的损耗量，因而称之为熔接损耗或接续损耗。由于光纤熔接损耗影响着光纤线路传输损耗的容限及光纤线路无中继放大传输距离等，因此要求光纤接头处的熔接损耗要尽可能地小。

光纤的接续直接关系到工程的质量和寿命，保证光纤熔接质量的措施：

5.1 对熔接人员技能水平的要求。

光纤接续人员必须经过专业技能培训和专业技能考核，熟练掌握熔接技能、质量识别和判断能力。

5.2 熔接过程的控制。

接续人员应严格照按光纤熔接工艺规程进行接续。

（1）光纤接续部位及接续工具必须保持清洁干燥。制备光纤断面时必须先擦拭后切割，采用棉纱沾无水酒精擦拭；尽量不要用棉花和普通含水酒精，因为棉花中的短纤维和酒精中的水分子，残留在光纤断面上会影响光纤熔接损耗值。

（2）选用精度高的光纤端面切割器来制备光纤端面。切割的光纤端面应为平整的镜面，无毛刺，无缺损；光纤端面的轴线倾角应小于1°；切割后光纤不得在多尘潮湿的环境中暴露时间过长；对OTDR 测试不到的熔接点（即OTDR 测试盲点）和光纤维护及抢修尤为重要。

（3）掌握正确的光纤端面制作要领。在制作光纤端面过程中，首先在剥出光纤涂覆层时，剥线钳要与光纤轴线垂直，确保剥线钳不刮伤光纤；在切割光纤时，要严格按照规程来操作，使用端面切割刀要做到切割长度准、动作快、用力巧，确保光纤是被崩断的，而不是压断的；在取光纤的时候，要确保光纤不碰到任何物体，避免端面碰伤，这样做出来的端面才是平滑的、合格的。

（4）光纤放入熔接机V型槽时，要特别注意控制两根光纤纤芯不发生径向偏移和轴向倾斜。

（5）按照工艺规程参数进行熔接。在显示屏上监视熔接过程，观察接头是否有气泡、缺口、折弯、径向偏移等缺陷，如有缺陷需重新熔接。

（6）一个操作者熔接合格后，另一测试人员在光纤端头用OTDR 测试熔接点的熔接损耗值，不符合要求的应重新熔接。反复熔接次数以3～4 次为宜。多根光纤熔接损耗都较大时，可剪除一段光缆重新开缆熔接。由于光纤模场直径的不同，如在同一处各个接头的熔接损耗相差较大时，必须对光纤线路上每个接头的熔接损耗值进行具体分析以确定该接头是否需要重新熔接。

（7）封装、装盒应注意光缆进入接头盒的一端或两端必须固定牢靠。以免挂放或埋设接头盒时因光缆扭转而导致接头盒内光纤接头位置错动使接头处的损耗测量值增大。

5.3 设备、仪器和工具的控制。

正确选择和使用熔接机是降低光纤接续损耗的重要措施之一。要选用适合在野外作业的熔接机进行光纤熔接。在施工之前要进行校准、试熔接、检验，符合质量要求后，才能用于现场施工。

在使用中和使用后及时去除熔接机上的灰尘，特别是清除夹具、各镜面和V 型槽内的粉尘和光纤碎末。熔接机使用完毕后须除去机器上的灰尘，在潮湿环境中使用还须对其做防潮处理。使用时间较长的熔接机电极上面会有一层灰垢导致放电电流偏大而使熔接损耗值增大，此时可拆下电极用酒精棉轻轻擦拭后再装到熔接机上并放电清洗一次，若多次清洗后放电电流仍偏大则须重新更换电极。

5.4 熔接工艺参数控制。

根据光纤类型设置熔接参数。如预放电电流、时间及主放电电流、时间等。每次使用前应使熔接机在熔接环境中放置至少15min，特别是放置在与工作环境条件差别较大的地方（如冬天的室内与室外），根据当时的气压、温度、湿度等情况，重新设置熔接参数。

5.5 光缆熔接施工环境控制。

长输管道光缆施工都是在野外进行，而使用的是精准度很高的设备仪器，它们对工作环境（如温度、湿度、灰尘等）要求很高。必须采取有效的防护措施，保证设备仪器正常运行，才能保证熔接质量及熔接损耗值测试数据的准确性。

通常在工程车或小型帐篷内进行光纤熔接和测试。当湿度较大时，在工程车或小型帐篷内设置热吹风机或电加热器，降低局部环境的湿度。因为在非常潮湿天气进行光缆熔接，熔接损耗值增大3～4倍。

6. 结束语

长期以来，人们一直把光缆接续看作光纤施工领域中的“黑色艺术”，对光缆施工人员技能要求和设备要求都较高。要提高光纤线路信号的传输质量就必须降低传输损耗，光纤接头的熔接损耗影响着光纤线路的传输损耗。通过对影响光纤传输损耗的各种因素采取有效措施，就能最大限度地降低光纤传输损耗，保证和提高光纤线路信号传输质量，从而保证长输管道正常安全运行。

长输石油管道 篇12

1 泄漏检测的性能指标

1.1 性能检测指标

(1) 泄漏检测的灵敏度:指泄漏检测系统对小的泄漏信号的检测能力。

(2) 泄漏检测的及时性:指检测系统在尽可能短的时间内检测到泄漏发生的能力。

(3) 泄漏的误报率和漏报:误报率是指系统没有发生泄漏时却被错误地判定出现了泄漏;漏报率是指系统出现了泄漏却没有被检测出来的情况。

1.2 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。

1.3 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。

2 泄漏检测方法分类

目前, 国际上已有的管道泄漏检测的方法有两类:一类是基于磁通、超声、涡流、录象等技术的管内检测法, 此类方法较为准确, 但是投资巨大, 实时性差, 而且只适用于较大口径管道, 极易发生管道堵塞、停运等严重事故;另一类是外部检测方法, 包括直接检测油气泄漏的直接检测法和检测因泄漏而引起的流量、压力、声音等物理参数发生变化的间接检测方法。这里主要针对外部检测法进行讨论。

2.1 管外直接检测法该方法大致可分为以下三种

(1) 人工巡视管道及周围环境:这依赖于人的敏感性、经验和责任心, 只能发现一些较大的泄漏。

(2) 用探测器沿管线方向在外部进行检测:这种方法的优点是检测准确, 缺点是探测只能间断进行, 且只适用于地面上的管道。

(3) 管线外壁敷设一种特殊的线缆:如泄漏检测专用线缆、半渗透检测管、检测光纤等。这种检测方法不受管道运行状态影响, 灵敏度很高, 能够检测出微小的泄漏.但由于线缆需要开沟施工, 不适用于现有管线, 且线缆的费用很高, 长期使用性能差。

3 间接检漏法

3.1 基于物质平衡的检漏方法

基于物质平衡的检漏方法是利用动态体积或质量平衡原理以及管道进、出口流量差来检漏。该方法有较高的应用价值, 既能检测出大的泄漏, 也能检测出小的泄漏, 但易受流量计精度和对管道油品存余量估计误差的影响。

对于多个人口和出口的管道, 根据动态质量平衡原理, 考虑压力、温度、多重粘性参数变化的影响, 可采用以下动态质量平衡法计算公式:

公式中Г (t) —在时间t时校正的质量不平衡项;

M i (t) —在管网人口的流量测定值, 假定有M个人口;

M o (t) —在管网出口的流量测定值, 假定有N个出口;

△Mp (t) —在时间t到t+△t时, 整个管道油品存余量变化的校正值, △Mp (t) 是管道中压力和温度的函数。由于不稳定流中各参量的分布无固定形式, 因而常规的泄漏检测方法是用实时模型计算出压力、温度的分布, 进而求出△Mp (t) 。通过对Г (t) 的监视, 可以判断管道是否发生泄漏。

3.2 压力/流量突变法

管道正常平稳工作时, 出入口的流量/压力在一定范围内变化;当管道发生泄漏时, 会使出入口的瞬时流量/压力发生变化, 如果测得流量/压力变化比预先设定的高, 可认为因管线泄漏引起的.它不适合于动态过程的泄漏检测.且无法估计泄漏点的位置。

3.3 体积或质量平衡法

在稳定流动的情况下, 根据体积/质量平衡原理, 考虑到因温度压力等因素造成的管线充填体积的改变量, 一定时间内出入口体积/质量差应在一定的范围内变化.体积/质量差超出一定范围, 可确定管线发生了泄漏.该方法可靠性很高。

3.4 建立管道数学模型的方法

(1) 状态估计器法:建立管道内流体的压力、流量和泄漏量的状态方程, 以被检测的两站压力为输入, 对两站流量的实测值和估计值的偏差信号采用适当的算法进行检漏和定位。该方法假定两站的压力不受泄漏量的影响, 所以仅适用于小泄漏量情形来进行检漏和定位。

(2) 系统辨识法:用线性ARMA模型结构增加某些非线性项来构造管线的模型结构, 或建立管道的故障灵敏模型和无故障模型, 通过实际检测值和模型输出值的变化情况, 采用适当的算法就能进行泄漏量检测和定位.该法需在管线上施加M序列激励信号, 并假设两站的压力不受泄漏量的影响, 也仅适于小泄漏量情形。

(3) Kalman滤波器法:建立包含泄漏量在内的压力、流量状态空间离散模型, 以上下游的压力和流量作为输入, 以泄漏量作为输出, 运用适当判别准则可进行泄漏检测和定位.该法需要知道过程噪声的均值、方差等先验知识, 且检测与定位精度和等分段数有关。

参考文献

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