管道泄漏检测技术方法及评价-PPT讲义

第一讲管道泄漏检测技术及评价,一泄漏的原因及检测的必要性1、泄漏的原因管道的泄漏，一般由下列原因造成：管道材质不良，由于材质开裂、存在砂眼，久经腐蚀出洞；管道涂层损坏、脱落，造成管道腐蚀穿孔；管道接头安装不良；阀门不良；由于地下管道拥挤，在施工其它地下工程时受影响所致；由于高层建筑工程的重压，使地基下沉，致使管道开裂；由于地质构造原因使地基下沉，造成管道开裂（如地震地下水位下降）；,在路段上的管道，由于重载车辆的通行而造成管道开裂；盗油等人为损坏，造成管道穿孔。2、泄漏检测的必要性管道作为气体石油等介质的长距离输送设施，被铺设于陆地、海洋等各种环境之中。尤其是我国有很大一部分管道使用时间已很长，有的已超过20年，管道强度和涂层完整性都已进入危险期，整个油田网络已进入事故高发期。据统计，我国油田管道穿孔率0.66次kma左右，我国大中城市自来水的损失率大体在20左右。还有，社会上的一些不法之徒受盗卖石油牟取暴利的驱动，肆意在油气管道上开孔偷盗油气，成为我国油田管道泄漏问题的一个主要原因。管道泄漏不仅造成巨大的财产损失，污染环境，且威胁人身安全，因此对管道泄漏检测尤为重要，有必要加强检漏技术的开发和研究。,二泄漏检测技术方法管道泄漏监测诊断系统应具有下列基本特性1）准确可靠地诊断泄漏故障位置；2）迅速可靠地报告泄漏程度；3）泄漏诊断技术系统原理简单、维护和操作方便。根据检测对象的不同，管道检漏方法大致分为两种：直接检漏方法直接检测泄漏的石油、气体等的方法间接检漏方法检测因泄漏造成的流量、压力、声音等物理状态发生变化的检漏方法。,1直接检漏法（l）检测元件法在管道外侧按适当间隔设置相应的检测元件，以检测管道泄漏的油料。其中作为检测元件的油膜检测器、导电性粉体元件（渗油后电极之间阻抗增大的小圆板）需要导油沟道和积油槽与之配合使用。1)电缆阻抗检测法在管道建设时，采用附有易被碳氢化合物溶解的绝缘材料的两芯电缆沿管道埋设，泄漏发生时泄漏油气与电缆发生反应，改变电缆的阻抗特性,在管道一端通过对阻抗分布参数的测量，即可确定管道状态及渗漏位置。该电缆即是传感器又是信号传输设备，利用阻抗、电阻率和长度的关系确定泄漏的程度和泄漏的位置。优点：该方法检漏定位精度较高，缺点：检漏反应时间长，对于气体或轻质油需要几分钟到几十分钟，对重质油需要几十个小时。适用范围：该方法不适用于已建管道系统。,2）特性阻抗变化法该方法是用非透水性但透油性材料制成的同轴电缆，沿管道铺设。从电缆一端发射脉冲，脉冲碰到被油浸透的电缆处会反射脉冲，通过检测反射脉冲信号，可检测管道泄漏位置。该类型的传感器采用多孔聚四氟乙烯树脂作为绝缘材料，传感器的孔隙度是用强韧的PTFE纤维形成网状结构，气孔率控制在规定的范围内。这种材料化学稳定性好、不易燃，导电率、绝缘阻抗热稳定性好。漏油时传感器的绝缘体聚四氟乙烯选择性的渗入油质，使其部分阻抗降低，即可以检测漏油。特点：既可以检测微量漏油和漏油点位置（石油类）；也可检测水和石油的混合状态，检测速度比电缆阻抗检测法快。适用范围：不适用于已建管道系统。,3）LASP空气取样系统以扩散原理为基础，其主要部件是一根半渗透检测管（透油不透水。如果这种检测管周围存石油蒸气，当达到一定浓度后，石油蒸气将扩散到检测管中，气流带着蒸气通过管子进入检测器，在此检测器内确定蒸气浓度，从而确定泄漏是否发生。4）冲气压力带法在管道的外部绕上可被输送油气溶解的冲气压力带，当泄漏时冲气压力带与油气发生反应溶解，带中压力下降，根据检测带中的压力变化即可检测并判断泄漏的情况。由于该方法比较原始，现已不再使用。由于电缆和冲气压力带的自然老化和气候的变化经常导致误报警，因此一直影响该技术的推广使用。,（2）导电高聚物法应用于绝缘管道的检漏，监测系统可以探测管道绝缘层的浸水点和泄漏点。外包导电高聚物的导线，作为探测电缆的一部分，用来探测沿线的浸水及泄漏位署。探测电缆中的探测导线，通过监测电缆中水蒸汽的存在，及早检测出水的进入，使操作者在管道腐蚀前采取修补措施。,（3）油溶性压力管法将充压缩空气的油溶性软管缠在管道外围，当有溶油时软管溶解产生漏洞、断裂，压缩空气外泄，管内压力下降，由此即可知泄漏。该种方法为一次性使用，发现泄漏后，该处软管既损坏，更换非常困难。,（4）气体检测法天然气的主要成分是甲烷。甲烷对温室效应的作用仅次于CO2，它的泄漏、排放对大气环境的影响已引起世界各国的关注。甲烷在大气中的浓度在过去100多年里增大了1倍多，在过去20年中以平均每年09的速度增长，远远高于CO2浓度的增长值。据估计，目前全球每年排放的甲烷总量为7490108m3，其中通过石油与天然气工业、煤炭开采、固体废弃物堆存、污水处理、水稻种植、反刍家畜饲养以及生物质燃烧等人类活动排放的甲烷占70。天然气从气井开采出来后，通过集输、净化、配气等过程为用户提供商品气。在此过程中，系统存在一定输差。产生输差的原因主要包括系统泄漏、场站放空及计量误差等。管输系统天然气泄漏包括内漏、外漏和事故性泄漏，本文主要针对造成天然气外泄漏的各种阀门、法兰等部件进行讨论。目前对外漏的估算各石油公司采用了不同的测定方法和计算模式。,工作原理可燃气体报警器由可燃气体探测器（探头）和控制器（主机）组成。按探测器的工作原理分类：半导体式催化燃烧式,半导体式可燃气体报警器当可燃气体探测器监视的现场出现油气泄漏时，探测器中半导体式传感器信号端的电阻值会随油气浓度的增加而减小，这种电阻的变化经过控制器内部电路的处理，信号（电压）发生变化，当油气浓度达到设定报警值范围（一般设定“低报”为该气体LEL的25，“高报”为该气体LEL的50）时，控制器即发出报警信号。半导体式可燃气体报警器受外界环境（如温度）影响大，设定的报警值易发生漂移。,单点主机SAM,复合式JR,复合式MAX,报警浓度设置,固定式和携带式硫化氢监测仪的第1级报警阈值均应设置在10mg/m3，第2级报警阈值均应设置在50mg/m3。,硫化氢监测仪的参数,硫化氢监测仪使用前对下列主要参数进行测试：,a)满量程响应时间；b)报警响应时间；c)报警精度。,固定式硫化氢监测仪一年校验一次，携带式硫化氢监测仪半年校验一次。,硫化氢监测仪的校验:,催化燃烧式可燃气体报警器探测器由一对催化燃烧式检测元件组成，其中一个元件对可燃气体非常敏感（该元件上涂有多层催化剂），另一个元件不敏感，不敏感元件用于补偿环境变化。这一对催化燃烧式检测元件与电路板上一对电阻构成惠斯通电桥，当周围环境存在可燃气体时，在催化剂的作用下敏感元件上发生催化燃烧（这种燃烧是阴燃，不会引爆外界可燃气体），使其温度升高（可高达5000C），从而使其电阻增大，这样，电桥失去平衡，探测器产生与气体浓度成正比的电信号，经电路部分放大后，由控制器报警。,使用中存在的问题1、安装时把关不严有关单位在仪表安装时，没有对生产厂家的资质、业绩、售后服务作详细的调查，使一些不合格的产品混人输油气企业，给输油气生产带来很多不便。另外，安装的探头与检测的气体不匹配（如有的输油管道安装的报警器测试气样为甲烷而不是油气（异丁烷）。2、安装场所及位置亟待明确调查中发现，有的单位在油气很难积聚的开放式露天场所也安装了报警器探头，而有些单位在油气容易泄漏和积聚的地方却未安装报警器探头。探头的安装数量、安装高度也没有一个统一标准。连接探头和主机的电缆线长度比报警器安装使用说明中电缆的实际传输距离长，降低了报警器的灵敏度。3、缺乏科学管理有些管理单位忽视对报警器的维护、管理。在日常生产安全检查中，有些操作人员采用打火机气或酒精去检查报警器探头的好坏，这种做法很容易加速探头老化，导致报警器失灵。,安装、使用、管理和维护措施1、选型可燃气体报警器的选型应考虑产品的灵敏度和可靠性，并满足环境要求。生产厂家应有生产许可证和产品防爆合格证、出厂合格证及技术说明书。根据检测气体的性质选择适当的报警器。检测气体中若含有硫化氢和氧化物时，则不宜选择催化燃烧式报警器；在温差较大的环境和精确度要求较高的场所，不宜选择半导体式报警器。2、安装场所可燃气体报警器指示报警部分（主机）应安装在全天有人值班和监视并便于操作、维护的地方，要防止震动和不受高温潮湿的影响。探头直安装在无冲击、无振动、无强电磁场干扰、易泄漏可燃气体的地方，且周围留有不小于03m的净空。,根据国家和原石油天然气行业的有关防火防爆规范要求，结合输油气生产实际，建议在下列场所、部位安装可燃气体报警器。1）非敞开式天然气、液化气压缩机房；原油、液化气泵房；液化石油气罐瓶充装间。2）输油站（库）计量间；油泵房；污油、污水泵房；阀组区；管汇间地沟内。3）油气管道密集、油气泄漏不易发现且泄漏后容易形成积聚或经常污染的场所。,3、探头安装数量及高度可燃气体报警器的探头保护半径一般为67m，同一生产场所探头安装数量要根据探头的保护半径和生产场所的面积而定。探头的安装高度应根据可燃气体的相对密度而定，相对密度大于075时，探头直安装在低处，距地面0205m为宜；相对密度小于或等于075时，探头宜安装在高处，距屋顶05lm为宜，探头一般应安装在可燃气体易泄漏的设备附近或易积聚可燃气体空间的死角处。4、可燃气体报警器的检定与维护目前，输油气行业使用的可燃气体报警器均属较精密、敏感的电子仪器仪表，应将其列为生产专用仪表进行专业化维护、管理。定期擦拭探头上的灰尘，以防止探头被积灰覆盖。对经检定发现老化、失效的产品，要及时更新。,（5）机载红外线方法用一直升机吊一航天用的精密红外线摄像机沿管道飞行，通过判读输出油料与周围土壤的细微温差成像，确定是否有油料泄漏。（6）热红外成像为了降低原油的粘性，通常是在输运之前对原油进行加热。当管道发生泄漏时，周围的土壤便浸泡在泄漏的原油中，这时土壤的温度会上升。这种温度的变化可以通过红外辐射的不同来感知。检测时，将管道周围土壤正常温度分布图记录在计算机中，用直升机在空中实时采集管道周围土壤温度场情况，通过对两者的比较来检测泄漏。热红外成像的缺点是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。,（7）封入气体压力检测（8）水面监视法,2、间接测试方法（1）质量平衡法根据质量守恒定律，在管道无泄漏的情况下进人管道的质量流量应等于流出管道的质量流量。当泄漏程度达到一定量时，入口与出口就形成明显的流量差。检测管道多点位的输入和输出流量，或检测管道两端泵站的流量并将信号汇总构成质量流量平衡图像，根据图像的变化特征就可确定泄漏的程度和大致的位置。由于管道内可能顺序输送不同种类的成品油，若管道沿线进出支线较多，则管道流体状态及参数复杂而影响管道计量的瞬时流量因素也多，因此该方法可采用时间累计平均估计，这使得检测时间较长并且检测精度低。流量计的精度也直接影响泄漏诊断的准确性。其检测精度的上限依管道的规模、操作条件、流量运算周期而定。当油品沿管道运行时，其温度、压力和密度可能发生变化。这意味着“进多少出多少”的简单系统在某些应用中是不够完善的，为此质量平衡法检测管道泄漏的故障方法需要配合其它方法联合使用。,例：顺序输送管道动态质量平衡检测动态质量平衡原理对于一条输送一种或多种石油产品的运营管道，在一段时间t内，流量计测量到的管道入口流量可能不等于管道的出口流量。这种差异归因于流量测量误差和对管道中油品存余量变化的估计。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，可采用如下的动态质量平衡法计算公式式中（t）在时间t内校正的质量不平行项；M0（t）管网入口的流量测定值，假定有M个入口；Mi（t）管网出口的流量测定值，假定有N个出口；Mp(t)在tt十t时间内整个管道油品存余量变化的校正值，Mp(t)是管道压力和温度的函数。,在时间为145min时管道发生泄漏的质量不平衡过程（t）,管道泄漏的判断:,注：（1）流量计的精度以及管道油品存余量的估计误差是动态质量平衡管道检测技术中的两个关键因素，这两个因素影响了动态质量平衡原理管道检漏的精确性。（2）流量计流量测量误差的减小可显著提高用动态质量平衡原理检漏管道的精确性，因而在采用动态质量平衡管道检员技术时可考虑选用高精度流量计，同时采取措施提高流量计的检定精度。（3）可采用拟合流量计流量误差曲线的方法，对流量计进行精度补偿，对流量计的计量精度进行实时在线校正，从而提高动态质量平衡原理管道检员的精确性。（4）在管道的运营管理中，应避免意外瞬变现象的发生，降低管道油品存余量的估计误差。（5）为了保证两个流量计之间管道油品存余量预测的精确性，两流量计间的距离不能设置太长。在一定长度的管道中，在考虑经济性的原则下，适当增加流量计的设置数量。,（2）压力分布法在管道沿线的各个截断阀处分别设置传感器，并同时采集压力信号汇总构成该管道整体压力分布图，根据压力曲线梯度特征确定泄漏程度和泄漏位置。由于地理环境和气候的变化、生产的需要和管道支线的增多，使得管道布线结构复杂，或由于调泵调阀时操作条待的改变，在无泄漏的情况下也可能出现异常的图像特征而产生误报警现象。为了克服管道瞬变流生产的畸形压力曲线图像，通常考察该段管道压力图像的积分效应。但考虑这样的时间平均后，检测及报警时回就要延长。对于长距离输送管道，由于需要布置较多压力传感器并且还有信号同步传输装备，因此整套检测系统耗资较大。,（3）分段密封法适用于运行前和停运工况时，将管道进行高压密封，并关闭截止阀，通过监视各分割段的压力降来检漏。（4）音频泄漏法通过音频传感器沿输油管道进行检测，在发现存在泄漏音频信号时，沿管道选两个测量点，根据两个测量点音频频谱中频率分量的功率强度，可计算出泄漏的位置。,声波法原理通常，当管道内液体发生泄漏的瞬间，管道内的压力平衡被破坏，造成系统流体弹性压力的释放，引起瞬间声波震荡。该声波以流体本身的音速，由泄漏点通过流体引导，沿着管壁向两侧扩散在管道内形成声场。泄漏产生的声波具有较宽的频谱，分布在6-80kHZ之间。声波法是将泄漏时产生的噪声作为信号源，由声波传感器采集该信号，从而确定泄漏位置和泄漏程度。发展现状前期声波法因监控距离短，管道泄漏时间和发现时间不同步，定位误差较大，难以确定泄漏的程度。另外，操作中需要较多的工作人员，在实际应用中受到很多限制。,（5）声波法,经改进后的声波法监控长度为60km，使用的GPS接受器（卫星定位接受器）具备发现时间和泄漏时间同步的功能。随着传感器灵敏度的提高，定位精度已达到30m以内。该技术使用类似“指纹识别”的方式，可将现场采集的各项参数与真实泄漏信号相对比，大幅度地减少误漏报率。改进后的声波测漏系统具有较高的测漏灵敏性和定位精度，所有参数可先行设定或自动校正得出，而且比前期声波法需用的人员少。新声波法的优点新声波法具有以下优点。(1）设施安装在站内，安全性好，维护费用低，操作简单，便于管理。（2）新声波测漏系统能快速准确地诊断出泄漏位置及程度，最大限度地减少了因原油的泄漏及环境污染带来的经济损失。（3）管道生产运行的系统化、科学化，使被动巡线转变为主动地有目标的出击，可有效遏制钻孔窃油现象，节约大量的人力、物力和财力。（4）在管道流量不稳定及停输等状态下，测漏性能不,变，误漏报率低，适用于两相（油、水）或三相（油、气、水）流体。声波测漏系统1、系统组成声波测漏系统主要由三部分组成。(1)现场设施部分：声波传感器、现场资料处理器、GPS卫星定位接受器及相应的软件。（2）主控设施部分：中央处理器、GPS卫星定位接受器及相应的软件。（3）监控分析部分：计算机主机、监控分析软件。系统构成如图1所示。,3、技术指标报警及定位时间小于30s；定位精度在30m内；误报率小于1次年；漏报率小于1次年：泄漏孔径大于2-7.6mm；泄漏量大于0.1-0.3m3/min；监测长度小于60km；操作温度-25-60。,关键技术及措施1）发现泄漏时间发现测漏的最长时间是以下两组时间之和。（1）声波信号到达监控地点所需时间（等于“泄漏点上下游监控地点之间的距离之和”除以“在该流体介质内的声波速度”）。（2）扫描所有现场资料处理器和计算漏点位置的所需时间。2）减少误报率的方式系统采用下列方式来减少误报率。(1)在管道末端安装双重定向音波传感器。（2）采用对比过滤器进行数据比较。该项技术使用类似“指纹识别”的方式，将实际参数与资料库泄漏波形相比较，大幅度降低误报率。（3）利用移动平均值来过滤更高频率的声波。（4）调整频率使其移开限定范围，调至高频率或低频率就可以停止过滤。（5）用专用的过滤器消除管道的噪音及各种特殊噪音。（6）在区分非正常及真实泄漏信号时，利用逻辑动态调整模块，持续不断地扫描计算，核实所有输人的参数井自动调整，最大程度地减少误报率。,3）确定泄漏位置当泄漏发生时，现场资料处理器收集泄漏声波参数及GPS时间，中央处理器根据现场资料处理器收集处理的监控长度及GPS时间，从而确定泄漏发生时间和泄漏位置。4）时间同步用GPS时间接受器使现场资料处理器和中央处理器执行时间同步，GPS接受器所产生时间精度在500s内，由于时间同步不依赖于通信系统，因此不会因通信中断而影响时间同步。,(6)基于神经网络的方法,基本原理:是输送介质在检测器前后部分形成压差以推动智能检测器在管道中运行，检测器上的大量探头采集管壁信息数据，并不断传送到检测器的记录仪上储存起来。检测完成后，采用神经网络技术对采集的数据进行回放分析，以确定管道上存在的异常点。目前应用比较广泛的检测器超声波检测器漏磁检测器,超声波检测原理超声波测量管壁厚度的检测超声波探头向管内发射超声波能量脉冲，再以接收方式探测内径反射波和外径反射波，每个反射波的到达时间被记录下来。发射波在管壁内的传播时间可以由测得的总传播时间差除以2来确定。通过超声波在钢中的传播时间和传播速度计算出管壁厚度。里程数确定方法外定位法指定位信号源在检测器的外部产生一个信号，此信号被爬行机接收并作为定位标记信号存放在数据存储器中。内定位法靠检测器的里程轮实现的，里程轮每旋转一周，检测器的内定位装置就测得一个信号，这个信号被转化为数字信号并储存在存储器中，作为定位信号。两个定位标记之间的距离代表里程轮的周长。由于里程轮容易打滑，因此内定位数据不准确。而外定位时，由于不可能将信号源的间隔设置的很小，因此定位数据也不准确。在实际使用时，常将两者结合起来，以外定位信号作为长距离的定位标记对内定位信号进行校准,优点：直接测量管道壁厚，检测结果精确度较高缺点：对管道壁厚的清洁度要求较高，否则会影响检测结果的准确性。,超声波按其激发原理的不同可以分为压电超声波-是以压电晶体作为换能器而激发出的超声波.压电超声波在进行无损检测时，需要在探头和被测对象之间用水、油等介质作为耦合剂,因而限制了其应用。电磁超声波-利用电磁感应原理激发超声波.它利用一个周期性的电流在被测金属中产生一个周期性变化的感生电流，该感生电流在外加磁场的作用下，产生一个周期性变化的洛仑兹力作用于金属的结晶点阵上，使晶体产生周期性的振动，从而激发出超声波。激光超声波-将一束高能激光脉冲人射到被测物体表面，由于其瞬间热效应，使人射点吸收热量而膨胀，从而激发出超声波。优点：1）适用于表面粗糙、曲率大、几何形状复杂的物体；2）在整个测量过程中不会受到电磁噪音的干扰。缺点：接收装置灵敏度低。,漏磁检测器-检测器上的磁铁将管壁磁化，即，当管壁上有缺陷或其它不同于光滑直管段的情况时，磁力线就发生泄漏，检测器上的探头切割泄漏的磁力线产生电信号，检测器上的记录仪实时地将这些电信号进行适当处理并记录到存储介质上。检测完成后，利用数据分析软件进行分析，确定管道状况。,神经网络技术进行数据分析-分三步进行第一步通过一个多层感知器将采集的信息中的管道部件识别出来。第二步，对其它剩余的异常信号进行补偿，其目的就是补偿由于检测器速度和壁厚变化等因素对检测数据准确性的影响。第三步，对补偿后的数据进行分析，产生缺陷的三维特征图像，形象、直观地给出缺陷的几何特征。,这种方法采用了以下三种不同的神经网络来提取特征和处理数据。（1）采用启发式过滤和模式分解技术对采集的原始漏磁检测数据进行预处理。（2）漏磁检测信号受多种因素的影响，如检测器的运行速度、管道磁渗透性、管道壁厚以及管壁的残余磁性等。另外，其它因素（如管道应力）对漏磁信号也有一定影响。数据分析时，必须充分考虑这些影响因素，对检测信号进行补偿，以增加检测结果的准确性。（3）将补偿后的缺陷信号图像化，最终给出检测信号对应缺陷的三维图像描述。优点：可通过改变检测分辨率来预测检测精度。,（7）压力波阵面检测法,据资料介绍，压力波阵面检测（Pressurewavefrontdetection）是最有前途的方法，如果管道某处发生泄漏，流体会以1220m/s(液体管道)和305m/s（气体管道）的速度向泄漏点两侧传播负压波。根据这一现象，加利福尼亚州的HLLedeenAssoclaltlonofSunValle公司与NNk和DigitalDynamiesInc公司研制出负压波阵面检测系统，能够从距离泄漏点100km处检测出管道设计流量1的泄漏和管道破裂。这种方法借助于计算机数字技术，能够做到迅速检测和精确定位。由于瞬态压力波的幅度随距离的增加而呈指数方式衰减，因此检测灵敏度是距离和管道压力等参量的函数。对于陆地上的长输管道，可以沿管道按一定的时间间隔设置检测器站，以便得到在整个管道的灵敏度。对于海底长输管道，可以安装海底传感器并拾取信号。在液体管道上可以得到典型灵敏度，是在80.45km管长范围内直径为2.51.27mm的泄漏。这种方法从表面上看与负压波法相似，但其所拾取的特征是泄漏负压波的相位差，处理时主要利用相敏检波技术。,（8）负压波法,负压波检测法可迅速检测1020以上的突发性的大量泄漏，在快速诊断法中占据重要地位。在泄漏发生时，泄漏处立即产生因流体物质损失而引起局部流体密度减小出现的瞬时压力降低和速度差，这个瞬时的压力下降作用在流体介质上就作为减压波源通过管道和流体介质向泄漏点的上下游以声速传播。当以泄漏前的压力作为参考标准时，泄漏时产生的减压波就称为负压波，其传播的速度在管道和输送的流体中并不相同，在天然气中大约为300m/s、在液体油中大约为1200m/s。设置在泄漏点两端或泵站的传感器抬取压力波信号，根据两端拾取压力波的梯度特征和压力变化率的时间差，利用信号相关处理方法就可确定泄漏程度和泄漏位置。同时输送油气和管道吸收能量也使得负压波振荡的物理参量特征减弱。,压缩机和泵机组的运行交变压力噪声、调阀时压力的瞬间变化和管道沿线输送油气进出管道时产生压力变化等因素给采集泄漏信号造成很多困难。负压波法是目前国际上应用较多的管道泄漏检测和漏点定位方法。泄漏所引起的压力变化必被导致压力下降，这与人为地开关阀门或启停泵时所产生的过渡现象截然不同，后者在操作点的上下游呈现出一端压力高，一端压力低的现象，因此，根据压力波动的情况能比较容易判断是否泄漏。例：中洛管道濮阳一滑县站间负压波法的泄漏实时监测管道泄漏监测系统由消阳首站和滑县站的两套监测装置及新乡中心调度室的控制微机三部分组成。监测装置进行数据采集、数据分析、数据存储和数据的微波传送。当管道发生泄漏时，系统自动报警，两站互传数据或将数据传至中心调度室，自动或人工计算出泄漏点的位置，显示在电子地图上。监测装置包括信号采集器、监测主机、调制解调器以及打印机4个部分。,濮阳站至滑县站管道泄漏监测系统组成示意图,该系统的技术指标如下。泄漏点最大定位误差：小于被测管段长的2；泄漏检测灵敏度：对大于5m3/h的泄漏可报警，准确度为95，误报率为5；报警反应时间：小于200S,如何识别泄漏引发的负压波是提高负压波法检测准确性和灵敏度西关键技术之一方法一：清华大学根据上述两种压力波传输方向相反的特点，采用在站内及在站外2km处各安装一个压力传感器（PI、PZ）的方法，按两个传感器接收压力波的先后顺序进行判别。将Pl的输出延时后与P2相减，提取泄漏信号的特征，但由于信号处理方法的缺陷，检测灵敏度不高。此外，站外传感器维护的困难也影响了该系统的推广。方法二天津大学研究了在站间的两端各只用一个传感器，采用模式识别方法，通过提取两种压力波不同的结构特征进行判别。但该方法经现场检验，效果并不理想。负压波检测法的优点：检测速度快，操作人员少。随着新型高精度传感器的使用和高速计算机的发展，信号检测和信号处理技术正朝着以软件和硬件相结合的方向发展。,（9）压力点分析（PressurePointAnalysis）简称PPA适用于：气体、液体和某些多相流管道检测泄漏的方法。原理：对管道的压力和流量的变化率进行检测。当管道处于稳定状态时，压力和速度以及密度分布不随时间变化。在设备（泵或压缩机）供能增大或减少时，流体的速度、压力和密度分布的变化是连续的。一旦稳定状态受到某一事故的干扰，管道将向新的稳定状态过渡。流体经过一定时间将改变其流速和压力。如果在沿线的某点发生事故，其最初的泄漏特征将在一定的时间内传递到管道末端（或其它任何检测位置），传递时间取决于事故发生地点到检测点距离和声音在管道流体中传播的速度。当泄漏发生时，管道完成过渡达到新的稳态。过渡时间由动量和冲量定理确定，完成该变化所需要的时间为几分钟至十几分钟。为了消除专用的检测仪表和试图检测扩张波峰产生噪声后的可靠性问题，PPA在检测点检测流体从某一稳态过渡到另一稳态时管道中流体压力和速度的变化情况。PPA的分析过程不需要在不变的稳态之间过渡，它适合于管道的现行操作。PPA检测首先分析取自单个测试点的一组数据，然后应用计算机处理这些原始数据，以确定管道是否有泄漏点。,（10）示踪剂检测法示踪剂作为管道在线无损评价技术，目前仍占有一定的地位。在管道所输送的流体中掺入液体示踪剂，当管道泄漏时，流体从管道中流出，流体中的示踪剂挥发，并通过分子扩散弥漫到周围的土壤中，搜集这些气体并分析检测管道的泄漏。这种检测方法具有如下特点。（1）为埋地管道泄漏检测提供了在线检测方法；（2）能检测所有泄漏点；（3）可用于已建或新建埋地管道而无需移动管道或影响管道运行；（4）能检测出泄漏位置。示踪迹法监测反应速度较慢，监测周围环境的变化工作量较大，不能精确定位。其检测工艺与检测元件法具有相似的特点。,（11）漏磁检测磁扫描高分辨率的工作原理为，在管道中运行的检测设备具有高功率永久磁性的磁场系统，管道内、外壁上的任何异常都会产生漏磁，可根据漏磁量来判断识别缺陷尺寸和其它因素（如管件、阀门、焊缝等）。漏磁检测分为标准漏磁检测工具和先进漏磁检测工具两种类型。漏磁式智能检测程序与技术改进漏磁检测基本程序1）站场工艺适应性改造由于现有清管装置筒体和标准管无法满足检测要求，应进行适应性改造，以保证特殊清洁工具、几何检测工具、漏磁工具安全完成发送和接收。,2）定标被检测管道多以几十公里为一清管单元，为了准确快速地确定智能检测结果列出的管道内、外腐蚀点或工具堵塞的位置应以1.52.0km的间距建立相对坐标点。3）管道清洁利用高密度聚乙烯泡沫清管器、带钢刷、带磁铁的双向清管器、除垢器等清管工具，除去管道内壁的沉积物、液体和垢块。管道采用的清洁工具如下。高密度聚乙烯泡沫清管器。该清管器主体为圆柱形，前端为圆锥形，其功能主要是清除管内的液体和少量的松散固态粉尘。带有测定铝盘的聚乙烯泡沫清管器。视管道现状，将不同尺寸的圆形铝板安装于高密度聚乙烯泡沫清管器的后端。可根据铝盘的损坏程度来判断管段的变形度，为几何检测工具和漏磁检测工具提供运行依据。标准双向清管器。由两个支撑盘和4个密封盘组成，初步清除管内粉尘。,带钢刷的双向清管器。导向盘将前端液体和松散粉尘推出，密封盘由其前后端压差推动，钢刷松动内壁附着不太紧的垢块，能清除管壁粉尘和大多数沉积物。带磁铁的双向清管器。收集管内的铁屑和折断的钢刷。除垢器。由密封、除垢两部分组成，前端密封部分装有4个皮碗，起密封和拉动除垢清管器的作用，后端由6只蝶形除垢皮碗组成，皮碗上安装钢刺，安装数量可根据管内的结垢情况合理组合，主要功能是清除管内淤积的污块。4）管道几何测径检测类似管道清管运行，运行速度为2-5m/s。检测内容为，管道长度、径向几何尺寸、凹凸度、椭圆度、环形焊缝、三通和其它特征（如大于2的各种齿痕），为漏磁检测提供运行依据。5）管道局部改造对被检测管道局部管段的变形度大于漏磁检测要求或弯头半径小于漏磁检测要求的都要进行改造，以满足漏磁检测的需要。6）漏磁检测运行方式同几何测径检测，但对速度和气量有更高要求。检测内容是，管道内外腐蚀、壁厚变化、环形焊缝、弯头、阀门、三通、套管和其它管道参数。,7）检测结果验证当几何测径、漏磁检测最终报告完成后，都要进行验证，以得出检测的置信度。管道智能检测过程（1）配套装置改造完成站场三套收发球装置及配套工艺改造，满足检测要求。（2）定标遵循定标点选定原则，达福段管道（84km）共建立定标点48个，平均间距为1.75km。（3）管道清管使用高密度聚乙烯泡沫清管器、标准清管器、钢刷清管器、磁铁清管器和除垢清管器进行管道清洁，管道的清洁数据见表2。（4）几何测径和漏磁检测在气量、压力、运行速度均严格按照检测参数要求的条件下，分别对石十段、达石段、竹福段进行了几何测径和漏磁检测，其运行参数见表3。（5）智能检测结果该段管道智能检测结果见表4。（6）腐蚀监测结果与现场验证结果该段管道腐蚀监测结果与现场验证结果见表5。,（7）腐蚀点整改根据检测报告分别对竹福段和达石段内、外腐蚀严重的28处和65处进行了更换；对外腐蚀、内外腐蚀（焊缝腐蚀）点185处和239处点的绝缘层进行了修复，并进行了试压，使两段管道工作压力分别由5.03MPa和5.18MPa恢复到6.20MPa。,三、泄漏检测技术综合评价1、直接检漏法虽然灵敏度很高，但大都存在造价高，检测不连续的缺点。2、在直接检漏法，机载红外线探测检漏技术是一种非常有效的检漏方法。3、间接检漏法是目前管道检漏普遍采用的方法。,4、由于工作环境工作对象不同，要选择合适的项漏方法。如在项测长距离管道中，应采用飞行检测、压力点分析法、压力波法、质量平衡法等方法，而在油田管网或场内管网的短距离管道输送中，宜采用PPA法、压力没法噪声检漏法和空气取样法等。5、直接顶漏法虽然存在许多缺点，但其高度的灵敏性是间接检漏法无法替代的，尤其在检测微渗中。直接检漏法还将继续存在，它与间接检漏法配合使用，能够相互补充，使管道泄漏得到很好的控制。,（6）单一检漏装置很难满足实际工作的需要，所以在应用中，一定要考虑各种检漏方法的特点，可几种检漏方法配合使用，组成可靠性和经济性均得到综合优化的检漏系统。,四、管内在役检测技术及管道安全性评估,管内在役腐蚀检测1.管内在役漏磁检测适用于：被测管壁较薄，不适于厚壁管道的检测。使用漏磁法检测管壁厚度时，检测信号易受到管壁腐蚀缺陷的长度、深度和缺陷形状等因素的影响。当腐蚀缺陷的面积大于探头的灵敏区时，管壁厚度的检测精度高。但是，当腐蚀缺陷的面积小于探头的灵敏区时，管壁厚度的检测精度难以得到保证。,漏磁检测装置分为高分辨率和低分辨率两种。高、低分辨率漏磁检测装置的划分以所用探头数的多少，或各探头间的周向间距而定，一般为860mm。探头数愈多，各探头之间的周向间距愈小，分辨率愈高，则检测精度愈高。高分辨率漏磁检测装置对槽型缺陷具有良好的检测效果，对长宽比大于2，宽度小于探头周向间距的槽型缺陷（约30 x10mm）而言，当采用探头周向间距为3040mm的漏磁检测装置检测时，壁厚的检测值明显偏小。而采用探头周向间距为8mm的漏磁检测装置再次对这种缺陷进行检测时，则能精确测量壁厚。,管内在役超声波检测超声波检测主要是通过测量超声波信号往返于缺陷的时间差，来确定缺陷和管壁表面之间的距离；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。相对于漏磁检测装置而言，超声波检测装置对管道壁厚的检测具有直接和定量化的特点，数据解释时可以通过分析软件对信号损失予以补偿。理论上而言，只有当缺陷尺寸大于超声波波束时，缺陷才能被检测出来。为了可靠地检测管内缺陷，超声波探头必须检测到缺陷的最深部位，且不应受到边界效应的影响。超声波检测装置可检测的最小缺陷长度为10mm，当缺陷长度达到20mm以上时，其检测精度高，在置信水平90时，对腐蚀管壁而言，壁厚检测精度达1mm，且与壁厚大小无关。超声波检测装置在薄壁管中检测精度较低的原因有两点：一是深度超过lmm的缺陷才能被检测出来，二是壁厚小于34mm时，外壁缺陷无法检测。,因此，超声波检测装置适于厚壁管道的在役检测，且检测精度高。不过，它对检测介质敏感，要求检测介质为均质流体。当管壁结蜡严重时，特别是当检测温度低于蜡的凝点时，超声波将被蜡质吸收无反射回波，无法获得检测信号。对不规则缺陷而言，将出现多次反射回波，因而对检测信号的识别及缺陷定位提出了很高的要求。目前，管内在役超声波检测技术的发展方向主要有两方面：一方面是减少超声波探头直径，降低各探头间的周向间距，以大大提高对细小缺陷的检测精度；另一方面是提高对他信号的识别能力，提高检测精度。管内在役裂缝检测管道裂缝可分为四类，即应力腐蚀裂缝、氢致裂缝、硫化物应力腐蚀裂缝和疲劳裂缝，其中，检测的重点是外壁应力腐蚀裂缝，它通常发生在采用阴级保护的管道外表面，并沿轴向开裂。目前，美,国天然气协会和美国天然气研究院都在重点研究应力腐蚀裂缝的检测技术。裂缝对于管道的安全运行构成威胁。尽管多年来一直开展管道裂缝的检测工作，但技术上并不成熟。这主要有两方面的原因：其一，对不同裂缝类型管道的检测需要不同的检测技术；其二，许多检测技术存在灵敏度低和数据难以处理的问题。因此，管道裂缝的检测方法很多，如漏磁法，压电换能器型超声波法，轮胎式换能器型超声波法，电磁声换能器型超声波法，涡流法，磁饱和涡流法和远场涡流法等。超声波对裂缝和层叠等平面缺陷的检测灵敏度高，不过，超声波用于天然气管道检测时需使用轮胎式换能器，即将超声波探头安置在充满超声波耦合剂的专用轮胎内，而不使用液体耦合剂。英国天然气公司研制的轮胎式换能器型管道裂缝检测装置，又称弹性波检测装置，可用于石油天然气管道的裂缝检测。该装置带有32个轮胎式超声波探头，可检测直径,直径为中900nun（36in）的管道，该装置已在北美的石油天然气管道上使用，对轴向应力腐蚀裂缝和疲劳裂缝的检测具有较好的效果。同时，它还能对管壁的涂层脱落状况进行检测，以确定未来的应力腐蚀裂缝区域。该技术的主要难点在于对检测信号的识别处理上。近年来，英国天然气公司采用信号分析软件对伪信号进行识别，以大幅度降低数据处理量。德国Pipetronix公司则着重于使用超声波法检测焊缝中的疲劳裂缝，但这种方法不能用于天然气管道的检测。它采用多超声波探头，保证管壁状态的100检测，以减少对信号的误判，信号处理和缺陷量化采用C型扫描法和B型扫描法完成。该装置可检测直径为600mm（24in）的管道，并已在德国的两条管道中进行了现场试验，在长为96km的管道中采集了20GB的数据。试验中并未检测出裂缝，但检,测出可能为管道轧制时的刮痕，经开挖证实，该轴向刮痕长为160mm，深为lmm。管道安全性评估管道的安全性评估包括：评估在役检测的结果，建立管道的安全运行策略，确定管道是否需要更换。管道的安全性评估通常根据管壁最大腐蚀深度或最小残余壁厚来进行。在这种情况下，失效概率随管道使用年限的延长而增加。一旦腐蚀速率降低，管道的失效概率也将降低。研究表明，在管道使用20年后，其失效概率会迅速上升。由于上述评估方法明显偏于保守，因此，英国天然气公司采用概率统计方法，对两条海洋石油管道的检测结果进行了评估，以确定腐蚀管道残余寿命的期望值。该方法将所分析管段的壁厚、直径、材料屈服应力和周