天然气泄漏精选(九篇)
第1篇：天然气泄漏范文
关键词：天然气泄漏;堵漏技术;整体治理
天然气作为一种洁净的能源，越来越受到人们的青睐。天然气管道发展进入繁荣时期，管道长度的日益增加，让天然气泄漏与治理问题显得日益严峻。
1、天然气泄漏的危害
随着管网越来越复杂、管线越来越长，重大安全隐患问题愈加突出。天然气爆炸极限很低(仅为5%-15%)，属甲类化学危险品，稍有泄漏就很容易与空气混合形成爆炸性混合气体，遇火源就可能发生爆炸，造成人员伤亡、设施破坏和供气中断等等。由于管道劣化和老化、自然灾害和施工破坏等各方面因素，管道泄漏以及由此引发的爆炸事故频频发生，给人民的生命、财产和生存环境造成了巨大的威胁。例如，2002年4月22日，我国郑州市发生天然气管道爆炸；2005年11月23日，北京市大兴区天然气管道爆炸，18人炸伤；2006年1月20日，四川省仁寿县富加镇天然气输气管线爆炸，造成9人死亡、4人重伤、30余人轻伤；2007年3月12日，美国得克萨斯州天然气输气管道爆炸，大火烧毁了数十辆挖土机和卡车，造成3万多居民家中停电；等等。管道泄漏成为威胁城市天然气供给体系安全的最主要因素，及时、准确地识别出管道泄漏将具有重要意义。
2、天然气泄漏的形式及应对措施
近几年，天然气的泄漏、穿刺事件时有发生，严重影响安全生产。天然气的事故，除了违规操作，大多由于泄漏引起的，我们要给予足够的关注和重视。
2.1 天然气大量泄漏
天然气大量泄漏可能会出现两种情况，一种是普通的泄漏，另一种是因天然气的大量泄漏导致的爆炸或火灾。当面临这两种状况时，可以采取五种措施来解决此项事故。1）派出先遣人员。先遣人员由专业的维修人员和技术管理队伍组成。先查看现场，对事故的性质和部位做出分析，及时上报。然后进行初步的控制，如确定出危险区域，设定警戒线，监护和检查现场，防止扩大事故范围，配合相关应急部门完成方案调整的现场工作，最后提出抢救现场的初步方案并上报，协助地方政府疏散危险地区居民。2）通报由综合后勤队伍组成的地方市政府。请求公安、消防、交通、120急救到现场协助工作。3）及时与由实施组长落实的上级部门沟通，确定抢救现场可行方案。对事故进行放空和截断，对事故管进行放空、泄压、换管焊接、质量检验和恢复流程处理。4）通知抢险队。按照确定的方案安装设备，尽快出发，完成换管工作。5）分公司的生产运行部门通知外部协助单位。准备好设备后做好土方开挖、准备好场地，协助抢险队顺利完成换管工作。
2.2 阀组工艺区泄漏引起火灾
因阀组工艺区泄漏造成火灾与天然气泄漏引起火灾的应急措施相同。不过比天然气泄漏引起火灾的应急措施要多一个步骤。就是储运队的人员需要先进行自救，初步控制局面。首先要用最少的时间找到泄漏源的位置，找到泄漏源立即关掉所有气阀，以最快的速度终止燃烧。其次，利用阀组工艺区内储备的消防灭火器对势头较小，比较有把握扑灭的火苗进行熄灭。关阀断气灭火后，应考虑到关阀后是否会造成前一工序中的高温高压设备出现超温超压而发生爆破事故。所以完成上一步骤后，要尽快撤离现场，等待消防部门增援队伍到来后，按照消防规程进行扑灭。
2.3 管线损伤引起的泄漏
天然气大部分是采用管道输送的方式送往需求地的，但管道的安全运送仍存在隐患。目前多家带压堵漏公司每年上万起的堵漏工作证明，天然气的泄漏事故远大于起火事故频率。而最令人不安的是，人们对于天然气管道的处置与通常的管网维护没有太大的区别，往往会因为缺乏专业的堵漏技术，酿成重大事故的发生。要对城市燃气安全隐患进行整体排查，对查出的险工险段进行认真治理，做到万无一失。特别是对道路拓宽改造后，管线位于机动车道上的地段；居住小区内燃气管线上部已改为停车场或机动车辆经常通过地段；由于道路降坡而导致管线上部覆土减薄地段；各类建筑物、构筑物、物料堆放占压管线地段；各种管沟与燃气管线综合交叉、距离较近；凝水缸盖损坏丢失等特殊地段必须逐一排查。针对存在的问题采取设置专门标志、派人值班巡视、跟踪管理、禁止车辆停放、通行等严格措施，对特别地段一时整改不了的，要派专人死看死守。及时整改。对占压管线问题，尽快制定整改计划，采取各种措施解决此类问题，杜绝因占压燃气管线而引发的恶性安全事故。
3、天然气泄漏整体治理措施分析
由于天然气泄漏引起的事故时有发生，造成严重的后果，为了使天然气泄漏得到有效的控制，减少泄漏，要从设计和管理两方面入手，才能取得较好的效果。
3.1建立健全各项制度，加强监控管理。
加强有关法规、技术标准的学习，提高认识，克服重使用、轻管理的思想，增强安全意识。建立严格可行的管理体系和工作程序。落实岗位责任制。制定完善的有关燃气管道的设计、安装、使用、检验、改造等各项管理制度。
3.2 严把工程施工质量关。
天然气工程施工前，要对选用的管材设备进行检测，特别是对高压管线的材料更要严格筛选，并在设计时在每个管道燃气用户终端安装燃气泄露控制装置。在施工中如发现有不按设计图纸施工的现象，要坚决制止，并处罚有关责任人。工程验收时，对不符合质量和气密性要求的工段要坚决返工，并严肃处理责任人。唯有如此才能把燃气管道的先天患消灭在萌芽之中，确保人民生命财产的安全。
3.3 科学分类事故原因，制定多种堵漏技术
研究天然气管道泄漏技术与堵漏对策的前提是如何将泄漏事故进行科学分类，再针对每一类泄漏事故研究相应的堵漏技术和产品。应根据天然气管道泄漏的压力等级、发生位置、泄漏原因和温度的不同，来确定相应堵漏产品的密封级别、结构形式、对管线本体的保护形式和施工方式，从而形成解决不同泄漏形态的立体带压堵漏技术。
4、结束语
天然气泄漏造成的危害是巨大的，但是泄漏也是可以预防的。我们应该建立严格可行的管理体系和工作程序，落实岗位责任制，制定完善有关燃气管道的设计、安装、使用、检验、改造等各项管理制度。天然气供应维护部门配备足够的燃气管线巡查和抢修人员、配置专用设备，建立安全管理责任制，确保燃气安全；制定城市燃气安全事故应急救援预案，制定和完善应急预案，提高处理突发事故的能力。相信随着各项制度和预案的完善，天然气泄漏问题最终能得到完美的解决。■
参考文献
[1] 英国天然气质量标准与经验的启示[J]. 中国石油和化工标准与质量，2006，(06)
[2] 骆正山，王小完 基于天然气泄漏的危害性分析及应用[J] 灾害学，2009，（03）
[3] 孙艳丽,何俊峰. 燃气锅炉房设计中存在的问题及解决措施[J]. 油气田地面工程 , 2007,(05) .
[4] 郭莲芳,赵亚军. 燃气锅炉房设计体会[J]. 新疆有色金属 , 2001,(01) .
第2篇：天然气泄漏范文
关键词:液化天然气;冷塔泄漏;LNG;泄漏检测
中图分类号:TM623文献标识码:A文章编号:1009-2374(2010)06-0025-03
一、事件背景
新疆广汇集团投资的LNG项目于2002年6月13日在中石油吐哈油田投资启动,历时26个月, 2004年9月3日全面投产运营,现已成为中国最大设计产能的LNG上游天然气液化工厂(年产LNG 43×104t)。
热交换器属LNG装置的核心技术设备,一般采用钎焊式板翅式换热器,有几个板翅式换热器组合在一起,围于一个碳钢制的矩形箱壳内,中间填充绝热材料膨胀珍珠岩,称之为“冷箱”。板翅式换热器由于受到钎焊炉的尺寸限制,需并联的换热器多,内部连接的接管、配管也多,造成冷箱的尺寸大和高度高,不适宜于大型LNG装置。广汇LNG工厂采用德国Linde独特的螺旋缠绕管式换热器,与传统板翅式钎焊铝制换热器相比,耐压高、耐热应力高、不易受汞的腐蚀、通道相对较大而不易堵塞,总体尺寸相对小,工艺先进。它由多层小直径的铝合金管缠挠于一管柱上,作为管程,出管程的众多的管子采用与管板相焊的方式,物流出管板后就进入壳程,而多台换热器则采用一个共用的外壳作为壳程,立式状似一塔设备,称为“冷塔”, 它是近年中大型基地型LNG生产装置中的首选型式[1]。广汇LNG冷塔总高47m,冷塔管程有三台换热器E-301(天然气预冷器)、E-302(天然气液化器)、E303(LNG深冷器),而冷塔(Y-300)则是E-301/E-302/E303和壳程的总称。液化单元任务是通过封闭式循环冷剂压缩膨胀制冷技术提供所需的冷量,使天然气气体温度降到-155oC以下液化为LNG;工作原理是经过净化后的天然气在螺旋缠绕式换热器中与混合冷剂进行热交换,经过预冷、液化、深冷三个阶段冷凝为LNG产品。
由于冷塔循环冷剂系统组分中甲烷和氮气含量不断上升,乙烯、丙烷和戊烷的含量不断下降;冷剂排放后,添加乙烯、丙烷和戊烷,冷剂系统组分无明显变化;排放轻冷剂多次后,冷剂循环压缩机入口和出口压力上升;冷塔不断回温,迫使J-T阀开度增大,处理天然气量不断降低等现象。广汇于2007年4月5～10日把LNG装置停车对冷塔进行检查,发现冷塔E301中的管束有泄漏,把泄漏的管束识别确定、封堵后,重新开车。装置开启43个小时,进气量为30000kg/h运行过程中,运行人员发现冷剂分析系统中甲烷的含量呈上升趋势,同时冷剂系统入口压力亦逐步升高,造成冷塔Ⅲ段降温效率下降,经对外部可能产生的漏入点进行排查后,结果锁定在天然气侧冷塔的管束发生泄漏,于是广汇在4月12日再次堵掉了其他8根泄漏的管束并对冷塔作了压力试验,试验显示其他所有的管束没有泄漏,于是装置又重新投入运行。4月16日再次发现冷塔深冷段E303 J-T控制阀(FIC-35004)的流量比相同条件下高30000～40000kg/h;同时,冷剂压缩机Ⅱ段、Ⅲ段流量增加,透平功率明显增加;E-301的温差较正常运行时偏低(见图1);在冷剂压缩机转速较高的情况下,入口压力较以往偏高。判定冷塔的天然气管束仍有泄漏现象(见图2),于是广汇把装置完全停了下来,并且把冷塔与其他的工艺系统完全隔离,从而对E301中所有的管束进行检查,在法兰接口(N7.1 和N7.2处)发现许多轻冷剂管束发生泄漏。
二、抢修办法
根据冷剂不同沸点,采取从冷塔顶部高点轻冷剂排放的方法,降低系统中甲烷的含量,稳定冷剂系统的压力。通过十几个小时观察,在边排放边运行的状态下,如果没有较大的发展,得可判定冷塔存在泄漏。抢修处置步骤:(1)Y-300解冻;(2)将Y-300冷剂系统隔离,保持微正压。切断所有连接冷塔的天然气管线以及冷剂管线上的阀门并安装盲板。(3)对Y-300天然气系统置换、检漏。采用氮气作为压力试验和吹扫介质。冷塔分三段做气体承压试验。具体方法如下:将冷塔天然气管程及冷剂壳程进行氮气置换;拆除各管束连接法兰;通过临时接入口给冷塔壳程充氮气;检查各管束口是否有氮气溢出,如果有溢出说明此管存在泄露;用堵头堵住管束中泄漏管接口。(4)连接各管束接口法兰。(5)对冷塔进行氮气置换,重新启动装置。
三、 泄漏检测
为了搞清楚LNG冷塔温度偏高和绕管式换热器的管束发生泄漏的原因,4月20日广汇协同Linde公司现场查找发生此现象的原因,课题研究小组成员对冷塔泄漏事件进行了非常详细而全面的检查。
(一)对冷塔壳程进行目视检查
对冷塔E301的顶部和底部以及E302的底部分别进行了目视检查,在E301的底部只发现了一些非常小的焊渣和固体尘粒,在管束的缠绕处凭肉眼并没有发现管束表面有摩擦或挤压的迹象(图3)。在E301管束的顶部发现了更多棕色的固体尘粒,但是依然未发现管束有任何摩擦的痕迹,凭肉眼观察,所有的管束都处在最好的状况之下(图4)。对E302液化段的管束进行检查发现,管束非常的干净整洁,与冷塔Ⅰ段管束的环境状况截然不同(图5)。
(二)冷塔壳程检查概况
冷塔处在很好的状态之中,没有发现任何表明管束泄漏的迹象。
(三)对管板进行目测检查
在法兰接口N7.1处的管板上,我们在排列在较下面的管束内发现了一些固体颗粒(焊杂、石头、钢尺等),其他所有的管板都比较干净(图6、图7)。
(四)用窥镜对漏管进行检查
法兰接口N7.1处(此处的管束还没有被封堵),对于N7.2处,N8.1处,N3.1处以及N9.1处的所有的发生泄漏的管束,我们把窥镜(型号为Everest PLS 500 D)的软管探头逐个插入到被检查出有泄漏的管束内,插入的深度/长度约为1.8～2.5米,但是我们并没有发现任何裂缝,裂口或其他任何形式的损伤,在E302液化段N3.1处的一个管束内,当我们把插入其中的窥镜探头抽出来的时候,在窥镜软管上发现了一些白色的粉末状的颗粒,在其他的管束内未发现类似的残留物质。
(五)对管束进行检漏试验
当对冷塔的壳程进行冲压至5 kPa 时,广汇自行检查出来的漏管的确已经发生泄漏,在管板上所作的标识都是正确的。N7.1和N7.2处的大部分漏管在壳程被冲压后都显示出非常强的气流泄出,低于40%的漏管显示出很小或几乎没有气流外泄冲击的迹象。管板8.1,8.2 处的漏管显示出更加微小的气流外泄冲击的迹象(图8),管板3.1 和9.1 处的漏管气流外泄冲击的强度也非常小。
(六)对与漏管相对应的其他层的管束进行检查
后发现:E301管束中的一些管层的管束已经受到了影响,见表1。被损坏的管束主要分布在第25层到29层之间,泄露程度大小不一的管束随机分布在这几层之内,最远处的管层并没有受到影响。
四、结论及改进措施
通过对冷塔最近的操作运行数据分析和计算,课题组得出以下结论:由于过去频繁的跳停车或降温速率过快、装置低负荷,从而造成冷塔寿命缩短,以至于冷塔管束发生泄漏。为避免冷塔再次出现新增漏点,课题研究小组提出了可操作性的预防和改进措施:
1.冷塔降温一定要平缓,降温速率及降温时J-T阀前后温差、层与层之间的温差一定要在《操作手册》所规定的限制范围之内,这是保证冷塔较长运行寿命的必要条件。
2.要根据冷塔内材质的应力、降温速度、进气总量变化,有效控制冷塔Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段之间重要降温参数,要从气量、时间控制上保证在适度范围内调节。
3.确保装置高负荷、气源稳定。
4.管线吹扫要干净,不得有杂质。
5.储备有足够的备用堵头。
6.检查冷塔泄露的位置最好用内窥镜确认。
7.CO2洗涤单元脱碳指标控制约50×10-6以下;干燥单元水含量控制在1×10-6以下,净化工艺处理干净后天然气才能进入冷塔,以防管束冰堵。
8.统一工艺操作方法,在《操作手册》中Linde给出了冷剂系统组分比例,经操作实践证明,该物料平衡需减少重冷剂的比重,有利于避免装置跳车、防喘振阀强开。
五、结语
通过停车后最终压力试验,冷塔E-301天然气管束堵了13个孔,轻冷剂堵61个孔,重冷剂堵2个;E-302天然气管束堵1个,冷剂堵1个。共堵78个孔,用了156个堵头。为杜绝今后冷塔整体效能下降,广汇LNG操作工按照课题研究小组提出的预防和改进措施,通过三年安全平稳运行,冷塔未发生泄漏,达到了可控目标。
参考文献
[1]专利文献.中国石化集团上海医药工业设计院,新疆鄯善广汇1,500,000 Nm3/d LNG工程初步设计说明书,2002.
[2]专利文献.广汇1,500,00标准米3/天液化天然气工厂《操作规程》,2003.
第3篇：天然气泄漏范文
关键词CO2腐蚀腐蚀失效天然气输送管
中图分类号：P618文献标识码： A 文章编号：
引言
失效钢管用于天然气输送，规格为Φ508×6.4mm，钢级L320。主要采用螺旋缝埋弧焊钢管，3PE防腐，设计压力3.9MPa，最大工作压力3.5MPa。全线自投入使用五年以来发生五次泄露。本次为第五次出现泄露。
1 检验结果
1.1 宏观分析
观察发现，钢管内壁底部有大量的泥土沉积，泥土沉积在钢管底部呈带状分部。失效腐蚀圆孔位于钢管的底部，直径约5.6mm（见图1），腐蚀孔内壁周围是直径为20mm的腐蚀坑，在其附近有四个较大的腐蚀坑。外壁周围光滑无腐蚀现象。
从一个较大腐蚀坑的剖面图可知，钢管的失效是从内壁开始腐蚀，直到穿孔，产生漏点。
图1 漏点形貌图
1.2理化检验和金相检测结果
在钢管管体和焊缝处取标距内宽度为38.1mm的板状拉伸试样进行拉伸试验，以及10×5×55mm夏比V型冲击试样进行冲击试验，冲击试验温度为0℃。试验结果均符合要求。
从钢管接近腐蚀孔处取样，进行材料的化学成分分析和金相检验，均未见异样。腐蚀孔周边并未发现有组织缺陷及裂纹。
1.3腐蚀孔微观分析
在钢管内壁的腐蚀孔附近取样观察腐蚀产物形貌，并对腐蚀产物进行能谱分析。由图2可知，腐蚀产物为结晶状立方体形貌。能谱分析结果表明该结晶体成分主要为Fe，C，O组成，其原子百分比大致为1：1：3。根据SEM结果及其EDS结果推断这种结晶状产物为FeCO3。
图2FeCO3的SEM形貌
图3 腐蚀产物形貌及其能谱分析
1.4腐蚀产物XRD 分析结果
在钢管内壁刮取腐蚀产物进行XRD分析，结果见图4。可见，腐蚀产物主要为Fe3O4、FeCO3、SiO2、同时包含少量的FeS组成。Fe3O4是金属在空气中的氧化产物或者是FeCO3在空气中的分解或氧化产物，只有FeCO3是真正的CO2腐蚀反应产物。
图4 腐蚀产物XRD分析结果图
1.5防腐层情况
并依据标准GB/T 23257-2009，对防腐层性能进行试验，其中冲击强度和抗弯曲性能符合标准要求，而阴极剥离和剥离强度性能均不符合标准要求，环氧粉末与钢管粘结力不够。且环氧粉末还存在厚度不够情况。
2腐蚀失效原因分析
综合上述，钢管材质理化性能检测符合标准，表明该管泄漏失效与材质理化性能不大。同时，从失效钢管的宏观分析可见，腐蚀坑均发生在钢管底部内壁，钢管内壁底部又大量泥土痕迹，泥土呈规则的带状分部，可推断管内曾存在一定水份；金相分析表明，材料的金相组织为铁素体和珠光体，在腐蚀孔周围也没有原始裂纹产生，该钢管失效与材料本身理化性能关系不大。腐蚀坑周围的腐蚀产物能谱分析结果表明，腐蚀产物中含有C、O、Fe，通过SEM和EDS分析，可推断出腐蚀产物为FeCO3。综上所述，该钢管失效为典型的CO2腐蚀造成的。
1）二氧化碳腐蚀机理如下[1]：
CO2溶解在水里，与水反应生成碳酸，化学反应方程式为：
CO2 + H2O H2CO3…………………………………………………………2-1
然后碳酸水解：
H2CO3 H+ + CO32- …………………………………………… … 2-2
与接触的钢管完全反应为：
Fe +H2CO3 ——FeCO3 +H2…………………………………………………2-3
2）氧腐蚀机理如下[2]：
2Fe+2H2O+O22Fe2++ 4OH-2Fe(OH)2……………………………………2-4
生成的亚铁离子通常情况下很不稳定，遇到氧时极容易氧化，生成Fe(OH)3，其反应如下：
2Fe(OH)2+(1/2)O2+ H2O2Fe(OH)3…………………………………………2-5
生成的Fe(OH)3有一部分脱水成为铁锈：
2Fe(OH)3-2H2OFe2O3·H2O ………………………………………………2-6
或水解成为羟基氧化铁：
Fe(OH)3-H2OFeO(OH) …………………………………………………….2-7
此外，在腐蚀产物内部，羟基氧化铁还可与Fe2+进一步结合，发生下列反应，形成黑色致密的Fe3O4：
8FeO(OH)+Fe2++2e3Fe3O4+4H2O…………………………………………2-8
水解生成的羟基氧化铁FeO(OH)经脱水和进一步氧化之后变成Fe2O3，与此同时也有少量的Fe(OH)2脱水生成FeO。 因此，在通常情况下Fe的氧腐蚀产物为Fe2O3和FeO的混合物，即为Fe3O4。
3结论
1）钢管的底部有多处腐蚀坑，直径范围在12mm～20mm之间，几乎腐蚀穿孔。腐蚀产物中有FeCO3，造成钢管腐蚀的原因为二氧化碳腐蚀。
2）腐蚀部位均位于钢管运行时的底部，底部有泥土沉积，且带状分部形态明显，故初步判断为钢管底部积水，加之钢管未清理干净，在钢管底部形成泥土淤积。但目前无法判断积水和泥土如何在该钢管底部行成，需要进一步取样，试验。
3）钢管的三层结构聚氯乙烯防腐层阴极剥离和剥离强度不符合标准规定，建议定期对该管段防腐层进行检测，排除管线因防腐层破坏而引起的运行安全隐患。
参考文献
第4篇：天然气泄漏范文
1评价方法
1.1层次分析-模糊综合评价法
后果评价需要考虑事故发生的偶然性、后果评价的不确定性、人为确定风险分值的主观性等，必然使评价过程存在大量的模糊信息，且泄漏后果通常受多重外界因素的影响，实际情况较为复杂，难以用单一数值进行表征，模糊综合评价是解决该类问题的有效方法。采用模糊综合评价法，关键在于确定各指标权重，而其通常由专家根据经验给出，难免带有主观性。层次分析法将定量和定性方法相结合，通过两两比较的方式确定层次中诸因素的相对重要性，然后综合人的判断以确定决策因素相对重要性的总排序。有关层次分析法和模糊评价法在长输管道的应用，研究者更注重管道的风险因素分析[2-4]，鲜少将此类方法应用于评估长输管道泄漏事故后果的研究中。先用层次分析法确定子目标和各指标权重，再结合模糊综合评价法对长输天然气管道泄漏事故后果形成量化的评价，从而形成一套完整的评价方法。
1.2指标体系
评价预测模型通常建立在一定的评价因素集上，该评价因素集构成了指标体系。由于各项具体指标的选取尚无通用标准可供参考，因此确定评价的指标体系非常困难。目前，对于长输天然气管道泄漏后果的评价，多是基于安全距离概念的定量化方法，根据不同泄漏模型的模拟结果，得出直观的后果损失面积，从而针对安全距离提出建议[5-9]，具有一定的针对性和专用性。从后果评价的完整性来讲，仅基于后果损失面积评估长输天然气管道的危害性是不全面的，只有综合考虑直观的模拟数据和潜在的经济损失，才能全面衡量长输管道泄漏后果的影响。正确评估事故后果的严重程度，首要任务是建立一个合理的后果评价指标体系。对长输天然气管道泄漏后果进行评价，一般从安全、经济和环境等角度衡量。其中：安全后果以生命潜在损失为指标，经济后果以事故造成的各项费用损失为衡量标准，环境后果以对环境造成污染物的数量，或者为消除这些污染所花费的经费为指标[10]。为此，提出一种评估长输天然气管道泄漏事故严重度的方法（图1）。安全后果（B1）是事故发生后最受关注的问题，剧烈的冲击波和高值的热辐射往往能直接导致人员死亡（C1）或重伤（C2）。泄漏引发的燃烧、爆炸事故可造成区域内建筑物大面积燃烧、坍塌，严重时可能因多米诺效应引起更大范围的破坏，带来间接的人员伤亡（C3）。由于天然气持续大量泄漏，必将首先造成直接的财产损失（C4），并进一步对供输系统（C5）产生影响，造成供输延误甚至系统中断，产生后续连锁问题。因事故的严重程度不同，维修费用（C6）、维修时间（C7）以及名誉、社会影响（C8）均以经济损失（B2）的形式来体现。相对于石油等烃类物质的泄漏，天然气泄漏造成的环境后果（B3）较轻微。天然气作为污染物（C9）不易积聚、易于扩散，但是因泄漏引发的火灾、爆炸等事故则可能在短期内对生态系统（C10）产生破坏，如植被损毁、河道及水源污染等，为消除这些污染必然需要相应的治理费用（C11）。
1.3指标权重
应用层次分析法逐层确定各项指标权重。例如，相对于确定泄漏后果的总目标，比较各准则层的相对重要性，采用1～9标度法得到A-B判断矩阵（表1，其中：A为两两比较判断矩阵；Wi为对应各指标的权重分配集）。同理，可以得到Bi-C（i=1，2，3）判断矩阵，并进行一致性检验。若所构造各判断矩阵的CR值均小于0.1，则各层次单排序的结果具有满意的一致性。用B层的排序数值对C层因素的单排序权值进行加权，可以得到C层相对于A层的总排序数值结果。至此，可以得到底层后果的全部因素对目标层的权重。
1.4模糊综合评价
针对具体事故，将长输天然气管道泄漏后果严重度等级分为5级，评判集为：V＝{I级，II级，III级，IV级，V级}＝{轻微的，临界的，较严重的，严重的，灾难的}。运用模糊综合评价方法对后果进行评价的过程如下：
（1）建立等级评价矩阵。任意固定一个因素进行单因素评判，联合所有单因素评判，得到单因素评判的隶属函数矩阵。其中隶属度需要提炼相关事故模拟后果数据并联合专家调查法共同确定，尽量减少因主观因素造成的偏差。构造长输天然气管道泄漏事故后果严重度的模糊综合评判矩阵：B1＝w1R1式中：R1为单因素隶属函数矩阵。同理可得B2和B3。
（2）模糊综合评判。各个因素对评价集的影响程度通常是不同的，对所有因素进行评价时应考虑各因素的权重[11]。因此，长输天然气管道泄漏事故后果严重度的模糊综合评价集为：B＝AR式中：R为目标隶属函数矩阵。根据最大隶属度原则，事故后果的严重度应以最大的权重值来确认事故后果等级。即：VK={VL∣VLmaxC}式中：VL为最大权重值；VK为事故后果的严重度。
2实例应用
长输天然气管道在设计、施工和维护中严格遵守各项规范，但其不可避免地会穿越活动性断裂分布密集区、黄土湿陷区及泥石流、滑坡等多发地域，有可能因破坏性地质灾害引发弯曲变形甚至断裂，从而发生天然气泄漏事故。为此，以地震灾害引发的长输天然气管道泄漏为例，应用上述方法对泄漏后果进行评价。
2.1案例概况
某地区发生破坏性地震，导致区域内一段长输天然气管道因地震造成的地层错动发生裂口泄漏，天然气喷出后短时间遇点火源点燃，形成喷射火。此段天然气管道采用管径为813mm、型号为L450MB的螺旋钢管敷设，长度约8km，输送气体首站出站压力为4.05MPa，末站的进站压力计算值为4.04MPa，输送气体的平均温度为23℃。假设管道后段约7.5km处断裂导致天然气泄漏，采用危险情况，假定管道的关闭阀门没有动作。取风速6m/s，大气稳定度为D（垂直方向气流湍动不明显，比较稳定）。选用PHAST软件对震后长输天然气管道泄漏后果进行模拟分析，利用分析模拟数据辅助评价过程的相关取值。
2.2主要模拟结果
震后长输天然气管道的泄漏模拟结果表明：泄漏形成的喷射火焰长度为223m，火焰抬升高度为119m，热辐射的最大影响距离为522m。在喷射火形成的前4s内，热辐射强度急剧上升，局部热辐射强度甚至达到400kW/m2（图2）。
2.3事故后果评价
2.3.1层次分析法确定指标权重
采用1～9标度法得到判断矩阵A，以主因素为例，根据一位专家的意见，得到判断矩阵（表2），对其进行一致性检验，结果可以接受。上述结果仅代表一个专家的权重集，综合各个专家对各层因素的权重集，即可得到CA的权重总排序结果（表3）。通过各指标的综合排序，可以确定天然气泄漏造成的喷射火事故对直接人员伤亡和直接经济损失有重大影响。
2.3.2隶属函数矩阵的确定
喷射火最严重的危害是火灾引起的建筑物坍塌和人员伤亡（表4）。喷射火事故产生的4.0kW/m2热辐射影响距离为522m，影响范围405285m2（图2a、图2b）；其产生的12.5kW/m2热辐射的致死率6.53％，影响距离375m，影响范围138376m2，人接触10s可致1度烧伤，接触1min，1％烧伤；其产生的37.5kW/m2热辐射致死率为98.74％，影响距离为282m，影响范围45943m2，区域内操作设备全部损坏，人接触10s可致1％死亡，1min，100％死亡。由此可见，高热辐射值的辐射区域大，由于管段泄漏点距离集气末站约500m，因此高辐射势必危及集气末站。专家在取值时，全面考虑了热辐射可能会对集气末站周边的人、建筑物、生产设施造成严重损伤，形成财产损失甚至大量人员伤亡。因此，在专家权重集中，安全后果C1为“Ⅲ级/较严重”占较大值。通过对多位专家的评价表进行统计分析计算，得出隶属函数矩阵：泄漏发生时气体以极高速度喷射而出，在1s内达到1000kg/s以上，泄漏口上游区A在10s内泄漏质量达9000kg，16s内即对全线管道内的气体流动产生明显扰动；下游区B在10s内泄漏质量达5750kg，1s内即对下游管道内的气体流动产生比较明显的扰动（图2c、图2d）。大量、持续的天然气泄漏将直接造成严重的财产损失，并在一定区域内形成短期环境污染，破坏生态系统平衡。专家凭借经验，根据模拟结果提供的参考数据，首先确定直接财产损失等经济后果的隶属度函数矩阵；再结合泄漏管段周边的具体环境，权衡喷射火事故造成的环境影响和社会影响等，给出相应的模糊隶属度。经统计分析，在专家权重集中，经济后果C2为“Ⅲ级/较严重”占较大值，而环境后果C3为“Ⅰ级/轻微”占较大值。
2.3.3模糊综合评判
确定管道泄漏后果的11个风险因素在5个风险级别上的隶属度，即模糊关系矩阵Ri。根据文献[12]，采用M(•，)算子，既突出主要因素，又兼顾其他因素，得到一级模糊综合评判集Bi＝WiRi如下:用模糊语言表达震后长输天然气管道泄漏后果为：泄漏事故后果={0.111/I级，0.174/II级，0.434/III级，0.224/IV级，0.057/V级}。依据最大隶属度原则可知：VK={VL∣VLmaxC}=0.434。根据文献[12]关于最大隶属度原则的讨论，本例所得最大隶属度原则有效性的评判因子α=0.653，结论比较有效。故泄漏事故后果为III级，即震后长输天然气管道泄漏后果较严重。
3结论
（1）综合层次分析法和模糊综合评价法的优点，提出了一种长输天然气管道泄漏事故后果的评价方法，将定性和定量信息有机结合，全面考虑后果评价中的各项因素，定量计算各指标对管道泄漏后果的影响程度，对评估事故后果的严重度和确保管道的安全运行，具有一定的工程实用价值。
第5篇：天然气泄漏范文
关键词：智能音波法；泄漏监测；数据采集
中图分类号：C93 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2012）15-0206-03
一、概述
管网运输是油田主要的天然气运输方式，由于管道运输具有高压、易燃、易爆的特性，管道的安全管理极为重要，泄漏是管道运行中最主要的安全隐患，尤其是天然气管道的泄漏将会造成中毒、火灾、爆炸等严重事故，而近年随着腐蚀泄漏、人为打孔偷盗等问题日益突出，加剧了管网安全运输形势的严峻性。因此，确保管网运输安全，是所在区域和谐生活、健康环境的重要保证，是油田集输储运企业首要的政治责任、经济责任和社会责任。
智能音波管道泄漏监测技术引入了先进的信号处理、模式识别和人工智能技术，可监测气体、液体、气液混合以及多相流管道。提高了管道泄漏监测系统的灵敏度、可靠性和稳定性，降低了误报率，是目前最为先进的第四代管道泄漏监测技术。探讨智能音波技术在天然气长输管道在线泄漏监测中的应用，实现实时监测管道运行情况，及时发现并确定泄漏发生的位置，从而可以及时有效地进行应急处理，控制和减少因管道泄漏造成的损失。
二、智能音波法的技术优势
泄漏监测是管道监测特别是长输管道监测的最重要方面，用音波对压力管道进行泄漏监测是目前最先进、最可靠的泄漏监测技术。
一般管道监测方法都是监控管道运行的各种物理量变化来判断管道是否发生泄漏，因此产生了流量法、实时模型法、负压波法等管道泄漏监测技术。与这些方法相比，音波法具有明显的优势。
衡量管道泄漏监测技术（系统）三个最重要的性能指标是：灵敏度（可检测的最小泄漏率以及漏报率）、误报率（可信度）和定位精度，智能音波法和其他方法的性能指标比较（见表2）。
从表2可以看出，智能音波管道泄漏监测系统具有灵敏度高、可信度高、定位精度高、适应范围广、系统运行稳定、反应快速等优点。
根据被监控管道内流体的性质及管道的运行环境不同，智能音波技术可以监测地面管道、埋地管道和海底管道，还可以监控各种复杂的管网系统。
三、智能音波油气管道泄漏监测系统工作原理
（1）管道泄漏瞬间，输送介质在泄漏点产生具有一定特征的音波，并沿管道向两端传播。（2）采集终端通过安装在管段两端的传感器接收到音波信号，经过预处理之后，与GPS 时钟一起通过网络传送到服务器。（3）服务器进行实时识别处理（采用复杂统计模型的识别器），判断管道是否发生泄漏，同时利用管段两端数据采集处理终端接受到音波信号的时间差，计算出泄漏发生位置。（4）在每个环节利用人工智能技术过滤干扰，最终降低误报率，提高了监控精度。
四、智能音波油气管道泄漏监测系统的组成
智能音波油气管道泄漏监测系统主要分为数据采集处理终端、泄漏监测定位服务器和监控终端，同时系统运行需要计算机网络（运行TCP/IP 协议）支持。
1.数据采集处理终端。传感器：实时将管道中的声波信号转换为电信号，传输给前端处理模块。天然气长输管道智能音波泄漏监测系统可采用定制的传感器，有效解决微弱音波信号的捕捉问题，为系统的可靠运行奠定基础。前端处理模块：在微小泄漏孔径的情况下，泄漏点产生的音波信号及其微弱，经过长距离传输将进一步衰减。前段处理模块的功能就是信号的放大和噪声抑制。采集模块：将信号做AD 转换，变为可用计算机处理的数据。GPS：获取精准的时间，泄漏监测定位服务器用来计算泄漏位置。采集主机：安装采集程序，把音波信号转换为数字域的多通道信号，再通过维纳滤波、自适应滤波等先进的信号处理方法进行预处理，去除背景噪声和各种干扰信号，最后和GPS 信号一起通过网络传送给泄漏监测定位服务器。
2.泄漏监测定位服务器。泄漏监测定位服务器由硬件和软件组成，硬件一般使用高稳定性的服务器，软件可选用 DOLPHIN SERVER V2.1。硬件要求：（1）操作系统：Windows XP SP2，SP3 / Windows Server 2003 / Windows Vista；（2）处理器：2.0 GHz Pentium IV or equivalent or higher；（3）内存：1 GB RAM；（4）硬盘：4 GB Available HDD Space。软件功能：（1）读取配置信息，建立 OPC 项并更新，为人机界面提供数据。（2）将采集终端的配置信息通过网络传递给采集终端。（3）建立并维护各采集终端的通讯信道。（4）向远端的OPC 广播或者发送OPC 数据。（5）利用各采集终端的 GPS 时钟信号对其发送的数据进行精确时间同步。（6）依据管网的拓扑结构，对比和匹配各采集终端的数据，判断管道是否发生泄漏。并根据音波信号到达各采集终端的时间差，计算泄漏位置。（7）保存各个数据采集终端传送来的原始数据以及中间数据，以便进一步分析处理。
3.监控终端。监控终端安装客户端程序和人机界面程序（含底层组态软件），实时显示管道的运行状态，当发生泄漏时及时报警。可以配置多台监控终端与泄漏监测定位服务器相连，监控终端也可和泄漏监测定位服务器共用一台计算机。硬件要求：（1）操作系统：Windows XP SP2，SP3 / Windows Server 2003 / Windows Vista；（2）处理器：800 MHz Pentium III or equivalent or higher；（3）内存：256 M RAM；（4）硬盘：40 M Available HDD Space；（5）显卡：DX 9.0c Compatible graphics card；（6）声卡：16-bit Sound Card；（7）其他：还需要满足人机界面程序所使用组态软件的配置要求。
4.通讯系统。使用计算机网络（运行TCP/IP 协议）。数据采集处理终端的数据通过通讯网络传送到泄漏监测定位服务器，监控终端与泄漏监测定位服务器也通过通讯网络相连接。各个数据采集终端和监测定位服务器之间需要网络平台支撑，可以利用现有网络。采集终端与服务器之间传送的数据已经过加密，可以通过公网传输。另外系统应有严格的数据完整检查和出错重传机制，保证每条数据都准确可靠地传递。如果系统出现故障，可以进行远程调试。
5.关键技术。（1）通讯数据加密，支持跨网段传输；（2）发送数据缓存，接收数据应答，数据校验，丢包数据重传，保证每条数据正确可靠传输；（3）支持复杂管网（树状、环状等），在分支位置可以不设采集终端；（4）支持运行时刻参数修改和音速校准（不需要重新启动程序）；（5）可配置是否生成本地 OPC 服务器；（6）可连接任意多采集终端；（7）支持断点续传。
五、结束语
智能音波油气管道泄漏监测系统的优势：（1）全球最先进的泄漏监测技术。（2）智能音波法各项性能指标都比其他泄漏监测方法优越。（3）可监测气体、液体、气液混合以及多相流管道（其他泄漏监测技术一般只能监测液体管道）。（4）本地化的技术支持和维护。
第6篇：天然气泄漏范文
[关键词]天然气站场 管道 设备 泄漏 解决措施
中图分类号：TE88 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0069-01
前言
在集输系统中，天然气站场在输气工艺中占据很大的比重，是非常重要的环节，其可靠性在很大程度上影响着整个集输系统的安全。天然气站场设备密集，流程复杂，密封点多，泄漏的概率大，一旦发生天然气泄漏，小则影响正常生产，大则造成环境污染、爆炸及人员伤亡等恶性事故，造成巨大经济损失。近几年，天然气站场的泄漏、穿刺事件时有发生，且由于设备逐步老化，泄漏现象呈上升趋势，严重影响了安全生产。天然气易燃易爆及含有毒气体的特性决定了对设备密封性管理的要求愈来愈高。因此对于泄露造成的危害，我们要给予足够的关注和重视。
集输站场中，常见的设备有压力管道、阀门、分离器等压力容器及压缩机等设施。在日常管理中，泄漏是各类设备常见的弊病，普遍存在于阀门、法兰接头、卡箍、螺纹、设备本体处。我单位维护的三个站场，有各类阀门共计400余个，压力容器40余台。据近两年的统计数据来看，日常非计划维修量的70%以上是针对密封点和泄漏点进行的。因此，在日常工作中，加强密封性管理是设备管理的重要内容。
一、密封的基本原理
密封是防止流体或固体微粒从相邻结合面间泄漏以及防止外界杂质如灰尘与水分等侵入机器设备内部的零部件或措施。在相互接触的密封面间总是存在着细微的间隙，在其间放置密封件（如垫片）并施加压力，填塞这些缝隙，从而阻止泄漏。集配气站的密封分静密封和动密封两大类。动密封，主要是指阀杆密封；静密封是指密封表面与接合零件间无相对运动的密封，静密封一般由联接件（螺栓）、被联接件（法兰）、密封元件（垫片）组成。常用的形式是在凸缘之间放置密封垫片，旋紧螺栓压紧垫片，即可堵塞泄露缝隙以达到密封的目的。
二、泄漏基本知识
根据集输现场实际有以下几种常见的泄露：法兰之间的泄漏、管道泄漏、螺纹泄漏、阀门泄漏等。通常采用眼观、耳听、验漏液查验、报警仪监测等方法查漏。
常见的补漏方法有焊接、夹、卡、换密封件、添加密封填料等。
三、影响静密封的因素
从现场实际来看，造成泄露的主要原因是缝隙和密封件贴合有问题，如配合间隙不当、几何尺寸精度差、加工粗糙、装配不良、被联接件刚度不足，螺栓预紧力不当，密封填料长期使用后老化、磨损、腐蚀等。
四、静密封技术要求
静密封技术广泛应用于现场，在工作压力下具备密封性良好的性能，并随压力的提高能自动补偿和提高密封性能。具有工作寿命长、耐腐蚀性好、运动件磨损小、摩擦系数稳定、不出现卡或运动不均、安装维修便利、制造简单、成本低廉的优点。使用过程要防止密封填料发热与防止填料孔深处压紧不足的现象发生。
垫圈、垫片是常用的静密封材料。在选择时应根据天然气的压力、温度，管道阀门公称直径、密封面形式、密封面粗糙度、装卸要求而定。静密封接触面应小，垫圈宽度不宜大，在压紧面加工质量好的情况下垫圈不宜过厚。我单位站场压力比较稳定，通常选用非金属与金属组合密封垫或金属密封垫。垫片在安装时应注意五个要点：选的对、查的细、清的净、装的正、上的均匀。
密封脂、密封填料、垫片、密封圈等材料应存放在常温通风干燥处，忌高温、潮湿、雨水淋，不得存放于酸、碱等腐蚀物品附近，保持表面清洁，防止沾染沙尘等杂物，同时避免重压，防止材料折断。
五、站场泄漏的原因分析与处理措施
站场安全管理的一项重要任务就是加强密封的管理，实现现场无泄漏。除做好在生产运行上加强管理，严格把好设计、安装技术关口外，维修管理也非常重要。针对各类型的泄漏，需了解其泄漏原因，采取正确的处理措施。
1、法兰密封的泄漏
法兰密封主要是依靠其连接的螺栓产生的预紧力，通过垫片达到足够的工作密封比压，来阻止天然气外漏。天然气站场法兰泄漏主要有密封垫片压紧力不足、螺栓松动或变形、管道变形或沉降、密封垫片老化、腐蚀等。
对于法兰泄漏，首先通过降压和放空后重新拧紧螺栓的方法进行处理。此方法处理后效果不好的，宜立即停输，关闭上下游端阀门、管段放空后更换新垫片并重新拧紧；若现场不可停输，要利用法兰堵漏技术进行处理，如使用高压注剂枪填塞柱状石墨等。
2、管道泄漏
管道泄漏究其原因，有夹渣、气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，腐蚀、冲刷、振动引起的泄漏等。对已出现的泄露，要及时补焊、更换管段、更换较厚弯头等，同时应根据泄漏产生的原因采取净化气体、控制管流的压力脉动、调整管系、定期清理管道等措施。
3、螺纹泄漏
目前，天然气站场采用螺纹连接密封是由内、外螺纹啮合的紧密程度决定的。由于结构设计的原因，啮合螺纹间存在一定的间隙。要确保较好的密封性能，必须有足够大的接触压力和足够小的螺纹间隙。温度变化、振动、螺纹密封使用的溶剂型填料挥发、密封胶带断丝或厚度不合理等都将影响密封效果。为了减少螺纹连接泄漏，可采用具有弹性密封环结构的螺纹连接，对于主干线连接的地方，建议采用焊接。对于现场出现的螺纹泄露，通常采用更换螺栓、加增密封胶带等方法解决。
4、阀门泄漏
阀门在使用过程常见的泄漏多发生在填料密封处、法兰连接处、焊接连接处、丝口连接处及阀体的薄弱部位上。
（1）连接法兰及压盖法兰泄漏，这种泄漏一般通过在降压的情况下，通过拧紧螺栓得以解决；
（2）焊缝泄漏：对于焊接体球阀，有可能存在焊接缺陷，出现泄漏，这种泄漏很少见。
（3）阀体泄漏：阀体的泄漏主要是由于阀门生产过程中的铸造缺陷所引起的，当然，天然气的腐蚀和冲刷造成阀体泄漏，这种泄漏常出现在调压阀上。
（4）填料泄漏：阀门阀杆采用填料密封结构处所发生的泄漏，长时间使用填料老化、磨损、腐蚀等使其失效，通过更换填料或拧紧能够得以解决。
（5）注脂嘴的泄漏：一般是由于单向阀失效造成的，在压力不高的情况下通过注入密封脂可得到解决。
六、结论及建议
天然气站场由于泄漏引起的事故时有发生，有的甚至造成严重的后果，为了对其进行有效控制，笔者认为日常设备密封性的管理重点要做好以下方面。
1、加强日常巡检、维护和管理，坚持每小时巡检制和点检制，巡检时对静密封点重点进行检查。
2、站场建立可燃气体报警系统，一旦出现泄漏，可及时进行报警。
第7篇：天然气泄漏范文
关键字：燃气管道泄漏；检测定位；措施；
中图分类号：U456文献标识码： A
一、泄漏检测原理
当天然气管道出现破裂时，天然气会从破裂处泄漏出来，管内气体的流动参数会随之发生变化，该点处气体的压力降低，密度减小。在压差的作用下，相邻泄漏点的两边区域内的气体会向泄漏点处流动，致使该区域内气体的压力和密度都会随之减小，进而传播到更远处的区域，并向泄漏的区间补充，如此循环，形成次声波，次声波会顺着管道向首、末站传播。将次声波传感器安装在管道两端，在线实时采集次声波信号，提取特征量来判断泄漏发生的位置。当管道发生泄漏时，会产生次声波信号，此信号和正常信号都会被次声波传感器收集到，通过与正常的背景噪音比较，可以判断泄漏是否发生。确定泄漏发生后，由于泄漏产生的次声波信号会向管道两端传播，根据次声波信号传播到管道起点和终点时间的差值和次声波信号在管道中传播的速度即可确定管道泄漏点的具置。具体步骤为：假设首站传感器安放位置为点A，末站传感器安放的位置为点B，AB 点间的距离为L ；泄漏点为C，AC 点间的间距为x ；一个泄漏点引起的次声波信号从C 点传播到A 点所用时间为t1 ，从C 点传播到B 点所用时间为t2 ； v 为次声波信号在管道中传播的速度，则可以得到下面的关系式
泄漏点的位置确定公式为
式中Δt 是一个泄漏的次声波信号分别到达首、末站时传感器的时间差值。
二、检测系统的硬件组成
次声波泄漏检测系统的硬件由次声波传感器、次声测量网络传输仪、GPS 接收器和监控主机组成，如图1所示。
1、 次声波传感器。设计的泄漏检测系统传感器采用电容原理检测流体管道中的次声波换能（敏感） 元件，具有灵敏度高、频率响应宽、对振动不敏感等优点。
2、 次声网络传输仪。设计的泄漏检测系统包含数字化网络传输仪2 台，主要用于次声波数据的采集与传输。数字化网络传输仪是一个通用网络远程信号采集和数据传输的设备，其内含GPS 模块，数据采集时钟与GPS 同步，并可提供精确时钟和经纬度数据。
3、GPS接收器。用于首站跟末站时间的统一。
4、监控主机。由计算机和数据采集卡组成，通过设计的检测软件对采集到的数据进行处理，判断泄漏是否发生，并确定泄漏的具体地点。
三、 泄漏检测软件的开发
Lab VIEW 是一种图形化语言，使用图示的方式来撰写程式，与传统的文字形态语言相比较，Lab VIEW 使用“资料流（dataflow） ”的概念来呈现程式的执行顺序。
在Lab VIEW 的环境中，撰写程式是透过一些工具与物件来完成的。撰写的环境可以分为两个部分：第一部分为“人机界面（Front Panel） ”，用来表示与人（操作者） 有直接相关和互动关系的界面； 第二部分为“ 程式方块图（Block Diagram）”，是用来撰写程式的地方。针对天然气管道的泄漏，开发的泄漏检测软件系统包括数据采集模块、数据预处理模块、泄漏检测和定位模块3 部分。Lab VIEW 为用户提供了多种用于数据采集的函数，如VIs 和express VIs。其大体可以分为两类，一类是traditoinal DAQ VIs，另外一类是操作更为简单的NI-DAQmx，这些函数主要位于函数模板中的measuremengI/O，insrrument I/O 子模板中，本设计采用NI-DAQmx 作为数据采集的函数。其泄漏点定位设计流程如图2所示。
利用Lab VIEW 的数据采集模块后，首先对数据进行处理即去噪，Lab VIEW 的前面板可以实时显示原始信号和去噪后的信号，通过比较，实时观察去噪效果。处理完数据后，进入泄漏定位模块。在该模块中，首先通过检测上下游信号，并结合相关分析法，得到相关函数，判断信号中是否有突变的现象，由此判断是否有泄漏发生。在该模块中，确定泄漏信号到达上下游传感器的时间差是一个重点，可通过相关函数求得，其从开始到达幅值的时间在理论上就等于泄漏信号到达上下游传感器的时间差。然后，结合次声波传播速度，求得泄漏点位置。
四、泄漏检测软件的实际测试
选取某油田的天然气管线对泄漏检测软件进行测试，确定软件的实际应用效果。此段天然气管线长3.13 km，管径为DN300 mm，其中外径323.8 mm，管壁厚为7.2 mm，管端的压力为0.75 MPa。次声波传感器分别安装在管线始、末端。在测试中，采取人为放气来模拟管道的实际泄漏，为了将实际效果放大，放气点取管道的终点B 点，这样就可以直接将起始点A 点传感器接收到的信号作为导入软件的信号。
运用开发的泄漏检测软件对传感器接收到的信号进行处理，对管道泄漏点进行定位分析。通过泄漏点的定位距离和泄漏点定位误差的多组实际测试结果发现，天然气管道的泄漏监测软件的定位误差最大值为60.488 m，最小值为17.644 m，定位的平均误差为42.413 5 m，按照软件设计指标的要求（定位误差要求： 小于等于天然气管道长度×0.5%±50 m） 此输气管线的定位误差应当小于等于65.65 m，而所有的结果都在该设计指标的指定范围之内，且效果优良。
五、燃气管道泄漏的预防对策
1、采用新材料、新工艺，注重工程质量
在制作燃气管道的时候，需要采用高韧性、耐腐蚀、适应性强的管道材料，如无缝钢管，从源头上，解决了材料的问题。除此之外，在施工过程中，燃气企业需要提高员工的综合素质，提高员工的工作能力，注重施工的质量和验收标准，优化管道与管道之间的交叉结构，加装适当的套管，保护整个燃气管道网。在一定的程度上，企业可以把工程质量结合在考核中，进一步提高员工的工作积极性，增加员工对管道的安全保护意识。
2、加大对违章建筑占压的管理力度
政府部分需要加大执法力度，对违章建筑占压给予适当的处罚。在社区内，政府需要加大宣传力度，利用新闻报刊大力宣传违章建筑对燃气管道的破坏。由于很多企业仅以企业利益为重，违章占压了燃气措施，而造成了燃气管道网出现了更多的隐患。政府相关部门需要引起重视。
3、组建专业运行维护应急队伍
燃气企业需要根据安装管道、管道网设计、生产或包装燃气、后期工作、维修工作等方面，安排有能力的人担任适当的工作，完善整个企业员工队伍。在管理过程中，需要将管理信息化，高效地传递信息，减少意外的发生几率。而专业的运行维护应急队伍需要随时准备着应对各种特殊情况和危险，制定检测计划，使用多种监测测仪，及时地发现燃气管道的泄漏。并且，该队伍应该将每次预测的数据和维修的管道信息结合，分析和总结出一些规律，便于预测管道的泄漏。
4、 普及安全知识，实施群防群治
在一方面，政府需要大力宣传燃气泄漏的危险、管道的重要性，告诫用户不能私自改接管线和不恰当使用气阀门。另外，在政府和企业的大量解除隐患的工作下，公民需要提高保护自己的措施，便于公民在燃气泄漏、爆炸等事故后，可以及时地保护自己。由于燃气管道泄漏出有毒气体，这就需要人们学会判断管道是否泄露，学会保护自己免受伤害。在出现燃气管道泄露的时候，群众应该团结起
来，及时报警和呼叫专业维修队伍，一起解决这个问题。
5、 完善燃气管道的供气系统
由于燃气传输过程中会产生相应的化学反应，因此为了避免产生存在安全隐患的化学反应就需要完善燃气管道的供气系统。结合具体情况使用正确的燃气原料和合格的管道材质。不同地区的地质情况不同因此在选用的过程中要结合当地的地形特点等因素，促进燃气管道合理安全安装使用，减少泄漏情况。针对旧的管道需要慎重处理，利用原先路由，将旧有燃气管线挖出，直接敷设新管线。定期的对燃气管道进行检查，避免出现泄漏疏忽。针对管道腐蚀的问题可以采用一些化学材料进行覆盖，降低腐蚀的程度，一般情况下采用的是普通的聚乙烯粉末。
6、 尽力避免人为因素带来的影响
人为因素是造成泄漏的主要因素，也是现实中常见的原因，对此需要十分重视。燃气管道的设置一般处于居民区范围，周边环境的建筑物较多，所以常常出现施工的情况，这也就为燃气管道埋下了隐患。一些施工方对燃气管道的关注力不够，在施工中出现失误，导致管道的燃气泄漏，影响居民的使用。除此之外还有一些人为的故意损害，为了一己私利而去损害燃气管道，盗窃或是故意破坏等等。因此就需要相关的施工方加强管理，避免出现这类失误。在燃气管道的附近设置警示牌等。
7、 选择优质管道和加强焊接技术
优质的燃气管道和科学的焊接技术可以为燃气管道提供良好的供气环境，燃气供应商在选择燃气管道时需要十分慎重，采用优质管道，避免出现劣质管道。劣质管道影响燃气传输，也会影响散热和受热，所以选择受热均匀地材质管道才能确保燃气的输送。此外除了选择优质的管道之外还需要提高焊接技术水平，确保管道的密封性，减少燃气的浪费和泄漏。除了科学合理的焊接还需要日常的检验和检查，检测的结果还应当和国家对燃气管道的要求进行对比，找出问题所在，及时解决。
总之，分析了次声波法泄漏检测的基本原理，以LabVIEW 为工具开发了次声波法泄漏检测软件，并用此软件对某油田的天然气管线泄漏点进行实际定位。结果表明，通过软件对采集到的次声波信号进行处理后能快速而精确地确定泄漏点的具置。
并且对预防燃气管道的泄漏提出了相应的解决措施，为广大同行提供一个参考。
参考文献：
[1]赵金辉. 燃气管道泄漏检测定位理论与实验研究[D].哈尔滨工业大学,2010.
[2]徐亚辉,段誉. 燃气管道泄漏检测与定位方法探讨[J]. 能源研究与管理,2012,02:62-64+87.
[3]廖可兵,周荣义,刘爱群. 城市燃气管道泄漏检测方法探讨与评价[J]. 工业安全与环保,2007,02:27-29.
第8篇：天然气泄漏范文
关键字: 燃气泄漏；检漏方法；工作流程
中图分类号：TU996.2 文献标识码：A 文章编号：
0 引言
近年来燃气行业蓬勃发展，各地的用气量节节攀升，城市中燃气管道遍布大街小巷，因自然原因和人为原因而造成的燃气泄露事故时有发生。燃气管道泄露若不及时发现并处理，可能引起爆炸或者中毒，具有巨大的安全隐患。以天然气为例，通常管道发生泄露后，气体会从漏点渗出，逐渐蔓延至地面并在空气中迅速扩散，因此浓度降低，必须采取有效的方法方可捕捉到燃气的泄露位置。
1 地下管线发生泄漏 的原因
1.1 造成地下管线发生泄漏的原因很多，在实际工作中主要有以下几种：
1.1.1管网系统存在的薄弱环节
试压合格的管网系统也会存在不易察觉的质量隐患， 如探伤过程中未抽检到但存在缺陷的焊缝、防腐层意外破损、管材本身的质量问题等，在特定环境下，这些关键部位极易发生泄漏。城市管网中经常采用带气接口作业，传统的质量监控措施无法实施。还有为数众多的埋地法兰，这些都成为管网系统的薄弱环节。
1.1.2不良环境引起的腐蚀加剧
地下水位过高、杂散电流的影响、周围环境中的腐蚀性液体都会使局部管道的腐蚀加剧。由于这些因素的存在，会使管道合格的防腐层遭到破坏并形成薄弱点，时间久了管道外壁被腐蚀甚至穿孔，造成泄漏。
1.1.3外力因素造成断裂、爆管和泄漏
管道在某些外力的作用下，极容易造成变形和断裂，如地基不均匀沉降对管道的剪切作用，野蛮施工造成的人为破坏，重车碾压对管道的挤压、冲击等。
1.2城市燃气管道泄露工况介绍
1.2.1 理想状态下燃气泄露工况
理想状态指的是管道的掩埋物质为松散的土壤，泄露的燃气可渗透土壤到达地面，并且扩散到空气中。在理想状态下，燃气泄露以泄漏点为基点，呈现漏斗状由下向上扩散，燃气扩散示意图见图1。此时，只需在燃气泄露点上方的地面即可检测到燃气的泄露情况，该状态下燃气检漏相对比较容易。
图1 理想状况下燃气泄露工况
1.2.2 实际情况下燃气泄露工况
在城市中，燃气管线埋设在地下，地面覆盖层通常为水泥或沥青，泄露的燃气无法透过地面覆盖层渗透至地面。泄露的燃气在地面以下游走，当遇到雨水井、地面裂缝、松散泥土等，则会渗透出至地面以上，由于渗透出来的地点通常都距离泄漏点较远，这给燃气管道检漏造成了一定的困难。
图2 实际状况下燃气泄露工况
2 城市燃气管道常用的检漏方法
对燃气管道进行检漏的方法主要分为直接检漏法和间接检漏法，直接检漏法指的是利用气体检测仪器沿着管道进行排查并捕捉燃气，根据捕捉到燃气的位置确定管道的泄露点；间接检漏法是指不直接对泄露的燃气进行捕获，而是根据由于燃气泄露引起的管道气体输送流量或管道声、电等变化确定泄露点的检漏方法。
2.1 火焰电离检测法
由于烃类燃气在纯氢气产生的火焰中燃烧时，如果周围存在着电磁场，则燃气燃烧后将产生大量的带电的碳离子。利用火焰电离检测法进行检漏时，采用一个带电的电极板对碳离子进行收集，如果在某处收集到的碳离子数目较多或超过预先设定的警戒值时，即可判定附近的空气中存在烃类可燃性气体，从而判定附近的燃气管道发生了泄漏。该检测方法适合低浓度的烃类可燃气体检测，若可燃性气体浓度过高，则会有一定的危险性。
2.2 示踪燃气检测法
若燃气管道中输送的气体具有无色无味的特性，可在燃气管道中加入微量的示踪气体，示踪气体为某种能够被高敏感度的特定仪器设备探测到的气体，探测到示踪气体的位置附近即存在燃气泄漏情况。该检漏方法需要在燃气中混入微量的示踪气体，能够较好地捕捉到管道泄漏点。
2.3 压力分析检测法
当燃气管道未发生泄漏时，管道中的压力值为一个连续变化的稳定值。当燃气管道出现泄漏情况的时候，管道泄露位置的压力值将瞬间降低，从而打破了整个管道初始的压力状态，此时管道中的压力值持续发生变化直到达到新的稳定状态。在燃气管道压力变化过程中，将会产生一种扩张波，并沿着管道向两端传播，扩张波达到的地方压力值将会发生变化。压力分析检测法是指在沿着管道每隔一定的间距布设一个压力监测点，实时动态监测各点的压力变化情况，然后采用统计分析模型，绘制管道压力变化曲线图，并将该图与管道未发生泄漏时的压力曲线图进行比较，若两者曲线形式比较符合，则可以判定管道未发生泄漏，否则说明管道有泄漏情况。
2.4 声学管道检漏法
当燃气管道发生泄漏时，由于管道的损坏将产生一定频率的震荡波，震荡波的频率通常高于25kHz，属于声波的范围，因此该震荡波可采用声波传感器进行检测。由于震荡波在传播过程中将会逐步衰减，因此距离泄漏位置越近，则震荡波的频率越高。依据此原理，可根据各个传感器检测到的震荡波的信号强度精确测定管道的泄露点。
2.5 燃气管道内智能传感器检漏技术
在清管器上安装相应的管道检漏传感器，进行管道内部动态检漏。随着清管器在管道内缓慢移动，此时传感器可实时收集燃气管道的尺寸、几何形状、管道裂纹、管道损坏等信息，并将这些信息实时动态地传输至地面记录设备中。
3 城市燃气管道检漏工作流程
3.1 燃气管线分段、编号、建档
燃气管线距离长，埋设位置错综复杂，通常将管线按照压力级别和区域方位进行划分，对燃气管线实行分级分区管理。对管线的每一个分段进行编号，并且建立相应的管理档案，记录该分段管线的基本信息。
3.2 标定管道位置，选择合适的检漏设备
采用人工巡检和机械巡检等方法对管网进行地毯式排查，以确认每段管道是否发生燃气泄露情况。
在道路条件允许的前提下，优先选用检测车进行管网自动普查，可在短时间内增加巡检长度，扩大巡检范围，实现漏点快速普查；车辆不能通行的路面或管网密集区，可采用高精度专业检漏仪进行人工普查，配以手推车探头或钟型探头巡查漏点；调压箱、阀门井、管道放散口等管道设施检查宜选用手持式检测仪近距离检查有无泄露；另外漏点排查不能忽视燃气管线附近的沟、渠、井等可能发生串联的位置，可用手持式检测仪检查其附近位置的气体浓度有无异常情况。
3.3 管道泄露情况判定
在进行管道泄露检测时，若检漏设备发出警报，则在该位置进行重点检测，标定燃气浓度最高的位置为疑似漏点。在天然气管网巡检中，会出现误检误报的情况，主要是由于燃气管道相邻的沟、井、渠等处易产生沼气，普通的检测仪器无法区分沼气和天然气导致误报。这种情况下，可采用乙烷辨识仪等色谱分析仪器进行检测辨识，检出乙烷成分则可确定是天然气泄露。
3.4 管道漏点精确定位及补救修复
为了进行修复补漏，需要对漏点精确定位。用钻孔机以标定的管道漏点为中心，在正上方每隔一米等距打孔3-5眼，深度接近管道埋深，然后采用锥形探头精确测定钻孔浓度，并对各钻孔浓度进行对比，浓度最高的孔确定为管道漏点。然后快速采取措施对管道进行堵漏修复，防止燃气继续泄露。
中低压管道堵漏常采用钢带拉紧技术、快速捆扎技术、化学粘合技术和注剂式密封技术等。传统的钢管堵焊技术安全隐患较大，一般是先用木塞堵住漏点然后进行补焊，现在已研发出安全系数较高的新技术，即管道堵漏钳配合高温密封垫，可以在成功堵漏的前提下施焊，大大降低了安全隐患。还有能在原管线的基础上再造新管线的带压修复技术，无论从安全生产、降低成本及社会效益等诸多方面来考虑，均比上述方式优越。对于修补后的泄露点，应加强检测，重点监控，防止二次泄露。
4 结束语
城市燃气管道泄露具有较大的危险性，燃气管道的检漏工作十分重要。城市中大范围的燃气管线应制定严密的检漏方案，通过专业的检漏队伍和多种专业检漏仪器对燃气管道进行定期巡查。城市管网是城市发展的命脉，管网安全是保障民生，促进社会和谐发展的重要条件，管道巡检是维护管网安全的主要手段。随着管网巡检堵漏技术的研发，必将给城市管网的安全运营提供强有力的技术支持。
参考文献
[1] 蒋颖华。城市燃气管道检漏技术及应用[J]。上海煤气。2009
[2] 李鸿志，张秀琴。城市燃气管道泄漏的检测与维修[J]。煤气与热力。2010(07)
[3] 孔祥辉，王彦勇。城市燃气管道泄漏原因分析和控制[J]。中国新技术新产品。2009(23)
[4] 杨立茹。燃气管道泄漏的原因分析与对策[J]。山东煤炭科技。2009(02)
[5] 李军，徐永生，玉建军。燃气管道泄漏检测新技术[J]。煤气与热力。2007(07)
[6] 廖可兵，周荣义，刘爱群。城市燃气管道泄漏检测方法探讨与评价[J]。工业安全与环保。2007(02)
第9篇：天然气泄漏范文
关键词：智能音波法；泄漏监测；数据采集
中图分类号：TE34 文献标识码：A
1 概述
天然气管道具有高压、易燃、易爆的特性，管道的安全管理极为重要，泄漏是管道运行中最主要的安全隐患，尤其是天然气、轻烃管道的泄漏将会造成中毒、火灾、爆炸等严重事故，而近年随着腐蚀泄漏、人为打孔偷盗等问题日益突出，加剧了管网安全运行的严峻性。因此，确保管网运行安全，是油田首要的政治责任、经济责任和社会责任。
智能音波管道泄漏监测技术引入了先进的信号处理、模式识别和人工智能技术，可监测气体、液体、气液混合以及多相流管道，提高管道泄漏监测系统的灵敏度、可靠性和稳定性，降低误报率，是目前最为先进的第四代管道泄漏监测技术。探讨智能音波技术在天然气管道在线泄漏监测中的应用，实现实时监测管道运行情况，及时发现并确定泄漏发生的位置，从而可以及时有效地进行应急处理，控制和减少因管道泄漏造成的损失。
2 智能音波油气管道泄漏监测系统工作原理
管道泄漏瞬间，输送介质在泄漏点产生具有一定特征的音波，并沿管道向两端传播。
采集终端通过安装在管段两端的传感器接收到音波信号，经过预处理之后，与GPS 时钟一起通过网络传送到服务器。
服务器进行实时识别处理（采用复杂统计模型的识别器），判断管道是否发生泄漏，同时利用管段两端数据采集处理终端接受到音波信号的时间差，计算出泄漏发生位置。
在每个环节利用人工智能技术过滤干扰，最终降低误报率，提高了监控精度。
3 智能音波油气管道泄漏监测系统的组成
智能音波油气管道泄漏监测系统主要分为数据采集处理终端、泄漏监测定位服务器和监控终端，同时系统运行需要计算机网络（运行TCP/IP 协议）支持。
3.1 数据采集处理终端
传感器：实时将管道中的声波信号转换为电信号，传输给前端处理模块。天然气输送管道智能音波泄漏监测系统可采用定制的传感器，有效解决微弱音波信号的捕捉问题，为系统的可靠运行奠定基础。
前端处理模块：在微小泄漏孔径的情况下，泄漏点产生的音波信号及其微弱，经过长距离传输将进一步衰减。前段处理模块的功能就是信号的放大和噪声抑制。
采集模块：将信号做AD 转换，变为可用计算机处理的数据。
GPS：获取精准的时间，泄漏监测定位服务器用来计算泄漏位置。
采集主机：安装采集程序，把音波信号转换为数字域的多通道信号，再通过维纳滤波、自适应滤波等先进的信号处理方法进行预处理，去除背景噪声和各种干扰信号，最后和GPS信号一起通过网络传送给泄漏监测定位服务器。
3.2 泄漏监测定位服务器
泄漏监测定位服务器由硬件和软件组成，硬件一般使用高稳定性的服务器，软件可选用 DOLPHIN SERVER V2.1。
硬件要求：Windows XP SP2，2.0 GHz Pentium IV，1GB RAM，4GB HDD Space
软件功能：建立并维护各采集终端的通讯信道；利用各采集终端的 GPS 时钟信号对其发送的数据进行精确时间同步依据管网的拓扑结构，对比和匹配各采集终端的数据，判断管道是否发生泄漏，并根据音波信号到达各采集终端的时间差，计算泄漏位置；保存原始数据以及中间数据，以便进一步分析处理。
3.3 监控终端
监控终端安装客户端程序和人机界面程序（含底层组态软件），实时显示管道的运行状态，当发生泄漏时及时报警。
可以配置多台监控终端与泄漏监测定位服务器相连，监控终端也可和泄漏监测定位服务器共用一台计算机。
硬件要求：Windows XP SP2， 800 MHz Pentium III，256M RAM，40M HDD Space
3.4 通讯系统
使用计算机网络（运行TCP/IP 协议）。数据采集处理终端的数据通过通讯网络传送到泄漏监测定位服务器，监控终端与泄漏监测定位服务器也通过通讯网络相连接。
各个数据采集终端和监测定位服务器之间需要网络平台支撑，可以利用现有网络。
系统应有严格的数据完整检查和出错重传机制，保证每条数据都准确可靠地传递。如果系统出现故障，可远程调试。
3.5 技术指标：支持跨网段传输；支持复杂管网（树状、环状等），在分支位置可以不设采集终端；可连接任意多采集终端；支持在线参数修改和音速校准（不需要重新启动程序）；支持断点续传。
结束语
利用贝加莱管道泄漏监测系统，经过对三条天然气管道（最长39.7公里），三个月的泄漏试验测试，该技术能够及时准确检测到所有管道泄漏事件，最小泄漏孔径为3mm，对应泄漏率0.2%；并能确定泄漏发生的位置，平均定位精度小于100m，检测时间小于2 分钟，测试期间没有发生误报。该系统运行稳定，安装方便，易于推广。
参考文献
[1]万洪杰.孙凌云，张兴武DOLPHIN智能音波管道泄漏监测系统[J].自动化博览2009年03期.
