管道检测技术论文

管道检测技术论文

管道工程试压技术应用论文

摘要： 在传统的管道试压中，会以管道是否会有石油渗漏的状况作为试压的主要技术实施，而不会注意管道本身的性能。本文以管道试压的目的为展开点，论述试压所需条件、试压的注意事项等，以对现有的管道工程试压技术进行研究。

关键词 ：管道工程；试压技术；泄漏率

一、管道工程试压的目的

管道工程作为一种运输特别能源的特殊方式，要充分保证其安全性，才能造福于社会。管道工程试压的最终目的是检测管道工程中，各个部分的强度、刚度和严密度，保证管道工程是符合国家的设计要求和相关规范标准的，以确保管道工程在投入使用的安全性。

（1）强度检验的目的。

对于管道工程所采用的材料设备管件等进行是否有足够机械强度的试压检测，以保证管道工程中材料的合格性。

（2）刚度检验的目的。

针对管道工程母材、管件、阀门等关键部位进行慕残残余变形的检验，检测在对应的压力下，这些部分是否会出现变形之类的异常情况，以保证管道工程中技术的专业性。

（3）严密度检验的目的。

严密度是对管道工程整体的一个合格性的检测，避免在管道投入使用之后，由于整体设计存在不规范或者部分操作不到位等，未满足国家相关规范标准，导致在使用中，管道存在漏、跑、冒等现象，以致于特别能源泄露，影响运输的同时，更影响人民生活，造成严重危害。

二、管道工程试压应具备条件

由于管道工程本身的特殊性质，其试压检测应该具备以下几个前提：第一，管道工程的施工已经宣告结束，其施工质量也是进过相关部门检测，满足国家的设计要求和相关规范标准。第二，设计要求已经得到充分满足，支、吊架已经按照严格的规范标准安装完毕。第三，焊接和热处理工作均是按照国家标准进行，在对焊接和热处理未作要求的部分，要进行涂漆处理，保证密闭性。第四，在试压之前，必须要按照试压要求对需要加固的部分进行临时加固，并检查其可靠性，对于埋地管道的各个指标都要以设计为标准。第五，在管道工程中的高压管道（P≥10MPa）试压前，必须严格审查其质量是否符合标准。第六，对于试验所用压力表必须经过检查，确保精度要大于等于1.5级，满刻度需以被测管道压力值的1.5—2倍作为标准，同时表盘直径需大于60mm,至少备有两块表。第七，管道工程试压应当先分段进行，一段以1km为最佳。第八，试压检测之前要制度试压方案，并要进过有关部门的批准。

三、管道工程试压注意事项

（一）严格控制试压范围。

在管道工程试压中，一些系统性的仪表、设备、关键均是不能参与到试压之中，对于这些部分，应该采取适当的隔离措施或者暂时性拆除。同时，对于加有盲板的部分需要做好明显标志。若是用阀门来隔离水或水蒸气的控压管道，在阀门两侧的温差必须保持在100摄氏度之内，如果是原管道的再建设，必须用盲隔开试压管道和使用管道。

（二）严格控制试压温度。

由于热胀冷缩的原理，温度会直接影响到试压管道中的液体或者气体密度，导致试压存在误差，所以，对于不同管道所需要运输的不同能源，在测试时也要对温度进行检测。液压试验最好是在自然温度大于5摄氏度的环境中进行，若是低于5摄氏度，就需要采取防冻措施；而气压试验，必须要以相关部门的规定作为标准，需要进过严格审核才能进行。

（三）控制好试压流速。

一般情况下，管道会因为在不同的'地势和管道放置的形态而使液体对其管道内的压力产生影响，所以，在进行充水时，要保证流速的稳定平缓，不宜过大。通常是在高点需要排气处理，低点需要充水处理，若有必要，还需进行排空处理，以稳定流速。

（四）试压中需逐步完善并进行二次试压。

管道试压的目的就是为了发现问题，在测试过程中，如果发现了问题的存在，应该及时予以修正，并在修正后进行二次试压，通过多次的试压对管道进行完善，以保证其合格。

（五）试压完成后注意临时设备拆除。

在管道工程试压的过程中，会为了保护管道而采取一些必要的临时措施，在试压完成后，要注意临时设备的拆除。除此之外，在试压中，所运用的介质也要在试压完成后，予以排除，以保证管道投入使用后，内部能源的质量。

（六）试压过程中做好资料记录。

对于管道工程的试压记录主要有两个方面，其一，在试压之前所制作的合格试压方案；其二，在试压过程中的操作记录，对于这些记录需要保证内容的全面性，完备性。必要时，需要备注简图，以增强记录的真实性。在记录中的数据要以准确、真实为准，使用公式也要附注；其三，必须以法定单位来填写试压记录要求的各项参数。

四、结束语

管道工程在实际的运输应用越来越广，对于其投入使用的安全性要求也在逐渐增加。本文通过对管道工程试压的大概论述，以期望安装技术人员能够正式管道工程试压的重要性，对其试压能够更为全面、合理。对于管道工程试压的操作，要更切合实际，以实际需求作为第一要素。在试压之中，对于某些事项要提高注意度，对于试压所用的国家规范能够加以重视，进行正确的理解和运用，有效提高试压工作人员的素质和试压的效率，避免不必要的经济损失和安全事故。

参考文献：

[1]安瑜.山地大落差长输管道试压优化技术研究[D].中国石油大学,2009.

[2]潘霞坤.管道工程试压技术研究[J].价值工程,2015,17:231-232.

超声波检测技术论文

超声波检测技术是现代科学技术发展的产物，其检测的过程会很好的保护试件的质量和性能，这是我为大家整理的超声波检测技术论文，仅供参考!

关于超声波无损检测技术的应用研究

摘要：超声波无损检测技术是现代科学技术发展的产物，其检测的过程会很好的保护试件的质量和性能，从而获取物品的性质和特征对其进行检测。超声波无损检测技术通过结合高科技的技术来完成检测的过程，检测的结果真实可靠，可以体现出超声波无损检测技术的应用性，同时超声波无损检测技术在检测时，也存在一些缺点。

关键词：超声波无损检测;脉冲反射式技术;检测技术

中图分类号：P631 文献标识码：A 文章编号：1009-2374(2014)05-0029-02

超声波无损检测技术在检测的过程中，会使用到很多的技术，这些技术既满足了检测的需要，又能有效的解决检测中出现的问题。经过技术人员的不断探索，通过人工神经网络的技术来减少检测的缺陷，并实现了降低噪音的效果，满足了超声波无损检测的更高要求。在检测的过程中，要合理科学的利用技术手法，来提高检测结果的准确性。

1 超声波无损检测技术的发展趋势和主要功能

1.1 超声波无损检测技术的发展趋势

在超声波无损检测技术应用的过程中，需要很多理论知识的支持，检测时也对检测的方法和工艺流程有严格的要求，这些规范的检测方式使超声波无损检测的结果可以更准确。发现检测缺陷时，技术人员应用非接触方式的检测技术，运用激光超声来提高检测的效果，所以未来超声波无损检测技术一定会向着自动化操作的水平去发展。自动化的检测方法可以简化检测工作，实现专业检测的目标，扩大超声波无损检测技术应用的范围，同时随着超声技术的应用，在检测的过程中，也会实现数字化检测的目标，利用超声信号来处理技术的应用，使检测技术可以实现统一使用的要求，同时数字化操作的检测过程也会提高检测的准确性，有利于检测技术的发展。所以超声波无损检测技术将会实现全面的现代化操作要求，利用现代化科学技术的发展，来规范超声波无损检测的检测行为，也具备了处理缺陷的功能，提高了检测的效率。

1.2 超声波无损检测技术系统的主要功能

目前，我国超声波无损检测主要应用的技术是脉冲反射式的检测方法，这种技术的应用可以准确的定位缺陷出现的位置和形式，具有非常高的灵敏度，简化了技术人员检查缺陷的工作，完善了技术标准。脉冲反射式的检测技术还具有非常高的灵活性和适用性，可以适应超声波无损检测的要求，并实现一台仪器检测多种波形的检测工作。根据脉冲反射式的检测技术要求，可以实现缺陷检查的功能、操作界面切换显示的功能、显示日历时钟的功能，在实际的检测过程中功能键的使用也非常方便，简化了技术人员的操作过程，并且脉冲反射式技术具有灵敏度高的功能，使其可以及时的发现检测过程中出现的缺陷，有利于技术人员进行检修的工作，提高了检测工作的工作效率。

1.3 系统主要功能的技术指标

脉冲反射式技术在使用的过程中有很多的要求，其中要满足功能使用的技术指标，从而实现规范化的操作标准。反射电压的电量要控制在400伏，实现半波或者射频的检波方式，检测的范围要在4000-5000毫米之间，只有满足了这些技术标准才能合理的设置出技术应用的框架。同时在超声波无损检测技术应用的过程中有严格要求的电路设计，如果不能满足技术的指标要求，那么在实际检测的过程中，会存在很大的风险，会对技术人员造成严重的生命安全威胁。所以在检测工作实施之前，必须要按照相关的技术指标来合理的构建检测的环境，提高检测工作的安全性，保障检测工作可以顺利的进行。

2 超声波无损检测技术检测的方法和缺陷的显示

2.1 超声波无损检测技术检测的主要应用方法

超声波无损检测技术的检测方法按照具体的分类可以分为很多种，从检测的原理进行分析，超声波无损检测技术应用的主要方法是穿透法、脉冲反射法、共振法，按照检测探头来分类，检测的主要方法有单探头法、双探头法、多探头法，按照检测试件的耦合类型来分类，检测的主要方法有液浸法、直接接触法。这些具体的方法可以满足很多情况下的检测工作，并且提高了检测结果的准确性，完善了超声波无损检测技术的检测要求，所以技术人员要根据具体的检测环境和试件的类型来选择正确的检测方法，通过方法的应用要提高检测工作的效率，降低缺陷出现的可能。随着我国现代化科学技术的不断发展，人们对检测技术的应用也提出了更高的要求，检测工作的检测范围也越来越广，同时要求在对试件检测的过程中，不可以损坏试件的质量和性能，同时还要保准检测结果的准确性，所以技术人员要严格的按照检测标准，完成检测的工作，要对检测的方法进行改善，使其可以满足时代发展的要求。

2.2 缺陷的显示

在超声波无损检测技术检测的过程中，会出现不同类型的缺陷，主要分为A、B、C三种类型的显示，在工业检测的过程中，A类显示是应用最广泛的一种类型，在显示器上以脉冲的形式显示出来，对显示器上的长度和宽度进行标记，从而当超声波返回缺陷信号时，可以在屏幕上明确的显示出缺陷出现的位置。B类显示是通过回波信号来完成显示的过程，回波信号发出时会点亮提示灯，通过显示器的显示可以观察到缺陷出现的水平位置，这种类型的显示比较直观，有利于技术人员的观察和分析。C类显示是通过反射的回波信号来调制显示的内容，通过亮灯和暗灯来显示接收的结果，检测到缺陷时会出现亮灯，因此技术人员只需要观察灯的变化，就可以判断缺陷出现的情况。所以在实际检测的过程中，技术人员一定要认真观察缺陷出现的位置和内容，从而制定出科学合理的改善方案，来降低缺陷出现的可能，提高超声波无损检测技术检测的效果。

2.3 缺陷的定位

对于脉冲反射式超声检测技术来说，显示器的水平数值变化就是缺陷出现的位置，这时技术人员要对缺陷出现的位置进行定位，从而可以分析在检测过程中出现缺陷的环节。根据反映出的缺陷声波，经过计算，得出准确的缺陷产生的位置。

3 结语

科学技术的发展会带动我国的生产力水平的提高，同时也会促进技术的研发，超声波无损检测技术就是因为科学技术的不断发展，才实现了检测的目标，在检测的过程中，可以结合现代化的技术来提高检测的效率和结果的准确性。超声波无损检测技术实现了无损试件的检测要求，提高了检测的质量和水平，应该得到社会各界的关注，扩大检测的范围。

参考文献

[1] 耿荣生.新千年的无损检测技术――从罗马会议看无损检测技术的发展方向[J].无损检测，2010，23(12)：152-156.

[2] 中国机械工程委员会无损检测分会编.超声波检测第二版(无损检测Ⅱ级培训教材)[M].北京：机械工业出版社，2012.

[3] 李洋，杨春梅，关雪晴.基于AD603的程控直流宽带放大器设计[J].重庆文理学院学报(自然科学版)，2010，29(16)：202-203.

[4] 段灿，何娟，刘少英.多小波变换在信号去噪中的应用[J].中南民族大学学报(自然科学版)，2012，28(12)：320-325

[5] 张梅军，石文磊，赵亮.基于小波分析和Kohonen神经网络的滚动轴承故障分析[J].解放军理工大学学报，2011，12(10)：14-15.

作者简介：李新明(1992―)，男，湖北人，大连理工大学学生。

长输管道超声波内检测技术现状

【摘要】超声波内检测技术是长输管道的主要检测技术。本文介绍了长输管道超声波内检测的技术优势、国内外的发展现状，以供参考。

【关键词】长输管道 超声波 内检测 优势 现状

一、前言

长输管道是石油、天然气重要的运输手段，要保证管道的稳定运行，就要加强日常的检测和维护，及时发现问题，防止重大事故发生。

二、管道内检测主要技术及优势

管道内检测是涵盖检测方案决策、管道检测、检测数据解释分析和管道安全评价等过程的系统工程。利用智能检测器进行管线内检测是目前较为普遍的方式，该方法是通过运行在管道内的智能检测器收集、处理、存储管道检测数据，包括管道壁厚、管道腐蚀区域位置、管道腐蚀程度、管道裂纹和焊接缺陷，再将处理数据与显示技术结合描绘管道真实状况的三维图像，为管道维护方案的制定提供决策依据。超声波内检测技术和漏磁检测技术是现在最常用的海管内检测技术。

超声波内检测技术是在检测器中心安放一个水平放置的超声波传感器，传感器沿着平行于管壁的方向发射声波，声波沿着平行于管壁的方向行进直至被一个旋转镜面反射后，垂直穿透管道壁，声波触碰管道外壁后按照原路径反射回传感器，计算机计算声波发射及反射回传感器的时间，该时间就被转换为距离及管道壁厚的测量值。声波反射镜面每秒旋转2周，检测器每米可以采集3万个左右的测量值。超声波内检测技术可以原理简单，数据准确可靠，该方法可以精确测量管道的壁厚，不仅可以测量金属管线，对于非金属管线，如高密度聚乙烯管也能够有效测量，并且可测管道管径的尺寸范围较大，甚至能够测量壁厚等级80以上的大壁厚管道，对于变径管道同样适用。

管道漏磁检测技术利用磁铁在管壁上产生的纵向回路磁场来探测管道内外壁的金属损失以及裂纹等缺陷，确定上述缺陷的准确位置，检测器所带磁铁将检测器经过的管壁饱磁化，使管壁周圈形成磁回路。若管道的内壁或外壁有缺陷，围绕着管道缺陷，管道壁的磁力线将会重新进行分布，部分磁力线会在这个过程中泄露从而进入到周围的介质中去，这就是所谓的漏磁场。磁极之间紧贴管壁的探头检测到泄漏的磁场，检测到的信号经过滤波、放大、转换等处理过程后会被记录到存储器中，通过数据分析系统的处理对信号进行判断和识别。管道的漏磁检测技术具有准确性高的优点，通过在气管线中低阻力和低磨损的设计取得较高质量的数据，可以在没有收球和发球装置的情况下完成检测，对于路径超过200公里的长输管道能够以每分钟200米左右的速度进行检测。

三、长输管道建设工艺技术发展现状

1、管道焊接

管道焊接是管道建设的最重要的一个方面，现场焊接的效率高，安全性和可靠性在每个管道的建设是重要的角色。从国内长途管道工程在1950年的第一条运输管道建设以来，管道现场焊接施工在我国发展的半个世纪里主要经历了有四个发展过程，分别是：手工电弧焊上向焊、手工电弧焊下向焊、半自动焊和自动焊。

(1)手工电弧焊上向焊和手工电弧焊下向焊。90年代初手工电弧焊下向焊和手工电弧焊下向焊作为当时国内传输管道的一种焊接方法，得到了广泛的应用，突出的优点是高电流、焊接速度高，根焊接速度可达20到50厘米/分钟，焊接效率高。目前在进行焊接位置相对困难的位置和焊接设备难进入的位置时采用手工电弧焊焊接。

(2)半自动焊。电焊工通过半自动焊枪进行焊接，由连续送丝装置送丝焊接的一种方式叫做半自动焊。半自动焊是长输管道焊接的主要方式，因为在焊接送丝比较连续，就省了换焊条和其他辅助工作时间，同时熔敷率高、减少焊接接头，减少焊接电弧，电弧焊接缺陷、焊接合格率提高，

(3)自动焊。自动焊方法使整个焊接过程自动化，人工主要从事监控操作。国内开始从西到东的天然气管道项目，就是大面积的自动焊接的应用程序。自动焊接技术在新疆，戈壁等地区比较适合。

2、非开挖穿越施工技术

遇到埋管道的建设，跨越河流，道路，铁路等障碍时，有许多问题如果使用传统开挖方法则会比较难实施，而“非开挖”铺设地下管道是当前国际管道项目进行了先进的施工方法，已广泛应用于这个国家。我国近年来建设大量的长输管道采用了盾穿越技术，有许多大河流使用了盾构穿越。顶管穿越通过短距离管道穿越技术在1970年代后期开始得到使用。传统意义上的顶管施工是以人工开采为主。后来当使用螺旋钻开采和输送管顶土，后来又派生出了土压力平衡方法，泥水平衡方法，通过顶管技术，可以达到超过1千米以上的距离。通过液压以控制管切割前方的覆土，以保证顶管的方向正确，和顶采用继电器，激光测距，头部方位校正方法顶推的施工工作，长距离顶管的问题和方向问题得到了解决。

3、定向穿越技术

我国从美国引进的定向钻是在1985年首次应用于黄河的长输管道建设。在过去的20年里，非开挖定向穿越管道技术在我国得到了迅速的发展。定向钻井在非开挖管道穿越技术已广泛应用于管道业。定向钻用于铺设管道取得了巨大的成就。我国在2002年2月以2308米和273米直径的长度穿越了钱塘江，是世界上最长的穿越长度，被载入吉尼斯世界纪录。定向穿越管道施工技术是一个多学科，多技术，根据于一体的系统工程，任何部分在施工过程中存在的问题的设备集成，并可能导致整个项目的失败，造成了巨大的损失。而被广泛使用，由于定向钻井，通过建设，使技术已经取得了长足的进步和发展的方向。硬石国际各种施工方法，如泥浆马达，震荡的顶部，双管钻进的建设。广泛采用PLC控制，电液比例控制技术，负荷传感系统，具有特殊的结构设计软件的使用。

四、管道超声内检测技术现状

1、相控阵超声波检测器

美国GE公司研制的超声波相控阵管道内检测器于2005年开始应用于油气管道内检测，目前已检测管道长度4700km，该检测器包括两种不同的检测模式：超声波壁厚测量模式和超声腐蚀检测模式，适用于管径610～660mm的成品油管道。该检测器有别于传统检测器的单探头入射管道表面检测的方法，采用探头组的形式来布置探头环，几个相邻并非常靠近(间距0.4mm左右)的探头组成一个探头组，一个探头组内的探头按照一定的时间顺序来激发并产生超声波脉冲，而该激发顺序决定了产生的超声波脉冲的方向和角度，因此控制一个探头组内不同探头的激发顺序就可以产生聚焦的超声波脉冲。检测器包括3个探头环、44个探头组，每个探头环提供一种检测模式，可根据不同的管道检测需求来确定探头环。

该检测器与其他内检测器相同，包括清管器、电源、相控阵传感器、数据处理和储存模块4部分。清管器位于整个检测器的头部并装有聚氨酯皮碗，一方面负责清管以确保检测精度，另一方面起密封作用，使得检测器可以在前后压力差的作用下驱动前进。探头仓由3个独立的探头环组成，每个探头环的探头布置都能实现超声波信号周向全覆盖。检测器能够实现长25mm、深1mm的裂纹检测，检测准确率超过90%;最小检测腐蚀面积10×10mm ，检测精度大于90%。

2、弹性波管道检测器

安桥管道公司管理着世界上最长和最复杂的石油管道网络。其研发的内检测器已经在超过15000km的管道中开展检测。其中基于声波原理的检测器主要有弹性波检测器和超声波管道腐蚀检测器。弹性波检测器的弹性波信号可以在气体管道中传播，主要用于检测管道的焊缝特征，尤其是对长焊缝和应力腐蚀裂纹有较好的检测效果。最新的MKIII弹性波检测器最多可以装备96个超声波传感器，用于在液体祸合条件下发射接收超声波信号，进行管道检测。MKIII弹性波检测器的最大运行距离为150km，相对于二代产品的45km有了很大程度的提高。

五、结束语

综上所述，随着科技水平的快速发展和进步，超声波内检测技术也将更加完善，对于长输管道的检测也将更加准确，为管道的正常使用和安全运行发挥更大的作用。

参考文献

[1]宋生奎，宫敬，才建，等.油气管道内检测技术研究进展[J].石油工程建设，2013，31(2)：10-14.

[2]石永春，刘剑锋，王文军.管道内检测技术及发展趋势[J].工业安全与环保，2012，32(8)：46-48

[3]丁建林.我国油气管道技术和发展趋势.油气储运，2013，22(9)：22-25.

[4]宋生奎，宫敬，才建等.油气管道内检测技术研究进展.石油工程建设，2014，31(2)：11-13.

[5]高福庆.管道内检测技术及发展.石油规划设计，2010，11(1)：78

油气管道变形检测的技术方法有哪些？

一、管道检测技术的发展方向
长输油气管道运行过程中通常受到来自内、外两个环境的腐蚀，内腐蚀主要由输送介质、管内积液、污物以及管道内应力等联合作用形成；外腐蚀通常因涂层破坏、失效产生。内腐蚀一般采

用情管、加缓蚀剂等手段来处理，近年来随着管道业主对管道运行管理的加强以及对输送介质的严格要求，内腐蚀在很大程度上得到了控制。目前国内外长输油气管道腐蚀控制主要发展方向是在外防腐方面，因而管道检测也重点针对因外腐蚀造成的涂层缺陷及管道缺陷。
近年来，随着计算机技术的广泛普及和应用，国内外检测技术都得到了迅猛发展，管道检测技术逐渐形成管道内、外检测技术（涂层检测、智能检测）两个分枝。通常情况下涂层破损、失效处下方的管道同样受到腐蚀，管道外检测技术的目的是检测涂层及阴极保护有效性的基础上，通过挖坑检测，达到检测管体腐蚀缺陷的目的，对于目前大多数布局北内检测条件的管道是十分有效的。管道内检测技术主要用于发现管道内外腐蚀、局部变形以及焊缝裂纹等缺陷，也可间接判断涂层的完好性。
二、管道外检测技术
埋地管道通常采用涂层与电法保护（CP）共同组成的防护系统联合作用进行外腐蚀控制，这2种方法起着一种互补作用：涂层是阴极保护即经济又有效，而阴极保护又使涂层出现针孔或损伤的地方受到控制。该方法是已被公认的最佳保护办法并已被广泛用于对埋地管道腐蚀的控制。
涂层是保护埋地管道免遭外界腐蚀的第一道防线，其保护效果直接影响着电法保护电流的工作效率，NACE1993年年会第17号论文指出：“正确涂敷的涂层应该为埋地构件提供99 %的保护需求，而余下的1%才由阴极保护提供”。因此要求涂层具有良好的电绝缘性、黏附性、连续性及耐腐蚀性等综合性能，对其完整性的维护是至关重要的。涂层综合性能受许多因素的影响，诸如涂层材料、补口技术、施工质量、腐蚀环境以及管理水平等，并且管道运行一段时间后，涂层综合性能会出现不同程度的下降，表现为老化、龟裂、剥离、破损等状况，管体表面因直接或间接接触空气、土壤而发生腐蚀，如果不能对涂层进行有效的检测、维护，最终将导致管道穿孔、破裂破坏事故。
涂层检测技术是在对管道不开挖的前提下，采用专用设备在地面非接触性地对涂层综合性能进行检测，科学、准确、经济地对涂层老化及破损缺陷定位，对缺陷大小进行分类统计，同时针对缺陷大小、数量进行综合评价并提出整改计划，以指导管道业主对管道涂层状况的掌握，并及实践性维护，保证涂层的完整性及完好性。
国内实施管道外检测技术始于20世纪80年代中期，检测方法主要包括标准管/地电位检测、皮尔逊（Pearson）涂层绝缘电阻测试、管内电流测试等。检测结果对涂层的总体评价到了重要作用，但在缺陷准确定位、合理指导大修方面尚有较大的差距。近年来，通过世界银行贷款以及与国外管道公司交流，管道外检测设备因价格相对较为便宜，操作较为方便，国外管道外间的技术已广泛应用于国内长输油气管道涂层检测，目前国内管道外检测技术基本上达到先进发达国家水平，在实际工作中应用较为广泛的外检测技术主要包括：标准管/地电位检测、皮尔逊检测、密间距电位测试、多频观众电流测试、直流电为梯度测试。
1. 标准管/地点位检测技术（P/S）
该技术主要用于监测阴极保护效果的有效性，采用万用表测试接地CU/CuSO4电极与管道金属表面某一点之间的电位，通过电位距离曲线了解电位分布情况，用以区别当前电位与以往电位的差别，还可通过测得的阴极保护电位是否满足标准衡量涂层状况。该法快速、简单，现仍广泛用于管道管理部门对管道涂层及阴极保护日常管理及监测中。
2. 皮尔逊监测技术（PS）
该技术是用来找出涂层缺陷和缺陷区域的方法，由于不需阴极保护电流，只需要将发射机的交流信号（1000 Hz）加载在管道上，因操作简单、快速曾广泛使用与涂层监测中。但检测结果准确率低，以受外界电流的干扰，不同的土壤和涂层段组都能引起信号的改变，判断是缺陷以及缺陷大小依赖于操作员的经验。
3. 密间距电位测试技术（CIS、CIPS）
密间距电位测试（Close Interval Survey）和密间距极化电位（Close Interval Potential Survey）监测类似于标准管/地电位（P/S）测试法，其本质是管地电位加密测试和加密断电电位测试技术。通过测试阴极保护在管道上的密集电位和密集化电位，确定阴极保护效果的有效性，并可间接找出缺陷位置、大小，反映涂层状况。该方法也有局限性，其准确率较低，其准确率较低，依赖于操作者经验，易受外界干扰，有的读书误差达200～300 mV。
4. PCM多频管中电流测试
多频管中点留法是监测涂层漏电状况的新技术，是以管中电流梯度测试法为基础的改进型涂层检测方法。它选用了目前较为先进的PCM仪器，按已知检测间距测出电流量，测定电流梯度的分布，描绘出整个管道的概貌，可快速、经济地找出电流信号漏失较严重的管段，并通过计算机分析评价涂层的状况，再使用PCM仪器的“A”字架检测地表电位梯度精确定位涂层破点。该方法是与不同规格、材料的管道，可长距离地检测整条管道，受涂层材料、地面环境变化影响较小，适合于复杂地形并可对涂层老化状况评级；可计算出管段涂层面电阻 R g值，对管道涂层划分技术等级，评价管道涂层的状况，提出涂层维护方式。采用专用的耦合线圈，还可对水下管道进行涂层检测。
5. 直流电位梯度（DCVG）方法
该方法通过检测流至埋地管道涂层破损部位的阴极保护电流在土壤介质上产生的电位梯度（即土壤的 IR降）并依据IR降的百分比来计算涂层缺陷的大小，其优点在于不受交流电干扰，通过确定电流是流入还是流出管道，还可判断管道是否正遭受到腐蚀。
6. 几种测试方法的比较
近几年，笔者在四川龙——苍线、工——自线、泸——威线、申——倒线等多条管道涂层及阴极保护有效性检测方面，对上述几种方法进行了比较，发现各种涂层缺陷检测技术都是通过在管道上加载直流或交流信号来实现的，不同的仅是在结构上、性能上、功用上的差异。每种方法各有侧重，在对涂层综合性能评价方面均具有一定说服力，但各有利弊。
为克服单一检测技术的局限性，现场检测中笔者发现综合几种检测方法对涂层缺陷进行检测，可以弥补各项技术的不足。对于由阴极保护的管道，可先参考日常管理记录中（P/S）的测试值，然后利用CIPS技术测量管道的管地电位，所测得的断电电位可确定阴极保护系统效果，在判断涂层可能有缺陷后，利用DCVG技术确定每一缺陷的阴极和阳极特性，最后利用DCVG确定缺陷中心位置，用测得的缺陷泄漏电流流经土壤造成的IR降确定缺陷的大小和严重性，以此作为选择修理的依据。对于未事假阴极保护的管道，可先用PCM测试技术确定电流信号漏失较严重的管段，然后在PCM使用的“A”字架或皮尔逊检测技术精确定位涂层破损点，确定涂层破损大小。PCM测试技术也可用于具有阴极保护的管道，其检测精度略低于DCVG技术。
由于所有涂层检测技术均是在管道上施加电信号，因此各种技术均存在一些不足，对某些涂层缺陷无法查找，如部分露管涂层破损处管体未与大地接触，信号因不能流向大地形成回路，只能通过其他手段查找；因屏蔽作用，不适用于加套管的穿越管线；所有技术均不能判定涂层是否剥离。
三、管道内检测技术
管道内检测技术是将各种无损检测（NDT）设备加在岛清管器（PIG）上，将原来用作清扫的非智能改为有信息采集、处理、存储等功能的智能型管道缺陷检测器（SMART PIG），通过清管器在管道内的运动，达到检测管道缺陷的目的。早在1965年美国Tuboscopc公司就已将漏磁通（MFL）无损检测（NDT）技术成功地应用于油气长输管道的内检测，紧接着其他的无损内检测技术也相继产生，并在尝试中发现其广泛的应用前景。
目前国外较有名的监测公司由美国的Tuboscopc GE PII、英国的British Gas、德国的Pipetronix、加拿大的Corrpro，且其产品已基本上达到了系列化和多样化。内检测器按功能可分为用于检测管道几何变形的测径仪、用于管道泄漏检测仪、用于对因腐蚀产生的体积型缺陷检测的漏磁通检测器、用于裂纹类平面型缺陷检测的涡流检测仪、超声波检测仪以及以弹性剪切波为基础的裂纹检测设备等。下面对应用较为广泛的几种方法进行简要介绍。
1. 测径检测技术
改技术主要用于检测管道因外力引起的几何变形，确定变形具体位置，有的采用机械装置，有的采用磁力感应原理，可检测出凹坑、椭圆度、内径的几何变化以及其他影响管道内有效内径的几何异常现象。
2. 泄漏检测技术
目前较为成熟的技术是压差法和声波辐射方法。前者由一个带测压装置仪器组成，被检测的管道需要注以适当的液体。泄漏处在管道内形成最低压力区，并在此处设置泄漏检测仪器；后者以声波泄漏检测为基础，利用管道泄漏时产生的20～40 kHz范围内的特有声音，通过带适宜频率选择的电子装置对其进行采集，在通过里程轮和标记系统检测并确定泄漏处的位置。
3. 漏磁通过检测技术（MFL）
在所有管道内检测技术中，漏磁通检测历史最长，因其能检测出管岛内、外腐蚀产生的体积型缺陷，对检测环境要求低，可兼用于输油和输气管道，可间接判断涂层状况，其应用范围最为广泛。由于漏磁通量是一种相对地噪音过程，即使没有对数据采取任何形式的放大，异常信好在数据记录中也很明显，其应用相对较为简单。值得注意的是，使用漏磁通检测仪对管道检测时，需控制清管器的运行速度，漏磁通对其运载工具运行速度相当敏感，虽然目前使用的传感器替代传感器线圈降低了对速度的敏感性，但不能完全消除速度的影响。该技术在对管道进行检测时，要求管壁达到完全磁性饱和。因此测试精度与管壁厚度有关，厚度越大，精度越低，其适用范围通常为管壁厚度不超过12 mm。该技术的精度不如超声波的高，对缺陷准确高度的确定还需依赖操作人员的经验。
4. 压电超声波检测技术
压电超声波检测技术原理类似于传统意义上的超声波检测，传感器通过液体耦合与管壁接触，从而测出管道缺陷。超声波检测对裂纹等平面型缺陷最为敏感，检测精度很高，是目前发现裂纹最好的检测方法。但由于传感器晶体易脆，传感器元件在运行管道环境中易损坏，且传感器晶体需通过液体与管壁保持连续的耦合，对耦合剂清洁度要求较高。因此仅限于液体输送管道。
5. 电磁波传感检测技术（EMAT）
超声波能在一种弹性导电介质中得到激励，而不需要机械接触或液体耦合。这种技术是利用电磁物理学原理以新的传感器替代了超声波检测技术中的传统压电传感器。当电磁波传感器载管壁上激发出超声波能时，波的传播采取已关闭内、外表面作为“波导器”的方式进行， 当管壁是均匀的，波延管壁传播只会受到衰减作用；当管壁上有异常出现时，在异常边界处的声阻抗的突变产生波的反射、折射和漫反射，接收到的波形就会发生明显的改变。由于基于电磁声波传感器的超生壁检测最重要的特征是不需要液体耦合剂来确保其工作性能。因此该技术提供了输气管道超声波检测的可行性，是替代漏磁通检测的有效方法。

管工技师技术总结，管工技师论文

　　管工技师专业论文
　　题目：浮法玻璃生产工艺中燃料油管道系统的安装及质量保证
　　引言
　　近些年来，随着安装行业逐渐向专业化过渡的特点，我们单位在机电安装及大型非标制作安装的队伍中站稳了脚跟，以专业安装各种轧机和浮法玻璃生产线以及配套的机电管道，创下了自己的品牌，承接的安装任务遍布全国各地。作为一名专业的管工，我的工作特点当然是以各种的管道为主，陆续在不同的施工单位安装过像燃料油料管道，轧机中的液压润滑管道，厂区的循环水及热力管网等等。参加工作了这么多年，也曾遇到过不少的困难，但随着一次次的经验积累，自己的安装技术也在提高。总结一下过去，觉得还是掌握了一些技术上的难点及解决办法，在此以文字形式表达出来，供同行们参考，以求得共同的进步和提高。
　　关键字：燃料油（重油)管道，伴热管道，质量控制

　　浮法玻璃生产工艺中燃料油管道系统的
　　安装及质量保证

　　管道安装工作像其它各专业一样，根据特殊的用途以及输送的介质不同，也分好多种，在此只选择比较有自身特点的一类管道和同行们探讨。浮法玻璃生产中的燃料油（重油)管道，它除了具有其他管道的共同特点外，还有在安装时必须安装伴热管道的特殊性，因为重油在低温时黏稠比较大，不易流动等。现选出一个工程实例以实际的安装操作来讲述燃料油管道在安装时应注意的问题和如何在施工中保证工程质量。
　　96年我参加了浙江杭州玻璃厂的安装工程，整个燃油系统分为卸油沟槽、重油贮罐及供油泵房三个部分，它们由多条供、回油及蒸汽管路相互连通，系统的工艺流程为：运输重油的油罐车到达后，接通蒸汽将其加热，降低其黏稠度，使车上的油自流到地下的贮油罐内，地下贮油罐内的加热管使其一直保持着油温，在油罐最低处的两台大流量油泵提升加压后，输送到罐区的贮油罐内，经过输油管道一直到达供油泵房，再经过供油泵房内的油泵加压运转，沿着供油管路一直送到生产线的用油点。我们管道班的任务是：①安装卸油沟槽内的加热蒸汽管，②安装卸油沟至油罐的输油管道及蒸汽伴热管，③安装供油泵房的油泵及进出油管道，④安装结束后对整个系统的吹扫、试压及密封试验。
　　按照正常的施工顺序，施工前首先是按照图纸弄清管路的流向，沿流向弄清各设备的进出口位置及管径和各种附件等。对领用的管材管件进行核对，其规格和材质是否与图纸相符，在对管子进行除锈刷油的同时，要仔细检查它们的外观质量，如发现有凹凸不平、裂纹、重皮的要挑出来，并做出明显的标记，对系统用的阀门要逐个进行单体试压，因为它是判断阀门质量好坏的唯一方法，也是检验阀门开关功能是否可靠的依据。我们知道，整个燃油系统要按照设计的流程流量运行，大部分是靠阀门的开关来实现的，如果个别阀门出现操作失灵或者无法关闭，那将会影响整个供油系统的正常运行。以上工作看起来比较麻烦，但它很重要，因为我们安装工人任何的失误都会造成质量上的隐患。做好了以上的工作我们也对工程的施工质量有了保证。所以在做此项工作是一定要认真、仔细，不合格的阀门、管材、管件一定要排除。
　　准备工作结束后，接下来要进行管道的正式安装工作，它和一般的热力管道的安装方法基本一致，管子的接口采用焊接，和阀门及设备的连接处采用法兰连接，管路的铺设除要横平竖直外，并保证和伴随的蒸汽管要有一定的坡度，一般不小于0.003，同时每隔一定的距离要有热补偿器，黏度是评价燃料油流动性的指标，黏度越大越不容易流动，输送就越困难，重油的凝固点一般为15℃-36℃，所以油在输送过程中必须进行保温和管道伴热等。闪点是判断油品发生燃烧的可能性指标，闪点越低则说明越容易燃烧，重油的闪点约为80℃-130℃，所以重油在输送过程中要注意起火燃烧的可能性。针对重油黏度大、闪点低的特点，在设计和安装时都考虑到了应对性的措施。就是采取给管路保温和沿途伴热的方法。最常用的是平行蒸汽伴随管，伴热的形式还有内套管伴热和外套管伴热，这两种方式的好处是伴热效率高，与外平行伴热相比可以节省15-25%的蒸汽耗量，但缺点是漏气不容易发现，检修困难，管材耗量大，不适合大管径等。相比较而言，平行蒸汽伴热虽然热效率不如其他两种高，但安全，检修方便，不会发生油气互窜，因此大都采用这种方法。在安装伴热管时要注意两点，一伴热管的规格、数量要选用合理，数量少、规格小伴热效果差，达不到设计使用上的要求；数量多、规格大则造成热源及管材的浪费。二伴热管在安装时定位及固定方法要正确，保证伴热效果是最重要的。当管径D<100mm时一般采用单根伴热管，当管径D>150mm时一般采用两根伴热管，通常是每隔1.5米左右把伴热管焊在提前用扁钢焊好的卡子上，然后固定在输油管上。另外还要在伴热管的最低点和有高落差的位置设置排水口，以排除积存在蒸汽管内的凝结水。燃油系统在运行中一个重要的安全问题是防火。为了预防因重油闪点低而引起燃烧的可能性，通常采取杜绝火源靠近的设置可靠的接地装置以避免因静电集聚而引起电火花的产生。一般架空敷设的室外管道每隔50-100米之间接地一次，室内不小于30米接地一次，如果管路上有阀门或法兰时一定要做好铜线跨接，因为非金属法兰垫片是不导电的。总之在管道的施工过程中，要严格按照图纸设计的要求进行施工，不造成人为的质量隐患，做好本岗位的质量控制工作。
　　当油管需要检修或停止输油时，就要把管内存油吹扫干净。用蒸汽将管道中的油吹扫干净成为扫线，排出管道中的油品用蒸汽扫线后出现的凝结水的排出工作称为放空。对于较长时间不使用的管道和定期使用的管道都需要进行管道扫线，经常运行的管道在检修时也必须将油品扫出，因此输油系统所有管道都要设扫线措施，并防止扫线过程中死油段的存在，最好是顺坡吹扫。扫线一般采用蒸汽，因为蒸汽温度高，可以融化管壁残油，扫线后管内较干净。也可用压缩空气扫线，使用压缩空气的优点是没有冷凝水混入油内。安装吹扫管一般分为两种即活动接头和固定接头，对不经常吹扫的管路用活动接头，即在用时用软管将蒸汽管与油管连通，不用时拆开，这种方法虽然麻烦，但不会发生油气窜通的故障，对经常吹扫的管路采用固定接头，即用钢管直接将油管与气管连通，并装有控制阀门，在实际安装时通常都要在油管的一端装上一个止回阀，以防止重油窜入蒸汽管道，另外要在两个控制阀门中间分出一个三通口加装一个检验阀，此阀常开，用来检测油气是否窜通。排放口应设置在管路的低处，可在油管上焊上一段短管，装上一个阀门，排放时用软管引向就近的污油池。
　　所有的管道完成安装后，就要对整个系统进行压力试验和密封试验。管道安装的质量是否合格很大程度体现在试压过程中的检验上，整个系统在试压过程中能够保证所有的焊缝无渗漏，管子外观不变形，其检验结果就表明管道的安装质量是合格的。
　　通过竣工以后的总结，我们得出一个结论，管道在安装过程中，要严格按照图纸设计及施工规范进行施工，严格进行技术把关，杜绝不合格品的出现，才能保证安装质量得到预期的有效控制

如何使用管道泄漏检测的探讨

锅炉在设计时考虑在制造、安装、检修和进行锅炉水压试验时需排除容器内空气，因此在汽包或饱和蒸汽引出管、各级过热器、再热器上联箱或连通管均设计了空气管。很多时候，锅炉投入使用后会发生空气管泄漏事故，泄漏部位大多为空气管与管接头对接焊缝和空气支管与空气总管角焊缝。分析泄漏原因为：空气管路一般为安装单位根据现场情况自行排放，各类监督检查不重视，焊口无坡口、对口偏斜、管道开孔为气割、焊缝夹渣、气孔、未焊透等缺陷较多，运行中由于震动、热应力等原因使内在缺陷发展成泄漏。
　　锅炉排污疏水管道属于安装单位根据现场情况自行敷设，大多数是沿锅炉敷设。此类管道泄漏有以下几种情况：因管道敷设焊口背面焊接条件差，焊接缺陷多，从而导致泄漏；管道与阀门对接焊口泄漏较多，原因多为管道未打坡口且对口不同心、偏折、强力对口等；联箱管接头与管道对接焊口或焊止线泄漏，主要因为管道固定在钢架上，而联箱随炉膨胀，由于锅炉起停频繁，导致焊口疲劳；管道因内外腐蚀减薄而爆管，主要是内部不流动疏水和外部雨水的腐蚀造成。对于此类泄露可以对锅炉排污疏水管道进行光谱、测厚检查，对已减薄的管道进行更换，对全部安装焊口重新规范焊接并进行无损检验。对膨胀不畅的管道进行重新调整。
　　过热器、再热器减温水管道也会发生泄漏，有如下几种情况：减温水流量孔板泄漏，由于锅炉原配减温水流量孔板为法兰式，布置较紧凑，各支路管流量、温度不均等；管道爆漏多是由于减温水管一般并排敷设，管与管间隙小甚至无间隙，运行时因震动导致磨损而泄漏；因介质冲刷减薄管壁而泄漏，主要发生在弯头部位；管道焊缝泄漏，主要因焊口未打坡口、焊接缺陷较多而导致泄漏。针对上述问题可采取以下措施：将法兰式流量孔板更改为焊接式，并适当拉开距离便于检修和操作；对减温水管进行全线检查、测厚，对管壁减薄的进行更换，未打坡口的焊口全部重新焊接；对管系进行合理的布置和固定避免碰磨，进行有防雨措施的保温避免外部腐蚀。
　　由于锅炉主、再热蒸汽系统、给水系统的温度套管大多数为螺纹连接式，投运后随着启停次数的增加，管内介质流动引起振动，会造成因温度套管螺纹处泄漏而在低谷时焊补或机组调停时更换温度套管，给安全、经济运行带来一定的威胁。处理措施是利用机组大小修将螺纹连接式温度套管更改为焊接式温度套管。
文章对国内外输油管道泄漏检测方法进行了分析，对油田输油管道防盗监测的方法进行了探讨。针对油田输油管道防盗监测问题，指出了油田输油管道防盗监测系统的关键技术是管道泄漏检测报警及泄漏点的精确定位，并介绍了胜利油田输油管道泄漏监测系统的应用情况。
主题词：
　　输油 管道 泄漏 监测 防盗
　　泄漏是输油管道运行的主要故障。特别是近年来，输油管道被打孔盗油以及腐蚀穿孔造成泄漏事故屡有发生，严重干扰了正常生产，造成巨大的经济损失，仅胜利油田每年经济损失就高达上千万元。因此，输油管道泄漏监测系统的研究与应用成为油田亟待解决的问题。先进的管道泄漏自动监测技术，可以及时发现泄漏，迅速采取措施，从而大大减少盗油案件发生，减少漏油损失，具有明显的经济效益和社会效益。
1 国内外输油管道泄漏监测技术的现状
　　输油管道泄漏自动监测技术在国外得到了广泛的应用，美国等发达国家立法要求管道必须采取有效的泄漏监测系统。
输油管道检漏方法主要有三类：生物方法、硬件方法和软件方法。
1.1 生物方法
　　这是一种传统的泄漏检测方法，主要是用人或经过训练的动物（狗）沿管线行走查看管道附件的异常情况、闻管道中释放出的气味、听声音等，这种方法直接准确，但实时性差，耗费大量的人力。
1.2 硬件方法
　　主要有直观检测器、声学检测器、气体检测器、压力检测器等，直观检测器是利用温度传感器测定泄漏处的温度变化，如用沿管道铺设的多传感器电缆。声学检测器是当泄漏发生时流体流出管道会发出声音，声波按照管道内流体的物理性质决定的速度传播，声音检测器检测出这种波而发现泄漏。如美国休斯顿声学系统公司（ASI）根据此原理研制的声学检漏系统（wavealert），由多组传感器、译码器、无线发射器等组成，天线伸出地面和控制中心联系，这种方法受检测范围的限制必须沿管道安装很多声音传感器。气体检测器则需使用便携式气体采样器沿管道行走，对泄漏的气体进行检测。
1.3 软件方法
　　它采用由SCADA系统提供的流量、压力、温度等数据，通过流量或压力变化、质量或体积平衡、动力模型和压力点分析软件的方法检测泄漏。国外公司非常重视输油管道的安全运行，管道泄漏监测技术比较成熟，并得到了广泛的应用。壳牌公司经过长期的研究开发生产出了一种商标名称为ATMOS Pine的新型管道泄漏检测系统，ATMOS Pine是基于统计分析原理而设计出来的，利用优化序列分析法（序列概率比试验法）测定管道进出口流量和压力总体行为变化以检测泄漏，同时兼有先进的图形识别功能。该系统能够检测出1.6kg/s的泄漏而不发生误报警。
　　目前国内油田长距离输油管道大都没有安装泄漏自动检测系统，主要靠人工沿管线巡视，管线运行数据靠人工读取，这种情况对管道的安全运行十分不利。我国长距离输油管道泄漏监测技术的研究从九十年代开始已有相关报道，但只是近两年才真正取得突破，在生产中发挥作用。清华大学自动化系、天津大学精密仪器学院、北京大学、石油大学等都在这一方面做过研究。如：中洛线（中原—洛阳）濮阳首站到滑县段安装了天津大学研制的管道运行状态及泄漏监测系统（压力波法），东北管道局1993年应用清华大学研制的检漏系统（以负压波法为主，结合压力梯度法）进行了现场试验。
2 管道泄漏监测技术的研究
　　通过对国内外各种管道泄漏检测技术的分析对比，结合油田输油管道防盗监测的特殊要求，胜利油田油气集输公司等单位组织开展了广泛深入的调查研究。
　　防盗监测系统的技术关键解决两方面的问题：一是管道泄漏检测的报警，二是泄漏点的精确定位。针对这两项关键技术胜利油田采用的技术思路是：以压力波（负压波）检测法为主，和流量检测法相结合。
2.1 系统硬件构成
① 计算机系统:在管道的上下游两端各安装了一套工业控制计算机,用于数据采集及软件处理。
② 一次仪表: 压力变送器
温度变送器
流量传感器
③ 数据传输系统:两套扩频微波设备，用于实时数据传输。

2.2 检漏方法
2.2.1负压波法
　　当长输管道发生泄漏时，泄漏处由于管道内外的压差，使泄漏处的压力突降，泄漏处周围的液体由于压差的存在向泄漏处补充，在管道内产生负压波动，这样过程从泄漏点向上、下游传播，并以指数律衰减，逐渐归于平静，这种压降波动和正常压力波动大不一样，具有几乎垂直的前缘。管道两端的压力传感器接收管道的瞬变压力信息，而判断泄漏的发生，通过测量泄漏时产生的瞬时压力波到达上游、下游两端的时间差和管道内的压力波的传播速度计算出泄漏点的位置。为了克服噪声干扰，可采用小波变换或相关分析、基于随机变量之间差异程度的kullback信息测度检测等方法对压力信号进行处理。前苏联从20世纪70年代开始研究和使用自动检漏技术，负压波检漏系统的普及，使输油管线泄漏事故减少88%。负压波的传播规律跟管道内的声音、水击波相同，其速度取决于管壁的弹性和液体的压缩性。国内曾经实测过大庆原油管道在平均油温44℃、密度845kg/m3时的水击波传播速度为1029m/s。对于一般原油钢质管道，负压波的速度约为1000～1200m/s，频率范围0.2～20kHz。负压波法对于突发性泄漏比较敏感，能够在3min内检测到，适合于监视犯罪分子在管道上打孔盗油，但是对于缓慢增大的腐蚀渗漏不敏感。
　　负压波法具有较快的响应速度和较高的定位精度。其定位公式为
上下游分别设置压力测点p1、p2，当管线在X处发生泄漏时，泄漏产生

的负压波即以一定的速度α向两边传播，在t和t+τ0时刻被传感器p1、p2检测到，对压力信号进行相关处理，式中α为波速，L为p1、p2之间的距离
　　未发生泄漏时，相关系数Φ（τ）维持在某一值附近；当泄漏发生时，Φ（τ）将发生变化，而且当τ＝τ0时，Φ（τ）将达到最大值。

理论上：解出定位公式如下：

式中：X 泄漏点距首端测压点的距离 m
L 管道全长m
a 压力波在管道介质中的传播速度 m/s
上、下游压力传感器接收压力波的时间差 s
　　由以上公式可知要实现准确的定位，必须精确的计算压力波在管道介质中的传播速度a和上、下游压力传感器接收压力波的时间差。
　　① 压力波在管道介质中传播速度的确定
　　压力波在管道内传播的速度决定于液体的弹性、液体的密度和管材的弹性：

式中 α——管内压力波的传播速度，m/s；
K——液体的体积弹性系数，Pa；
ρ——液体的密度，kg/m ；
E——管材的弹性，Pa；
D——管道的直径，m；
e——管壁厚度，m；
C ——与管道约束条件有关的修正系数；
　　式中弹性系数K和密度ρ随原油的温度变化而变化，因此，必须考虑温度对负压波波速的影响，对负压波波速进行温度修正。在理论计算的基础上，结合现场反复试验，可以比较准确的确定负压波的波速。
　　② 压力波时间差 的确定
　　要确定压力波时间差 ，必须捕捉到两端压力波下降的拐点，采用有效的信号处理方法是必须的，如：Kullback信息测度法、相关分析法和小波变换法。
　　③ 模式识别技术的应用
　　正常的泵、阀、倒罐作业等各种操作也会产生负压波。为了排除这些负压波干扰，在系统中采用了先进的模式识别技术，依据泄漏波与生产作业产生的负压波波形等特征的差别,经过现场反复模拟试验, 提高了系统报警准确率,减少了系统误报警。
2.2.2流量检测
　　管道在正常运行状态下，管道输入和输出流量应该相等，泄漏发生时必然产生流量差，上游泵站的流量增大，下游泵站的流量减少。但是由于管道本身的弹性及流体性质变化等多种因素影响，首末两端的流量变化有一个过渡过程，所以，这种方法精度不高，也不能确定泄漏点的位置。德国的阿尔卑斯管道公司（TAL）原油管道上安装使用了该系统，将超声波流量计，夹合在管道外进行测量，然后根据管道温度、压力变化，计算出管道内总量，一旦出现不平衡，就说明出现泄漏。日本在《石油管道事业法》中也规定使用这种检漏系统，并且规定在30s中检测到泄漏量在80L以上时报警。流量差法不够灵敏，但是可靠性较高，它跟压力波结合使用，可以大大减少误报警。
3 应用效果与推广情况
　　经过胜利油田组织的专家验收和现场试验，系统达到的主要技术指标：
①最小泄漏量监测灵敏度：单位时间总输量的0.7％；
②报警点定位误差：≦被测管长的2％；
③报警反应时间：≦200秒。
　　胜利油田输油管道泄漏监测报警系统整体水平在国内居于领先地位，应用效果和推广规模都是较好的，目前胜利油田油气集输公司输油管道上已经推广应用检漏系统，取得了明显的效益，多次抓获盗油破坏分子，有力地打击了盗油犯罪，为油田每年减少经济损失1000多万元，为管道的安全运行提供了保证。
4结论
　　4.1 采用负压波与流量相结合的方法监测输油管道的泄漏是有效的、可靠的；
　　4.2 依靠油田局域网进行实时数据传输能够提高泄漏监测系统的反应速度，能够实现全自动的泄漏监测报警与定位；
　　4.3 在油田输油管道安装管道泄漏监测系统能够确保管道安全运行,明显减少管道盗油事故的发生,具有明显的社会效益和经济效益。