油氣泄露檢測裝置

❶ 加油站採用可燃氣體檢測儀測量油氣濃度有哪些要求

檢測氣體種類及范圍：

1、LEL（可燃氣體）量程0－100％LEL或0－5％CH4；

2、O2（氧氣）量程0～30％Vol；

3、CO（一氧化碳）量程0～500／2000ppm；

4、H2S（硫化氫）量程0～100／500ppm；

四合一氣體檢測儀可同時檢測氧氣、硫化氫、一氧化碳和可燃氣體，其中硫化氫和一氧化碳氣體可以根據場所檢測需求選配其它氣體，其特頭的晶元技術極大提升了氣體檢測時響應時間及穩定性等各項性能，並同時大幅提高電池使用壽命。

(1)油氣泄露檢測裝置擴展閱讀：

四合一氣體檢測儀使用注意事項：

1、關注不同儀器的氣體探測器的使用壽命，其使用壽命是不一樣的，當你購買詢問儀器的使用壽命，使用保質期，個別企業為了省錢，探測器使用好幾年不更換，氣體檢測只是去做，最終傷害自己。

2、應注意氣體對儀器檢測的干擾。在檢測氣體泄漏時，通常使用單台氣體探測器檢測某一種氣體，但在檢測環境中通常存在一種以上的氣體。

3、要注意氣體探測器探測范圍的濃度檢測之前，除了事先估計的經驗的各種有毒、有害氣體，而且估計氣體濃度，測試氣體探測器設置報警值，當氣體濃度超出了儀器測試范圍，關閉探測器，氣體探測器遠程測試條件可以導致嚴重損壞的儀器。

4、注意維護氣體檢測器的儀表，像其他設備一樣，也需要注意定期維護，對其進行不定期的校準和檢測，儲存在低溫環境中，以延長其使用壽命。

❷ 油氣管道變形檢測的技術方法有哪些

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

用情管、加緩蝕劑等手段來處理，近年來隨著管道業主對管道運行管理的加強以及對輸送介質的嚴格要求，內腐蝕在很大程度上得到了控制。目前國內外長輸油氣管道腐蝕控制主要發展方向是在外防腐方面，因而管道檢測也重點針對因外腐蝕造成的塗層缺陷及管道缺陷。
近年來，隨著計算機技術的廣泛普及和應用，國內外檢測技術都得到了迅猛發展，管道檢測技術逐漸形成管道內、外檢測技術（塗層檢測、智能檢測）兩個分枝。通常情況下塗層破損、失效處下方的管道同樣受到腐蝕，管道外檢測技術的目的是檢測塗層及陰極保護有效性的基礎上，通過挖坑檢測，達到檢測管體腐蝕缺陷的目的，對於目前大多數布局北內檢測條件的管道是十分有效的。管道內檢測技術主要用於發現管道內外腐蝕、局部變形以及焊縫裂紋等缺陷，也可間接判斷塗層的完好性。
二、管道外檢測技術
埋地管道通常採用塗層與電法保護（CP）共同組成的防護系統聯合作用進行外腐蝕控制，這2種方法起著一種互補作用：塗層是陰極保護即經濟又有效，而陰極保護又使塗層出現針孔或損傷的地方受到控制。該方法是已被公認的最佳保護辦法並已被廣泛用於對埋地管道腐蝕的控制。
塗層是保護埋地管道免遭外界腐蝕的第一道防線，其保護效果直接影響著電法保護電流的工作效率，NACE1993年年會第17號論文指出：「正確塗敷的塗層應該為埋地構件提供99 %的保護需求，而餘下的1%才由陰極保護提供」。因此要求塗層具有良好的電絕緣性、黏附性、連續性及耐腐蝕性等綜合性能，對其完整性的維護是至關重要的。塗層綜合性能受許多因素的影響，諸如塗層材料、補口技術、施工質量、腐蝕環境以及管理水平等，並且管道運行一段時間後，塗層綜合性能會出現不同程度的下降，表現為老化、龜裂、剝離、破損等狀況，管體表面因直接或間接接觸空氣、土壤而發生腐蝕，如果不能對塗層進行有效的檢測、維護，最終將導致管道穿孔、破裂破壞事故。
塗層檢測技術是在對管道不開挖的前提下，採用專用設備在地面非接觸性地對塗層綜合性能進行檢測，科學、准確、經濟地對塗層老化及破損缺陷定位，對缺陷大小進行分類統計，同時針對缺陷大小、數量進行綜合評價並提出整改計劃，以指導管道業主對管道塗層狀況的掌握，並及實踐性維護，保證塗層的完整性及完好性。
國內實施管道外檢測技術始於20世紀80年代中期，檢測方法主要包括標准管/地電位檢測、皮爾遜（Pearson）塗層絕緣電阻測試、管內電流測試等。檢測結果對塗層的總體評價到了重要作用，但在缺陷准確定位、合理指導大修方面尚有較大的差距。近年來，通過世界銀行貸款以及與國外管道公司交流，管道外檢測設備因價格相對較為便宜，操作較為方便，國外管道外間的技術已廣泛應用於國內長輸油氣管道塗層檢測，目前國內管道外檢測技術基本上達到先進發達國家水平，在實際工作中應用較為廣泛的外檢測技術主要包括：標准管/地電位檢測、皮爾遜檢測、密間距電位測試、多頻觀眾電流測試、直流電為梯度測試。
1. 標准管/地點位檢測技術（P/S）
該技術主要用於監測陰極保護效果的有效性，採用萬用表測試接地CU/CuSO4電極與管道金屬表面某一點之間的電位，通過電位距離曲線了解電位分布情況，用以區別當前電位與以往電位的差別，還可通過測得的陰極保護電位是否滿足標准衡量塗層狀況。該法快速、簡單，現仍廣泛用於管道管理部門對管道塗層及陰極保護日常管理及監測中。
2. 皮爾遜監測技術（PS）
該技術是用來找出塗層缺陷和缺陷區域的方法，由於不需陰極保護電流，只需要將發射機的交流信號（1000 Hz）載入在管道上，因操作簡單、快速曾廣泛使用與塗層監測中。但檢測結果准確率低，以受外界電流的干擾，不同的土壤和塗層段組都能引起信號的改變，判斷是缺陷以及缺陷大小依賴於操作員的經驗。
3. 密間距電位測試技術（CIS、CIPS）
密間距電位測試（Close Interval Survey）和密間距極化電位（Close Interval Potential Survey）監測類似於標准管/地電位（P/S）測試法，其本質是管地電位加密測試和加密斷電電位測試技術。通過測試陰極保護在管道上的密集電位和密集化電位，確定陰極保護效果的有效性，並可間接找出缺陷位置、大小，反映塗層狀況。該方法也有局限性，其准確率較低，其准確率較低，依賴於操作者經驗，易受外界干擾，有的讀書誤差達200～300 mV。
4. PCM多頻管中電流測試
多頻管中點留法是監測塗層漏電狀況的新技術，是以管中電流梯度測試法為基礎的改進型塗層檢測方法。它選用了目前較為先進的PCM儀器，按已知檢測間距測出電流量，測定電流梯度的分布，描繪出整個管道的概貌，可快速、經濟地找出電流信號漏失較嚴重的管段，並通過計算機分析評價塗層的狀況，再使用PCM儀器的「A」字架檢測地表電位梯度精確定位塗層破點。該方法是與不同規格、材料的管道，可長距離地檢測整條管道，受塗層材料、地面環境變化影響較小，適合於復雜地形並可對塗層老化狀況評級；可計算出管段塗層面電阻 R g值，對管道塗層劃分技術等級，評價管道塗層的狀況，提出塗層維護方式。採用專用的耦合線圈，還可對水下管道進行塗層檢測。
5. 直流電位梯度（DCVG）方法
該方法通過檢測流至埋地管道塗層破損部位的陰極保護電流在土壤介質上產生的電位梯度（即土壤的 IR降）並依據IR降的百分比來計算塗層缺陷的大小，其優點在於不受交流電干擾，通過確定電流是流入還是流出管道，還可判斷管道是否正遭受到腐蝕。
6. 幾種測試方法的比較
近幾年，筆者在四川龍——蒼線、工——自線、瀘——威線、申——倒線等多條管道塗層及陰極保護有效性檢測方面，對上述幾種方法進行了比較，發現各種塗層缺陷檢測技術都是通過在管道上載入直流或交流信號來實現的，不同的僅是在結構上、性能上、功用上的差異。每種方法各有側重，在對塗層綜合性能評價方面均具有一定說服力，但各有利弊。
為克服單一檢測技術的局限性，現場檢測中筆者發現綜合幾種檢測方法對塗層缺陷進行檢測，可以彌補各項技術的不足。對於由陰極保護的管道，可先參考日常管理記錄中（P/S）的測試值，然後利用CIPS技術測量管道的管地電位，所測得的斷電電位可確定陰極保護系統效果，在判斷塗層可能有缺陷後，利用DCVG技術確定每一缺陷的陰極和陽極特性，最後利用DCVG確定缺陷中心位置，用測得的缺陷泄漏電流流經土壤造成的IR降確定缺陷的大小和嚴重性，以此作為選擇修理的依據。對於未事假陰極保護的管道，可先用PCM測試技術確定電流信號漏失較嚴重的管段，然後在PCM使用的「A」字架或皮爾遜檢測技術精確定位塗層破損點，確定塗層破損大小。PCM測試技術也可用於具有陰極保護的管道，其檢測精度略低於DCVG技術。
由於所有塗層檢測技術均是在管道上施加電信號，因此各種技術均存在一些不足，對某些塗層缺陷無法查找，如部分露管塗層破損處管體未與大地接觸，信號因不能流向大地形成迴路，只能通過其他手段查找；因屏蔽作用，不適用於加套管的穿越管線；所有技術均不能判定塗層是否剝離。
三、管道內檢測技術
管道內檢測技術是將各種無損檢測（NDT）設備加在島清管器（PIG）上，將原來用作清掃的非智能改為有信息採集、處理、存儲等功能的智能型管道缺陷檢測器（SMART PIG），通過清管器在管道內的運動，達到檢測管道缺陷的目的。早在1965年美國Tuboscopc公司就已將漏磁通（MFL）無損檢測（NDT）技術成功地應用於油氣長輸管道的內檢測，緊接著其他的無損內檢測技術也相繼產生，並在嘗試中發現其廣泛的應用前景。
目前國外較有名的監測公司由美國的Tuboscopc GE PII、英國的British Gas、德國的Pipetronix、加拿大的Corrpro，且其產品已基本上達到了系列化和多樣化。內檢測器按功能可分為用於檢測管道幾何變形的測徑儀、用於管道泄漏檢測儀、用於對因腐蝕產生的體積型缺陷檢測的漏磁通檢測器、用於裂紋類平面型缺陷檢測的渦流檢測儀、超聲波檢測儀以及以彈性剪切波為基礎的裂紋檢測設備等。下面對應用較為廣泛的幾種方法進行簡要介紹。
1. 測徑檢測技術
改技術主要用於檢測管道因外力引起的幾何變形，確定變形具體位置，有的採用機械裝置，有的採用磁力感應原理，可檢測出凹坑、橢圓度、內徑的幾何變化以及其他影響管道內有效內徑的幾何異常現象。
2. 泄漏檢測技術
目前較為成熟的技術是壓差法和聲波輻射方法。前者由一個帶測壓裝置儀器組成，被檢測的管道需要注以適當的液體。泄漏處在管道內形成最低壓力區，並在此處設置泄漏檢測儀器；後者以聲波泄漏檢測為基礎，利用管道泄漏時產生的20～40 kHz范圍內的特有聲音，通過帶適宜頻率選擇的電子裝置對其進行採集，在通過里程輪和標記系統檢測並確定泄漏處的位置。
3. 漏磁通過檢測技術（MFL）
在所有管道內檢測技術中，漏磁通檢測歷史最長，因其能檢測出管島內、外腐蝕產生的體積型缺陷，對檢測環境要求低，可兼用於輸油和輸氣管道，可間接判斷塗層狀況，其應用范圍最為廣泛。由於漏磁通量是一種相對地噪音過程，即使沒有對數據採取任何形式的放大，異常信好在數據記錄中也很明顯，其應用相對較為簡單。值得注意的是，使用漏磁通檢測儀對管道檢測時，需控制清管器的運行速度，漏磁通對其運載工具運行速度相當敏感，雖然目前使用的感測器替代感測器線圈降低了對速度的敏感性，但不能完全消除速度的影響。該技術在對管道進行檢測時，要求管壁達到完全磁性飽和。因此測試精度與管壁厚度有關，厚度越大，精度越低，其適用范圍通常為管壁厚度不超過12 mm。該技術的精度不如超聲波的高，對缺陷准確高度的確定還需依賴操作人員的經驗。
4. 壓電超聲波檢測技術
壓電超聲波檢測技術原理類似於傳統意義上的超聲波檢測，感測器通過液體耦合與管壁接觸，從而測出管道缺陷。超聲波檢測對裂紋等平面型缺陷最為敏感，檢測精度很高，是目前發現裂紋最好的檢測方法。但由於感測器晶體易脆，感測器元件在運行管道環境中易損壞，且感測器晶體需通過液體與管壁保持連續的耦合，對耦合劑清潔度要求較高。因此僅限於液體輸送管道。
5. 電磁波感測檢測技術（EMAT）
超聲波能在一種彈性導電介質中得到激勵，而不需要機械接觸或液體耦合。這種技術是利用電磁物理學原理以新的感測器替代了超聲波檢測技術中的傳統壓電感測器。當電磁波感測器載管壁上激發出超聲波能時，波的傳播採取已關閉內、外表面作為「波導器」的方式進行， 當管壁是均勻的，波延管壁傳播只會受到衰減作用；當管壁上有異常出現時，在異常邊界處的聲阻抗的突變產生波的反射、折射和漫反射，接收到的波形就會發生明顯的改變。由於基於電磁聲波感測器的超生壁檢測最重要的特徵是不需要液體耦合劑來確保其工作性能。因此該技術提供了輸氣管道超聲波檢測的可行性，是替代漏磁通檢測的有效方法。

❸ 如何使用管道泄漏檢測的探討

鍋爐在設計時考慮在製造、安裝、檢修和進行鍋爐水壓試驗時需排除容器內空氣，因此在汽包或飽和蒸汽引出管、各級過熱器、再熱器上聯箱或連通管均設計了空氣管。很多時候，鍋爐投入使用後會發生空氣管泄漏事故，泄漏部位大多為空氣管與管接頭對接焊縫和空氣支管與空氣總管角焊縫。分析泄漏原因為：空氣管路一般為安裝單位根據現場情況自行排放，各類監督檢查不重視，焊口無坡口、對口偏斜、管道開孔為氣割、焊縫夾渣、氣孔、未焊透等缺陷較多，運行中由於震動、熱應力等原因使內在缺陷發展成泄漏。
鍋爐排污疏水管道屬於安裝單位根據現場情況自行敷設，大多數是沿鍋爐敷設。此類管道泄漏有以下幾種情況：因管道敷設焊口背面焊接條件差，焊接缺陷多，從而導致泄漏；管道與閥門對接焊口泄漏較多，原因多為管道未打坡口且對口不同心、偏折、強力對口等；聯箱管接頭與管道對接焊口或焊止線泄漏，主要因為管道固定在鋼架上，而聯箱隨爐膨脹，由於鍋爐起停頻繁，導致焊口疲勞；管道因內外腐蝕減薄而爆管，主要是內部不流動疏水和外部雨水的腐蝕造成。對於此類泄露可以對鍋爐排污疏水管道進行光譜、測厚檢查，對已減薄的管道進行更換，對全部安裝焊口重新規范焊接並進行無損檢驗。對膨脹不暢的管道進行重新調整。
過熱器、再熱器減溫水管道也會發生泄漏，有如下幾種情況：減溫水流量孔板泄漏，由於鍋爐原配減溫水流量孔板為法蘭式，布置較緊湊，各支路管流量、溫度不均等；管道爆漏多是由於減溫水管一般並排敷設，管與管間隙小甚至無間隙，運行時因震動導致磨損而泄漏；因介質沖刷減薄管壁而泄漏，主要發生在彎頭部位；管道焊縫泄漏，主要因焊口未打坡口、焊接缺陷較多而導致泄漏。針對上述問題可採取以下措施：將法蘭式流量孔板更改為焊接式，並適當拉開距離便於檢修和操作；對減溫水管進行全線檢查、測厚，對管壁減薄的進行更換，未打坡口的焊口全部重新焊接；對管系進行合理的布置和固定避免碰磨，進行有防雨措施的保溫避免外部腐蝕。
由於鍋爐主、再熱蒸汽系統、給水系統的溫度套管大多數為螺紋連接式，投運後隨著啟停次數的增加，管內介質流動引起振動，會造成因溫度套管螺紋處泄漏而在低谷時焊補或機組調停時更換溫度套管，給安全、經濟運行帶來一定的威脅。處理措施是利用機組大小修將螺紋連接式溫度套管更改為焊接式溫度套管。
文章對國內外輸油管道泄漏檢測方法進行了分析，對油田輸油管道防盜監測的方法進行了探討。針對油田輸油管道防盜監測問題，指出了油田輸油管道防盜監測系統的關鍵技術是管道泄漏檢測報警及泄漏點的精確定位，並介紹了勝利油田輸油管道泄漏監測系統的應用情況。
主題詞：
輸油 管道 泄漏 監測 防盜
泄漏是輸油管道運行的主要故障。特別是近年來，輸油管道被打孔盜油以及腐蝕穿孔造成泄漏事故屢有發生，嚴重干擾了正常生產，造成巨大的經濟損失，僅勝利油田每年經濟損失就高達上千萬元。因此，輸油管道泄漏監測系統的研究與應用成為油田亟待解決的問題。先進的管道泄漏自動監測技術，可以及時發現泄漏，迅速採取措施，從而大大減少盜油案件發生，減少漏油損失，具有明顯的經濟效益和社會效益。
1 國內外輸油管道泄漏監測技術的現狀
輸油管道泄漏自動監測技術在國外得到了廣泛的應用，美國等發達國家立法要求管道必須採取有效的泄漏監測系統。
輸油管道檢漏方法主要有三類：生物方法、硬體方法和軟體方法。
1.1 生物方法
這是一種傳統的泄漏檢測方法，主要是用人或經過訓練的動物（狗）沿管線行走查看管道附件的異常情況、聞管道中釋放出的氣味、聽聲音等，這種方法直接准確，但實時性差，耗費大量的人力。
1.2 硬體方法
主要有直觀檢測器、聲學檢測器、氣體檢測器、壓力檢測器等，直觀檢測器是利用溫度感測器測定泄漏處的溫度變化，如用沿管道鋪設的多感測器電纜。聲學檢測器是當泄漏發生時流體流出管道會發出聲音，聲波按照管道內流體的物理性質決定的速度傳播，聲音檢測器檢測出這種波而發現泄漏。如美國休斯頓聲學系統公司（ASI）根據此原理研製的聲學檢漏系統（wavealert），由多組感測器、解碼器、無線發射器等組成，天線伸出地面和控制中心聯系，這種方法受檢測范圍的限制必須沿管道安裝很多聲音感測器。氣體檢測器則需使用攜帶型氣體采樣器沿管道行走，對泄漏的氣體進行檢測。
1.3 軟體方法
它採用由SCADA系統提供的流量、壓力、溫度等數據，通過流量或壓力變化、質量或體積平衡、動力模型和壓力點分析軟體的方法檢測泄漏。國外公司非常重視輸油管道的安全運行，管道泄漏監測技術比較成熟，並得到了廣泛的應用。殼牌公司經過長期的研究開發生產出了一種商標名稱為ATMOS Pine的新型管道泄漏檢測系統，ATMOS Pine是基於統計分析原理而設計出來的，利用優化序列分析法（序列概率比試驗法）測定管道進出口流量和壓力總體行為變化以檢測泄漏，同時兼有先進的圖形識別功能。該系統能夠檢測出1.6kg/s的泄漏而不發生誤報警。
目前國內油田長距離輸油管道大都沒有安裝泄漏自動檢測系統，主要靠人工沿管線巡視，管線運行數據靠人工讀取，這種情況對管道的安全運行十分不利。我國長距離輸油管道泄漏監測技術的研究從九十年代開始已有相關報道，但只是近兩年才真正取得突破，在生產中發揮作用。清華大學自動化系、天津大學精密儀器學院、北京大學、石油大學等都在這一方面做過研究。如：中洛線（中原—洛陽）濮陽首站到滑縣段安裝了天津大學研製的管道運行狀態及泄漏監測系統（壓力波法），東北管道局1993年應用清華大學研製的檢漏系統（以負壓波法為主，結合壓力梯度法）進行了現場試驗。
2 管道泄漏監測技術的研究
通過對國內外各種管道泄漏檢測技術的分析對比，結合油田輸油管道防盜監測的特殊要求，勝利油田油氣集輸公司等單位組織開展了廣泛深入的調查研究。
防盜監測系統的技術關鍵解決兩方面的問題：一是管道泄漏檢測的報警，二是泄漏點的精確定位。針對這兩項關鍵技術勝利油田採用的技術思路是：以壓力波（負壓波）檢測法為主，和流量檢測法相結合。
2.1 系統硬體構成
① 計算機系統:在管道的上下游兩端各安裝了一套工業控制計算機,用於數據採集及軟體處理。
② 一次儀表: 壓力變送器
溫度變送器
流量感測器
③ 數據傳輸系統:兩套擴頻微波設備，用於實時數據傳輸。

2.2 檢漏方法
2.2.1負壓波法
當長輸管道發生泄漏時，泄漏處由於管道內外的壓差，使泄漏處的壓力突降，泄漏處周圍的液體由於壓差的存在向泄漏處補充，在管道內產生負壓波動，這樣過程從泄漏點向上、下游傳播，並以指數律衰減，逐漸歸於平靜，這種壓降波動和正常壓力波動大不一樣，具有幾乎垂直的前緣。管道兩端的壓力感測器接收管道的瞬變壓力信息，而判斷泄漏的發生，通過測量泄漏時產生的瞬時壓力波到達上游、下游兩端的時間差和管道內的壓力波的傳播速度計算出泄漏點的位置。為了克服雜訊干擾，可採用小波變換或相關分析、基於隨機變數之間差異程度的kullback信息測度檢測等方法對壓力信號進行處理。前蘇聯從20世紀70年代開始研究和使用自動檢漏技術，負壓波檢漏系統的普及，使輸油管線泄漏事故減少88%。負壓波的傳播規律跟管道內的聲音、水擊波相同，其速度取決於管壁的彈性和液體的壓縮性。國內曾經實測過大慶原油管道在平均油溫44℃、密度845kg/m3時的水擊波傳播速度為1029m/s。對於一般原油鋼質管道，負壓波的速度約為1000～1200m/s，頻率范圍0.2～20kHz。負壓波法對於突發性泄漏比較敏感，能夠在3min內檢測到，適合於監視犯罪分子在管道上打孔盜油，但是對於緩慢增大的腐蝕滲漏不敏感。
負壓波法具有較快的響應速度和較高的定位精度。其定位公式為
上下游分別設置壓力測點p1、p2，當管線在X處發生泄漏時，泄漏產生

的負壓波即以一定的速度α向兩邊傳播，在t和t+τ0時刻被感測器p1、p2檢測到，對壓力信號進行相關處理，式中α為波速，L為p1、p2之間的距離
未發生泄漏時，相關系數Φ（τ）維持在某一值附近；當泄漏發生時，Φ（τ）將發生變化，而且當τ＝τ0時，Φ（τ）將達到最大值。

理論上：解出定位公式如下：

式中：X 泄漏點距首端測壓點的距離 m
L 管道全長m
a 壓力波在管道介質中的傳播速度 m/s
上、下游壓力感測器接收壓力波的時間差 s
由以上公式可知要實現准確的定位，必須精確的計算壓力波在管道介質中的傳播速度a和上、下游壓力感測器接收壓力波的時間差。
① 壓力波在管道介質中傳播速度的確定
壓力波在管道內傳播的速度決定於液體的彈性、液體的密度和管材的彈性：

式中 α——管內壓力波的傳播速度，m/s；
K——液體的體積彈性系數，Pa；
ρ——液體的密度，kg/m ；
E——管材的彈性，Pa；
D——管道的直徑，m；
e——管壁厚度，m；
C ——與管道約束條件有關的修正系數；
式中彈性系數K和密度ρ隨原油的溫度變化而變化，因此，必須考慮溫度對負壓波波速的影響，對負壓波波速進行溫度修正。在理論計算的基礎上，結合現場反復試驗，可以比較准確的確定負壓波的波速。
② 壓力波時間差 的確定
要確定壓力波時間差 ，必須捕捉到兩端壓力波下降的拐點，採用有效的信號處理方法是必須的，如：Kullback信息測度法、相關分析法和小波變換法。
③ 模式識別技術的應用
正常的泵、閥、倒罐作業等各種操作也會產生負壓波。為了排除這些負壓波干擾，在系統中採用了先進的模式識別技術，依據泄漏波與生產作業產生的負壓波波形等特徵的差別,經過現場反復模擬試驗, 提高了系統報警准確率,減少了系統誤報警。
2.2.2流量檢測
管道在正常運行狀態下，管道輸入和輸出流量應該相等，泄漏發生時必然產生流量差，上游泵站的流量增大，下游泵站的流量減少。但是由於管道本身的彈性及流體性質變化等多種因素影響，首末兩端的流量變化有一個過渡過程，所以，這種方法精度不高，也不能確定泄漏點的位置。德國的阿爾卑斯管道公司（TAL）原油管道上安裝使用了該系統，將超聲波流量計，夾合在管道外進行測量，然後根據管道溫度、壓力變化，計算出管道內總量，一旦出現不平衡，就說明出現泄漏。日本在《石油管道事業法》中也規定使用這種檢漏系統，並且規定在30s中檢測到泄漏量在80L以上時報警。流量差法不夠靈敏，但是可靠性較高，它跟壓力波結合使用，可以大大減少誤報警。
3 應用效果與推廣情況
經過勝利油田組織的專家驗收和現場試驗，系統達到的主要技術指標：
①最小泄漏量監測靈敏度：單位時間總輸量的0.7％；
②報警點定位誤差：≦被測管長的2％；
③報警反應時間：≦200秒。
勝利油田輸油管道泄漏監測報警系統整體水平在國內居於領先地位，應用效果和推廣規模都是較好的，目前勝利油田油氣集輸公司輸油管道上已經推廣應用檢漏系統，取得了明顯的效益，多次抓獲盜油破壞分子，有力地打擊了盜油犯罪，為油田每年減少經濟損失1000多萬元，為管道的安全運行提供了保證。
4結論
4.1 採用負壓波與流量相結合的方法監測輸油管道的泄漏是有效的、可靠的；
4.2 依靠油田區域網進行實時數據傳輸能夠提高泄漏監測系統的反應速度，能夠實現全自動的泄漏監測報警與定位；
4.3 在油田輸油管道安裝管道泄漏監測系統能夠確保管道安全運行,明顯減少管道盜油事故的發生,具有明顯的社會效益和經濟效益。

❹ 油氣濃度檢測儀與可燃氣體報警器有什麼區別

油氣濃度檢測儀主要由可燃探測器(以下簡稱探測器)和可燃報警控制器(以下簡稱控制器)兩部分組成.
控制器通過採集探測器周圍的氣體濃度，對其進行分析處理完成報警功能並可將報警信息上傳至消防控制平台。油氣濃度檢測儀當主電源掉電時可自動轉換至備用電源工作，探測器直接由控制器供電，各探測器分別工作互不幹擾且通道間可以隨意調換。油氣濃度檢測儀使用范圍：各類石油、石化、化工生產、消防、燃氣、電信\煤炭、冶金、電力等.
體報警器是當檢測到有毒之類氣體時，自動報警，相當於自動滅火器那類。氣體報警器中有檢測模塊。氣體濃度達到一定的極限，也就是所謂的爆炸極限時，報警器就會報警，提醒人們採取措施。氣體報警器可以測出各種氣體濃度。經常用在化工廠，石油，燃氣站，鋼鐵廠等有氣體泄漏的地方。應用比較廣泛。希望可以幫到你！（樽祥科技提供）

❺ 天然氣泄漏報警系統規范 這個在安裝時有沒有什麼國標的規范，比如用料上什麼的，小弟新人。謝謝

安裝位復置
安裝在距燃氣具或燃制氣源水平距離4米以內，2米以外的室內牆面上；根據探測燃氣類型，選擇安裝的上下位置：液化石油氣（P）：距地面0.3米以內。人工煤氣（C）、天然氣（N）：距天花板0.3米以內。
安裝方法
在選定的牆面位置，對應隨機安裝板上的二個安裝孔位作好打孔標記（板上掛鉤應水平朝上）；打好安裝孔，放入隨機安裝膠塞，然後用隨機自攻螺釘將安裝板固定在牆面上；將機體背面的三個孔位對准安裝板上的固定掛鉤，掛好機體；連接相關輸出信號線後，接通電源。
工作狀態
正常監測狀態：通電預熱3分鍾後，綠燈穩定發光，表示報警器工作正常處於監測狀態；預熱過程中，報警器可能發出「嘟…嘟…」聲及紅燈閃爍，綠燈亮之前消失屬正常。現場報警狀態： 當報警器周圍空氣中燃氣含量超過報警點，探測器會發出「嘟…嘟…」間斷刺耳鳴叫，同時紅色指示燈閃爍，提醒用戶盡快作現場處理；報警輸出狀態： 現場聲光報警持續10秒後，不同規格的報警器會輸出不同類型的報警信號，通知報警系統或啟動相應的聯動裝置。燃氣泄漏報警器的使用大大降低了使用燃氣設備的場所由於燃氣泄漏發生重大事故的概率。

❻ 石油化工企業可燃氣體報警系統設置要求有哪些

1、可燃氣體探測報警系統應由可燃氣體報警控制器、可燃氣體探測器和火災聲光警報器等組成，能夠在保護區域內可燃氣體泄露濃度低於爆炸下限的條件下提前報警，從而預防由於可燃氣體泄漏引發的火災和爆炸事故的發生。
2、可燃氣體探測報警系統應獨立組成，可燃氣體探測器不應接入火災報警控制器的探測器迴路；當可燃氣體的報警信號需接入火災自動報警系統時，應由可燃氣體報警控制器接入。
3、石化行業涉及過程式控制制的可燃氣體探測器，可按現行國家標准《石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計規范》GB50493的有關規定設置，但其報警信號應接入消防控制室，以保證消防救援時能及時獲得相關信息。
4、可燃氣體報警控制器的報警信息和故障信息，應在消防控制室圖形顯示裝置或起集中控制功能的火災報警控制器上顯示，但該類信息與火災報警信息的顯示應有區別。
5、可燃氣體報警控制器發出報警信號時，應能啟動保護區域的火災聲光警報器，以警示相關人員進行必要的處置。
6、可燃氣體探測報警系統保護區域內有聯動和警報要求時，應由可燃氣體報警控制器或消防聯動控制器聯動實現。
7、可燃氣體探測報警系統設置在有防爆要求的場所時，還應符合有關防爆要求。

❼ 加油站應用哪些感測器

加油站現場安裝的參數檢測感測器和視頻監控攝像機主要有：

1)液位檢測內感測器：安裝在油罐容內，對高液位進行監控與報警。

2)溫度檢測感測器：安裝在油罐內，對油溫超高進行監控與報警。

3)流量檢測感測器：安裝在加油機處，對油液流量進行監控與報警。

4)可燃氣體檢測感測器：安裝在油罐、加油機等場所，對油氣泄漏進行監控與報警。

5)全方位雲台一體攝像機：安裝油罐、加油機處，監視和控制油罐與加油機處的安全狀況。

6)彩色槍式定焦攝像機：安裝在加油站進出口處、財務室和業務室等，監視進出加油站的車輛情況、收銀情況及員工工作情況等。
感測器均採用防爆型或本安型，本安型探測器還配備安全柵用以在探測器本安防爆系統發生故障時，將竄入危險場所的電能限制在安全值以內，從而保證了加油站現場的本安特性。