韩辉 康亮 杨义 张福坤 肖博元

（1.中国石油西气东输管道公司；2.中广核双闽燃气江苏有限公司；

3.中国石油天然气股份有限公司规划总院；4.中国石油天然气勘探开发公司）

输气站场投入运行后，随着服役年限的逐渐增加，埋地管道发生泄漏的风险也在逐年增大。输气站场一旦发生埋地管道泄漏，迅速确定泄漏位置是开展抢修工作的重要前提之一。因此，科学合理的运用泄漏检测技术排查确定泄漏点，赢得抢修时间，可以最大限度地减少经济损失和资源浪费，避免次生事故发生。

针对输气管道泄漏检测技术的研究，目前国内外均已取得了一定成果，也有了一些较为成熟的检测手段。如热红外线成像、探地雷达、气体成像、传感器法、检测电缆法、体积或质量平衡法、管道内检测、声波检测法、压力检测法、PCM（管道电流测绘系统）检测法等，但是，这些方法主要应用在长输管道发生泄漏的情况［1-4］。对于输气站场埋地管道，由于埋深大、泄漏量小、管道弯头盲端多，往往达不到很好的应用效果。为更好地进行输气站场埋地管道泄漏事故的处理与预防，根据埋地管道泄漏检测技术的发展和输气站场生产运行经验，对埋地管道可能发生泄漏的风险点和泄漏检测方法以及这些方法的综合应用进行分析探讨，得出输气站场埋地管道天然气泄漏检测的有效方法。

1 输气站场埋地管道可能发生泄漏的风险点

输气站场埋地管线较多，按功能分可分为输气工艺管道、放空管道、排污管道、燃料气管道四类，管径和管材根据工作压力和输量也各不相同。根据西气东输管道输气站场以往发现的漏气点及埋地管道开挖后检查发现的腐蚀情况来看，埋地管道泄漏的排查可按照“先排查发现漏气处的埋地管道，再排查埋地小口径管道，最后排查埋地大口径管道”这一原则。以西气东输管道输气站场为例，通过生产运行经验总结，不同管径的埋地管道发生泄漏的可能性大小排序见表1。

表1 不同管径的埋地管道发生泄漏的可能性大小

发生泄漏概率较大的是管壁相对较薄的管道，主要部位为：弯头处、连头焊接补口处、管道穿墙处、汇管封头处、焊接补口处、地下水位高的盐碱土层处、管道存在缺陷处。

2 输气站场埋地管道泄漏检测方法

由于输气站场埋地管道发现泄露时天然气泄漏量较小，应用红外线成像、热成像、压力、声波等检测方法效果不好；由于站内管道弯头多，内检测目前尚无法实现；由于站内地下管道交叉多且存在防雷防静电接地网，探地雷达、PCM等检测法受干扰较多。目前还是以人工查找的方式为主，实践证明应用效果较好的有地面检测法、探坑法、探边法、严密性试验法。

2.1 地面检测法

地面检测法即利用可燃气体检测仪紧贴地面，沿埋地管道走向检测有无天然气泄漏的方法，一般多采用基于接触燃烧热原理的可燃性气体检测器［5］。运用这种方法检测时，可燃气体检测仪须紧贴地面进行检测，重点检测工艺管道入地处。由于站场生产区地面大多使用混凝土进行了硬化，埋地管道即使发生天然气泄漏也很难从地面溢出，因此，这种方法在大多数情况下只能初步判断某一区域是否存在泄漏。

2.2 探坑法

探坑法即沿可能发生泄漏的埋地管道在管道上方开挖探坑。探坑规格建议为长宽各1m、深1.5m，具体深度可参考埋地管道埋深确定。开挖放置一段时间待土壤内含有的天然气散发后，用可燃气体检测仪在探坑四壁和底部检测可燃气体浓度，通过不同方向上浓度的差别和变化判断发生天然气泄漏管道的位置，再沿该方向在埋地管道上方开挖探坑进一步验证。

2.3 探边法

探边法即沿埋地管道走向在两侧用钢钎扎深约1～1.5m的探洞，持续检测洞内可燃气体浓度。根据可燃气体浓度变化及地面结构、地下管线分布情况，圈定泄漏可能出现的区域，逐渐缩小可能发生泄漏的区域。再分析该区域内所有的埋地管线，按探坑法所述的原则初步确定可能发生泄漏的管道，再开挖确认泄漏位置。使用这种方法时，须提前确定生产区埋地管道、电缆、光缆等隐蔽设施位置走向，避免造成损伤。

2.4 严密性试验法

严密性试验法即把站场工艺管道系统按不同的设计压力等级和位置分区隔离稳压，检查是否存在泄漏。分区可根据实际情况进行调整，确保隔离区域内至少有一个压力变送器或高精度压力表，以便于监测该区域的压力变化。站场分区隔离后，先静置一段时间待压力稳定后，再通过SCADA系统监测各分区压力变化趋势，对压力持续下降的区域，开挖埋地管道排查是否存在泄漏点。这种方法对阀门密封性要求较高，试验前须对阀门进行检查，处理阀门内漏，所有放空、排污管线上的阀门都关闭到位，地面设备设施、各连接处无泄漏。由于检测时需要管道分段停运，影响了正常生产，且检测时间较长，因此，这种方法无法用于实时监测管道运行工况。

3 泄漏检测方法的综合应用

以西气东输管道一线某输气站场为例，探讨输气站场埋地管道发生泄漏时几种泄漏检测方法综合运用定位泄漏位置的方法及应用效果。

3.1 检测步骤

3.1.1 地面检测法检查泄漏

用地面检测发现第一路、第二路过滤分离器出口管道入地处有天然气泄漏，利用可燃气体检测仪检测发现可燃气体浓度已达爆炸极限。沿入地管道向下开挖查找泄漏点。

3.1.2 探边法检查泄漏

探边法普查埋地管道可能发生泄漏的范围。每两小时检测探洞内是否有天然气泄漏。如探洞内天然气浓度逐渐减小直至 0，则该位置可以排除。利用此方法可以初步确定发生泄漏的管段范围。

3.1.3 探坑法检查泄漏

探坑法进一步缩小可能发生泄漏的管道位置。该处埋地管道平均深度为 2.5～3m，参照埋深在开挖探坑时选择的深度为2m。每两小时检测四周坑壁及坑底的天然气浓度并做好记录，根据天然气浓度的变化进一步确定发生泄漏的位置，再开挖检查验证。

3.1.4 严密性试验法检查泄漏

在利用地面检测法、探边法、探坑法进行检测的同时，在输气生产运行工况条件允许的情况下，对站场输气管道分段隔离进行严密性试验。在条件允许的情况下，管道分区隔离观察的时间越长效果越好。对于压力下降较明显的管段，可适当延长分区隔离时间重复试验，以充分验证试验结论。对确定存在泄漏的埋地管段运用探坑法和探边法结合查找泄漏位置。

3.2 检测结果

通过各种检测方法的综合运用，快速检测出管道泄漏点为站内生活用气管道，该管道规格为Ø60mm×3.5mm，材质为 L245NB无缝钢管，运行压力 9MPa且长期承压。管道发生泄漏的位置因存在腐蚀，管壁变薄，管壁腐蚀变薄部位被高压气体冲破造成泄漏，见图1。

图1 埋地输气管道泄漏位置

值得注意的是，由于天然气泄漏点的节流降温效应，埋地管道泄漏位置附近的土壤通常非常干燥松散，且埋地管道泄漏不易在第一时间被发现，往往泄漏位置在一段时间后被较厚而坚硬的冰层包裹覆盖，泄漏的天然气无法从该处顺利扩散，反而沿管道走向从土壤中孔隙较多的位置发散，见图2。

图2 埋地输气管道泄漏处覆盖的冰层

4 结语

输气站场埋地管道泄漏原因可归纳为腐蚀、管材缺陷、管道老化、自然因素以及违章操作等五个方面［6］。其中，腐蚀和管材缺陷是造成泄漏的主要原因。输气管道一旦发生泄漏不仅造成经济损失，更会威胁站场生产运行安全。输气站场埋地管道由于位置的特殊性，往往易被忽视。因此，对运行中的埋地输气管道需定期用地面检测法进行泄漏检测，每年至少选择几个风险点开挖检查管道防腐层情况。发现问题应尽快处理，尽可能减少不必要的损失和危害。

输气站场埋地管道发生泄漏时，在检测前摸清埋地管道的走向是顺利开展检测工作的基础，充分分析地面设施、构筑物及混凝土层对天然气扩散可能造成的影响，提前排除干扰因素。由于输气站场大口径埋地管道的底部回填时难以充分夯实，与管道两侧及上部相比，土壤孔隙度较大，形成了一个天然的“通道”。当埋地管道发生泄漏时，天然气可能沿该“通道”扩散至离泄漏点较远的区域，对快速确定泄漏位置造成困难。综合运用地面检测法、探边法、探坑法、严密性试验泄漏检测方法，沿埋地管道走向进行泄漏排查，并选择异常部位进行开挖检查，可快速确认埋地输气管道的泄漏点，为抢修工作赢得时间，避免损失扩大。

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[2] 夏海波，张来斌，王朝辉.国内外油气管道泄漏检测技术的发展现状[J].油气储运，2001，20(1)： 1-5.

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