天然气泄漏范文第1篇

摘要：

天然气集输站场是天然气输送和储存过程中的枢纽，也是天然气泄漏检测的重点对象。传统的天然气泄漏检测技术响应慢、效率低，难以满足实际所需。可调谐半导体激光吸收光谱技术（TDLAS）以其响应速度快、灵敏度高、无需维护等优点得到广泛应用。使用可调谐半导体激光吸收光谱技术实现了同时对天然气的主要成分甲烷、乙烯、乙炔三种气体实时测量的开放式检测和报警系统。实验结果表明，该系统响应时间小于2s，其甲烷、乙烯、乙炔的测量精度分别小于100ppm－m，40ppm－m，50ppm－m，为石油化工行业中天然气泄漏检测技术提供了新的技术方法。

关键词：

天然气；可调谐半导体激光吸收光谱技术；多气体监测；泄漏监测

1引言

随着人们对环境、能源、安全的日益重视，在我国能源结构中天然气逐渐取代开采困难、污染严重的煤炭作为主要能源，其使用量逐年增加。然而，天然气的开采、运输和储存成为保障社会发展的重要环节，输气站场是整个管输天然气系统的枢纽，输气站中设备安全、高效运行是保证天然气输送的关键。随着设备的老化，机械撞击、自然灾害、第三方活动等因素造成法兰、阀门、泵的密封圈以及管线上出现的小孔或裂缝而引起泄漏，一旦发生泄漏，将会造成能源浪费、环境污染、发生火灾、爆炸等严重安全事故［1］，直接威胁到国家和人们的生命和财产安全。因此，为避免事故的发生，研究天然气泄漏的检测技术变得至关重要［2］。天然气的主要成分是甲烷，约占90％，还含有少量乙烷、乙炔、丁烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。传统的天然气泄漏探测器有火焰离子探测器、电子探测器、电化学催化燃烧和红外吸收传感器技术等［3］，然而这些探测器自身带电，在易燃易爆等特殊环境中应用时存在安全隐患，而且这类传感器寿命短、精度低、稳定性差、调校困难，经常存在误测误报现象；基于红外吸收传感技术的探测器还存在谱线干扰、维护周期短等问题。近年来，随着窄线宽半导体激光器技术的快速发展，使得可调谐二极管激光吸收光谱技术得到了广泛应用［4］。该技术可实现快速、准确、原位、实时检测等优点。美国SRIInternational公司研发了车载式天然气管道泄漏检测仪，提高了管道泄漏检测效率。国内起步较晚，但也有了一些用该技术设计的开放式和便携式天然气管道泄漏检测仪的报道［5－7］。但是，都局限于检测甲烷单一气体，未涉及其他含量气体的检测。本文针对天然气集输站场区域大，天然气管输系统聚集等特点，不宜采用点式和便携式检测的要求，采用可调谐二极管激光吸收光谱技术，设计完成了一套具有响应速度快，检测精度高，除甲烷检测外还可同时检测乙烯，乙炔多种气体的开放式连续检测与报警系统，提高了测量精度，减少误报概率。为了验证系统的可靠性，进行了人工释放标准气体，模拟泄漏的开放实验，结果表明系统响应时间小于2s，开放式光路测量距离可达100m以上，甲烷，乙炔，乙烯测量精度分别小于100ppm－m，40ppm－m，50ppm－m。满足石油化工行业检测标准，为天然气集输站场以及油气泄漏检测技术提供新的发展方向和安全保障。

2原理

2．1TDLAS技术

TDLAS技术采用窄线宽可调谐的半导体激光器作为光源，通过控制温度和电流来获得合适的激光输出波长，不同的气体分子对不同频率激光有不同的吸收特征，因此通过吸收光谱位置和强度可实现“指纹”式识别气体分子的种类和浓度［8］。当一束频率为υ的单色光通过混合气体吸收介质后，透过光强It与入射光强Io的比率与该频率处目标气体的吸收线强S／cm－2atm－1，摩尔分数C，激光在吸收介质中通过的路径长度L／cm，总的气体压强P／atm，以及吸收线型函数（v）／cm的乘积成指数关系，即：ItIo＝exp［－S（T）CPL（υ）］（1）通常令σ为吸收截面：σ＝SP。由于吸收线型函数在整个频域内的积分∫＋∞－∞（v）dv1，所以将式（1）两边取对数，在整个频域内积分可得：CσL＝∫＋∞－∞ItIodv（2）令积分后的值用吸光度A来表示，则吸收气体的浓度可表示为C＝AσL（3）在实验过程中，通过得到的吸收光谱解调得到吸光度A，再由吸收谱线参数和测量光程得到目标气体的体积分数。

2．2吸收谱线选择与波长标定

由于多数气体分子在近红外和中红外都具有吸收谱线，而近红外波段与光纤的低损耗窗口匹配，利用光纤及光纤器件可以方便的对光束进行远距离传输和多点分布式探测。所以，选择近红外波段的吸收谱线作为测量谱线。但在近红外波段有大量的气体吸收谱线，为避免其它气体特别是空气中含量较多的H2O、CO2等吸收谱线的交叉干扰，需要选择相互独立、且吸收强度较强的吸收谱线。实验所选的CH4、C2H2、C2H4的吸收谱线分别为1653．72nm、1531．59nm、1621．36nm。经查阅HITRAN数据库CH4在1653．72nm处有三条相邻特别近的吸收谱线，常压状态下无法分开，实验过程中做一条吸收谱线处理。C2H4的吸收谱线HITRAN数据库中没有收录，从PNNL25C（西北太平洋国家实验室）数据库中可查到1600～1650nm范围内有大量的C2H4吸收谱，且在文献中已实验验证［9］。三种气体吸收谱线参数如表1所示。实验采用分布反馈（DistributedFeedBack，DFB）结构的近红外波段半导体激光器作为光源，利用半导体激光器的窄线宽、快速调谐特性，当激光器工作温度稳定，其输出波长与驱动电流成近似线性关系［10］。通过在激光器电流驱动上叠加扫描电流使其输出激光波长扫描覆盖完整吸收线型，得到完整的吸收谱线。为实现数据的在线准确处理和波长的精确锁定需要对激光器的输出波长进行标定。在实验前用波长计分别对激光器的输出波长与驱动电流的关系进行测量，以乙炔检测激光器为例进行说明：通过温度控制电源板使激光器工作温度稳定在30℃，然后以步长为5mA从80mA逐渐增大驱动电流到135mA。图1所示为得到的乙炔激光器输出波长与驱动电流的拟合曲线，拟合相关系数为0．999，同时可得到激光器电流调谐步长为0．005nm／mA。同样，甲烷和乙烯激光器的输出波长与驱动电流也有很好的线性拟合度，其激光调谐范围分别为0．006nm／mA、0．008nm／mA。由此可通过吸收光谱直接拟合得到目标气体的吸光度A。可以实现系统长期免标定运行，减少后期维护工作。

3实验系统设计

该系统主要针对天然气集输站场设计，其系统检测原理简图如图2所示，针对所要检测的CH4，C2H2，C2H4三种气体，选用的三台蝶形封装的DFB激光光源，其中心输出波长分别为1653nm、1531nm和1621nm。光源分别由对应的温度、电流驱动模块和信号发生器模块控制，输出的三束调制光经微处理器控制的3×1光开关分时输出后，经发射端的准直和扩束器（THORLABSGBE10－C：10倍扩束，1050～1650nm范围增透膜），穿过测量区域到达反射端的直角反射镜后，沿平行光路返回到接收端，含有吸收信号的光束通过非球面聚焦透镜聚焦到光电探测器的光敏面上转化为电信号，输入到主机控制部分。得到的电信号经前置放大电路放大后由数据采集卡采集，并传输到微处理器系统，最后进行光谱数据的在线反演运算得到气体浓度值，并显示输出。同时，依据设定的报警极限值做出预警判断，若超过设定值将发出光、声报警信号。如图3所示为系统装置实物图，主要包括主机控制，激光发射和接受端，反射端三部分。系统数据解调方式采用直接吸收技术，该技术具有计算快速，不受光强波动影响、免标定等优点。为了测定系统的测量极限，设计了如图4所示的标定实验，在激光路径上放置长度为1m的标定吸收池。在标定实验时，吸收池中冲入浓度分别为1％、500ppm、500ppm的CH4、C2H2、C2H4混合标准浓度气体，底气为氮气。得到三种气体的吸收信号如图5所示，图中黑色曲线是原始直接吸收信号，因为实验在常温常压下进行，对吸收信号用标准Voigt吸收线型拟合得到拟合曲线，由于CH4和C2H2的吸收线较为独立，两侧没有其它谱线干扰，而C2H4的吸收谱线左边有一条相对较弱的吸收线，因此在拟合过程中CH4和C2H2的吸收谱线采用单峰拟合，C2H4的吸收谱线采用双峰拟合。通过拟合可得到CH4、C2H2和C2H4的吸收谱线吸光度A值分别为0．076cm－1、0．012cm－1、0．014cm－1。通过计算可得到吸收信号的信噪比（SNR）分别为100、12、10。由于直接吸收信号得到的吸光度与气体浓度程线性关系，所以可计算得到系统对CH4、C2H2、C2H4气体的最低测量极限分别为100ppm－m、40ppm－m、50ppm－m，完全满足天然气集输站场泄漏的检测要求。

4实验结果与讨论

系统外场实验在中石油管道局实验测试基地进行。外场环境测试温度35℃，空气相对湿度45％，风速1m／s，分别进行了50m、100m两个测试距离的实验。实验采用前面图3所示的模拟放气，在光束路径中任意位置释放浓度为90％、5％、5％的CH4，C2H4，C2H2混合标准浓度气体，放气位置在光束侧下方约2m处。测试过程中，设置光开关切换周期为10s，使输出激光依次测量的目标气体分别为CH4C2H2C2H4然后循环检测。每次放气1min，如图6所示为其中一次放气过程中的浓度结果数据。图中浓度数据上下波动较大，主要原因是该方法测量得到的浓度是光束视线方向上的路径平均值，在外场由于风速和气体扩散的不确定性使得光束路径上的浓度有较大波动。在控制部分设置有各种气体报警限，实验过程中系统报警正确率达100％。系统所用的光源为蝶形封装的DFB二极管激光器，其输出功率较其它半导体激光器高，约为20mW，该波段在单模光纤损耗小于0．25dB／km，因此系统可以通过光纤分束器并联2～4对发射接收端与反射端。按照天然气集输站场内输气管道、集气装置、房屋等特殊场地要求和分布情况，可以建立如图7所示的光路分布示意图，一套控制主机并联四对发射接收端与反射端，可以满足至少100m×100m范围的站场内天然气泄漏检测。

5结论

基于TDLAS的天然气站场泄漏检测系统可以快速、有效检测出开放环境中的甲烷、乙烯和乙炔，对三种气体的响应时间均小于2s。在50m、100m两种测试距离的测量结果证明有较稳定的响应效果，报警正确率达100％，可用于天然气站场，阀室及井口附近的天然气泄漏。相比于现有其它技术，本技术本质安全，无需校准，准确度高，受环境影响小。标定和外场实验结果与所释放已知浓度的标准混合气体结果一致，系统对甲烷、乙炔和乙烯三种气体的最低测量极限分别为100ppm－m、40ppm－m、50ppm－m，完全满足石油化工行业对天然气泄漏检测的要求。同时，基于该技术改进传感头的封装方式，可以实现并联式多点天然气泄漏检测与报警系统。

参考文献：

［1］徐亚博，钱新明，刘振翼．天然气输送管道泄漏事故危害定量分析［J］．中国安全科学学报，2008，18（1）：146－149．

［2］刘秀，王岭雪，金伟其，等．危险气体泄漏的光学遥测技术及其进展［J］．红外技术，2009，31（10）：563－572．

［3］刘明礼，向启贵，戴忠．管输系统天然气泄漏量计算模式及泄漏检测最佳条件的确定［J］．石油与天然气化工，2002，31（1）：47－51．

［5］尹王保，赵建明，马维光，等．墙面靶材料用于激光遥感探测气体的反射特性实验研究［J］．中国激光，2003，30（3）：259－262．

［6］樊宏，高晓明，鲍健，等．天然气管道泄漏可调谐二极管激光遥感探测的研究［J］．光谱学与光谱分析，2006，26（8）：1423－1427．

［7］夏慧，刘文清，张玉钧，等．基于菲涅耳透镜开放光路天然气泄漏检测系统设计研究［J］．光谱学与光谱分析，2009，29（3）：844－847．

［8］张志荣，夏滑，董凤忠，等．利用可调谐半导体激光吸收光谱法同时在线监测多组分气体浓度［J］．光学精密工程，2013，21（11）：2771－2777．

天然气泄漏范文第2篇

关键词 天然气管道；泄漏检测；检测方法

中图分类号TE8 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）58-0051-01

城市的高速发展带动着各个方面的需求也在不断的增加，人们对于一些传统性资源的依赖程度越来越低。由于天然气具有非常特殊的优点一直深受人们的欢迎与喜爱，天然气具有燃烧充分、能量高等特性一直深受用户的欢迎。天然气的广泛使用使得天然气运输成为近年来社会研究的热点问题。天然气管线在运输的过程中具有运送量大、效率高，投资低、见效快等优点，并且天然气在运输的过程中可以有效的适应各种复杂地形、地貌和气候条件，且不受时间和空间条件的限制。

因此，选择管线进行天然气运输已经成为油气运输的首选方式。但是天然气管线在运输的过程中，由于老化、维修不充分也会在一定程度上导致天然气发生泄漏，如果能够及时的发现泄漏点并能够采取有效的措施，就能够有效的降低因泄漏所带来的危害和损失，如果处理不当，则有可能会带来难以估量的危险。为了及时发现泄漏事故，减少油气损失，保障人们社会生活安全，维护管道的正常运转，必须要在一定程度上加强维护和检修工作，加强管理措施，通过对新技术的应用保障天然气管线的正常运输，在新的发展时期，进行天然气管道的保护和维护工作对于社会可持续发展具有非常重要的意义与作用。

1 管道泄漏检测技术的发展

随着我国科学技术的不断发展，对管道泄漏的检测方法的研究也在不断的深入与发展，我国经过几十年的发展已经形成了一套成熟的检测技术，但是由于其检测技术的复杂性，如管道介质存在一定的多样性，这就增加了检测的难度，当前面对管道介质多样性的检测还没有形成一种可靠的通用的检测方法，在实际的检测过程中需要针对不同的管道介质采取不同的检测方法。

近年来对于管道泄漏的检测技术主要有基于硬件和基于软件的检测方法，基于硬件的检测方法主要是指利用由不同的物理原理设计的硬件装置，将其携带或铺设在一定的管线上，以此来进行管线的检测并进行合理的定位，准确的检测数据。基于软件的检测方法是根据计算机数据采集系统对天然气管线内的流量、压力、温度及其它数据进行实时检测和分析，并形成一定的分析报告，通过一定的软件计算对泄漏点进行准确检测和定位，提高检测的准确率。

2 基于硬件的检测方法

基于硬件的方法主要有三种，一种是直接观察法。直接观察法主要是依靠有经验的管道工人或经过训练的运物进行管道巡查。通过对天然气管线进行准确的察看或听以此来判断天然气管线是否存在泄漏情况，这种检测方法较为直接，但是不能对管线进行准确的连续检测，发现泄漏的实时性较差。

第二种方法是探测球法。探测球法主要是建立在磁通、超声以及涡流等技术的基础之上的，它是20世纪80年代末期发展起来的一项新技术，它的应用原理是指将探测球沿管线内进行探测，利用超声技术或漏磁技术对天然气管道的各类情况进行检测和分析，并形成大量数据，将这些所得的数据结合实际情况进行事后分析，以此来判断天然气管线是否被腐蚀、穿孔等，通过该方法进行检测，可以达到准确率高的程度，但是该检测方法只能是间断进行，在检测的过程中，检测球容易发生堵塞、停运等事故，并且这种检测方法较高。

第三种方法是半渗透检测管法。这种检测方法主要是将检测管埋设在管道上方，气体可以渗透到真空管中，并被吸到监控站进行成份检测。这种检测方法是基于扩散原理为基础的，主要元件是一根半渗透检测管，在检测管内部含有一定的成分，这种特殊的成分能够对天然气和石油等具有很高的渗透率，却不透水，这样就使得检测的准确进一步增加，一旦检测管周围发生一定的油气泄漏，这时所泄漏的油气就分渗入到检测管中，在检测管的一端连有抽气泵，持续地从管内进行抽气，并将所抽取的气体进入烃类检测器，如果检测到有一定的油气存在，则说明有泄漏事件发生，这种方法的检测准确率较高，但是检测成本和维修费成本都较高。同时，土壤中的气体，如沼气等可能会造成一些假指示现象，容易引起误报警。

3 基于软件的检测方法

基于软件的检测方法主要有两种：一种是压力点分析法。这种检测方法用途广泛，可以对气体、液体和某些多相流管道泄漏进行准确检测，它依靠分析由单一测点测取数据，使检测方法极易实现。在管道发生泄漏之后，其压力会降低，使原来稳定的环境遭到破坏，在这种状态下，管道就会趋向于新的稳态。在此过程中会产生一种沿管道以声波传播扩散的扩张波，它可以详细的记录渗漏点。

第二种方法是压力梯度法。压力梯度法是指在天然气稳定流动的条件下，压力分布呈现斜直线的状态，当泄漏发生时，漏点前的流量就会增大，压力分布直线斜率也会较大。当天然气管线内发生气体泄漏时，其相应的斜率会进一步减小，压力分布也由直线变成折线状，压力梯度法需要在天然气管线上安装多个压力检测点，而且对于仪表精度都有一定的要求。在实际的检测过程中，要不断的对检测方法进行有效的创新，只有这样，才能够切实保障天然气管线的正常运作。

参考文献

[1]刘艳.天然气管道泄漏检测及抢修技术[J].科技传播，2011(05).

天然气泄漏范文第3篇

关键字：燃气锅炉房 天然气 泄漏 防范 处理

0 概述

近年来随着我国煤炭供应的日趋紧张和煤炭价格的愈日上涨，越来越多的供热企业把目光从传统的燃煤供热转向燃气供热，燃气供热以其环保、节能在全国各地得到了越来越广泛的应用，尤其是集中供热的燃气锅炉房最受青睐。因此燃气锅炉房的安全管理工作也成为供热行业关注的一个重要议题。几年来，南泉锅炉房以供热公司EMS/OSH/HSE管理体系为载体，不断分析锅炉房天然气泄漏的危害和风险，制定了有效的防范措施，采用了国内外许多先进的新技术、新工艺和新设备，保证了锅炉房安全平稳运行。

1 燃气锅炉房天然气泄漏严重危害

我们使用的天然气主要成分是：甲烷含量98%，丙烷含量0.3%，丁烷含量0.3%，氮气含量1%及其它物质，高发热量9650千卡/标方，低发热量8740千卡/标方，爆炸极限：5%-15%。我们所说的天然气可能泄漏的区域是指从调压站到锅炉（包括锅炉）之间的天然气管线、阀表、配件等。其中调压站至风机间为地埋管线，风机间至锅炉为架空明管线。

天然气爆炸是在一瞬间，（数千分之一秒）生产高温（达3000℃）、高压的燃烧过程，爆炸波速可达300m/s，造成很大的破坏力。

如果天然气泄漏遇到明火、静电、闪电或操作不当等会发生爆炸、火灾，在密闭空间会使人缺氧、窒息，甚至死亡，给单位安全生产和国家及人民生命财产带来不可估量的损失。

2 燃气锅炉房天然气可能泄漏及原因分析

2.1 燃气锅炉房天然气泄漏的分类

按照泄漏部位分为：室外埋地管线泄漏，室内燃气管线泄漏，锅炉本体泄漏，燃烧器泄漏，控制、调节、测量等零部件及其连接部位泄漏。

2.1可能泄漏原因分析

燃气锅炉房天然气泄漏除了因员工违章操作引起和自然及外力引起外，主要有以下原因。

2.1.1室外埋地燃气管线泄漏：施工质量不过关，管线腐蚀穿孔。

2.1.2室内燃气管线泄漏：施工时施工质量不过关，或长期运行管线腐蚀。

2.1.3锅炉本体泄漏：由于在燃气锅炉设计初期或安装时未按有关技术要求施工。如锅炉模式壁焊接不严；由于施工完后未按有关技术要求烘炉，或锅炉升降温过快炉墙砖缝开裂密封不严；燃气锅炉运行时振动大，焊缝脱焊或造成炉墙保温层开裂；观火孔、防爆门、人孔门等关闭不严；锅炉在运行时自动熄火。

2.1.4燃烧器泄漏：设计原因或安装调试不到位；燃烧器在长期运行后，空燃比失调，使燃烧工况发生变化。

2.1.5控制、调节、测量等零部件及其连接部位泄漏：由于这些部件经常动作可能会造成开关不灵活、关闭不严，或由于锅炉运行过程中振动大造成连接部位松动天然气泄漏，或由于控制、调节、测量等零部件质量差，关闭不严漏气；或由于法兰、密封垫片、密封胶等老化造成泄漏。

3 燃气锅炉房天然气泄漏状态辩识

锅炉房内天然气发生严重泄漏时，会出现以下现象：

3.1 天然气工作压力有变化。

3.2 在泄漏源附近可听到强烈的气流声。

3.3 手持报警仪会发出异常响声。

3.4 泄漏较大时（浓度较高）固定报警器会发出自动报警，自动开启排风扇。

3.5 严重时会发生锅炉本体或天然气管线爆炸、火灾等灾害事故。

4 燃气锅炉房天然气泄漏防范措施

4.1 在燃气锅炉房设计和施工时严格按照GB50041-1992《锅炉房设计规范》的有关规定进行设计和施工，由有设计资质的专业设计单位和有施工资质的单位进行设计和施工，使锅炉房在设计和施工阶段就更加规范，杜绝不安全隐患，防止天然气的泄漏。

4.2 建立健全车间的各项安全管理制度。这几年车间逐渐建立健全了《燃气锅炉房安全规则》、《燃气热水锅炉事故处理规程》、《安全生产责任制》、《巡回检查制度》、《防止静电危害十条规定》、《防止中毒窒息十条规定》、《消防安全检查制度》、《防火防爆十大禁令》、《安全规程》、《运行规程》、《设备维修保养制度》以及各岗位人员责任制等，加强了车间的安全管理。

4.3加强职工教育培训，提高职工安全防范和应急能力。

4.4用科学的手段和现有的检测仪器及时发现泄漏隐患，提前采取预防措施。

4.4.1人工检测手段

（1）、根据巡检人员的嗅觉和听觉来判断。天然气发生泄漏后，由于它比空气轻，会很快聚集在室内上部，天然气的主要成分是比空气轻的甲烷，在供气时放入了四氢噻酚以便用户识别，泄漏量只要达到1％，用户就会闻到臭鸡蛋气味。

（2）、肥皂水检测。用喷壶将肥皂水喷到需要检测的部位或用刷子将肥皂水刷到需检测的部位，观察肥皂水是否起泡判断是否有泄漏，根据水泡发起及破裂的时间判断泄漏量的大小（3）、仪器检测。利用比较先进的手持天然气检测仪器进行检测。

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4.4.2天然气泄漏报警检测系统

（1）、在南泉锅炉房室内距地面5米高处，安装了12台天然气泄漏报警器。报警器与锅炉 仪控室的DCS监控系统连锁。

（2）、当任意一台天然气泄漏报警器的测试值达到或超过泄漏规定的最大值时，DCS系统声音报警的同时启动锅炉房轴流风机进行通风，运行人员可根据各报警器显示的数值在短时间内查找泄漏点。

4.5 选材、设计、加工、安装合理，天然气阀门的泄漏量要求十分严格，通常埋地和较重要的阀门都采用阀体全焊式结构。为了保证管线阀门的密封性能，要求密封副具有优良的耐蚀性、耐磨性、自润性及弹性。车间每年都要采用高质量的材料（如聚四氟乙烯、尼龙、丁腈橡胶(NBR)、特殊合成橡胶(VITON)等）对易泄漏的控制、调节、测量等零部件及其连接部位零配件进行了更换，大大减少了天然气的泄漏。

4.6 严格安全操作

4.6.1 加强防火安全管理。

杜绝明火先从人员入厂开始，凡进入锅炉房的人员一律严禁带火种，车辆进入锅炉房要佩带隔火罩，车间门卫对进出的人员和车辆进行认真登记和管理。

在锅炉放房内需动用电焊、气焊作业时，严格根据动火审批程序办事，采取一切必要的预防措施，施工作业时车间专职安全员和主要领导要在现场监护。锅炉房内禁止堆放任何易燃物品和杂物。

4.6.2 采取防静电防爆措施。

严格职工劳保穿戴，凡进入锅炉房的人员一律要求穿防静电工作服，严禁带手机进入；车间每年对天然气管道的静电和防雷接地装置以及电气设备的接地保护线进行检测，保证防火防爆安全装置完好，使静电和雷电能够及时得到地释放；采用防爆型照明、防爆仪表及其他防爆用电设备；在锅炉房施工均要使用防爆工具；

燃气锅炉后的烟道上应装设防爆门、爆破片（防爆门、爆破片的位置应有利于泄压，当防爆炸气体有可能危机操作人员的安全时，防爆门上应装设泄压导向管）。

4.7锅炉燃烧调节及监护运行。

在锅炉点火运行前（尤其是点火不成功或自动熄火后重新点火时）一定要按照运行操作规程对炉膛和烟道进行吹扫；对锅炉燃烧进行调节时不能太快，防止锅炉熄火后，在炉膛和烟道内泄漏天然气；司炉人员在锅炉运行时，重点监护并防止天然气泄漏和燃烧器自动熄火。

4.8 保证灭火降温装置（消防系统）完好。

燃气锅炉由于泄爆或某些意外原因引起燃气泄漏，在燃气浓度到爆炸下限以前也需要水喷雾灭火系统的保护。利用水喷雾的混合稀释作用，使燃气的浓度降低，可起到防火的效果。

消防水管道和消火栓的完好，尤其是在寒冷的冬季，要防止管线冻结。

4.9 燃气成分控制技术（氮气置换）

除在开始供热通天然气之前和停止供热停用天然气之后按规定对天然气管线进行氮气置换外，在运行中因为天然气泄漏需要动用电气焊进行处理时，也需要对部分管线进行氮气置换，以确保施工安全。

5 燃气锅炉房天然气泄漏应急处理：

5.1对发现的天然气泄漏部位进行处理的基本方法程序

5.1.1室外埋地燃气管线泄漏。立即通知燃气公司调压站切断气源，并向公司安全和生产部门汇报，通知疏散附近居民，根据天然气泄漏应急预案进行处理。

5.1.2室内燃气管线泄漏。

立即紧急停炉，切断锅炉房总气阀，通知燃气公司调整供气压力，并向公司安全和生产部门汇报，根据天然气泄漏应急预案进行处理。

5.1.3锅炉本体泄漏。

a.紧急停炉（按急停按钮）。

b.关闭该台锅炉的天然气总阀，切断气源。

c.根据天然气泄漏应急预案进行处理。

5.1.4燃烧器泄漏。

立即紧急停炉，切断该台锅炉的总气阀，并向公司安全和生产部门汇报，根据天然气泄漏应急预案进行处理，组织有关的技术人员整改。

5.1.5控制、调节、测量等零部件及其连接部位泄漏。

立即紧急停炉，切断该台锅炉的总气阀，更换控制、调节、测量等零部件，对其位泄漏的连接部位重新密封。

5.2 处理天然气泄漏时应注意的问题

5.2.1严格按照锅炉房天然气泄漏的有关规定和程序组织处理。

5.2.2及时与燃气公司、供热公司的有关科室联系，需要切断天然气供应的一定要切断；需要天然气置换的一定要按规定置换；需要办理动火手续的一定要按规定办理，需要专业队伍维修的一定要委派有资质的专业队伍施工。

5.2.3针对各种可能的泄漏事故，组织编写好相关处理方案、应急预案，并做好各应急预案的演练。

5.2.4做好处理泄漏事故专用材料、应急消防物资、检测工具等的储备。

5.2.5处理泄漏要派车间专职安全员现场负责，对有关人员进行相关技术交底。

5.2.6处理完后要保证工完料尽场地清，认真作好技术资料的填写。

6 结论

通过对燃气锅炉房风险危害识别，采取有效措施，运行5年多来，车间没有发生一起安全事故，连续5年获公司级安全生产先进单位。

不妥之处恳请同行们给予指正。

参考文献

[1] 徐帮学 《燃气锅炉安装与维修实用手册》 新疆青少年出版社 2001年11月出版

[2] 马昌华 《锅炉事故防范与安全运行》

天然气泄漏范文第4篇

关键词 天然气管道；管道泄漏；泄漏检测；抢修

中图分类号 TE973 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2012）102-0115-01

作为现代城市重要的生命线之一，城市天然气管网在工作的过程中承受着来自外界环境的各种环境压力，包括：管道老化、焊接缺陷、管道腐蚀以及其他的影响因素，导致其在运行过程中存在着泄露的风险。这不但造成了环境的污染和资源的浪费，同时也严重的威胁到了人们的生命财产安全。因此，针对天然气管道泄露的问题，论述其泄露检测方法和抢修技术对保证天然气管道的正常运行有积极意义。

1 天然气管道泄漏检测的几种方法

1.1 体积/质量平衡检测法

这种检测方法是基于天然气管道在没有发生泄露时，管道的流入量与流出量是完全平衡的。当需要将管道输送压力、输送温度等因素纳入到影响管道存量的影响分析因素中时，可以将体积/质量平衡检测方法分为带修正量法和不带修正量法两种。其中，不带修正量的体积/质量检测方法只能针对稳态工况条件下的管道泄漏问题，其检测精度主要是以管道在稳定运行过程中对流量的计量精度之上的；而带修正量的体积/质量平衡检测方法又以修正方式的不同而分为基于实时模型的总量修正方法和基于简单计量仪表的总量修正法。其中，采用实时模型的总量修正方法在计量的过程中将更为全面，但是其检测过程中需要考虑到压力、温度等其他影响因素，因此对管道检测技术要求较高。而带修正量的总量修正平衡方法敏感度较高，泄露定位精确度不够，一般不采用。

1.2 压力/流量分析检测法

当天然气管道出现泄露问题时，管道中的额压力、流量等数值都会发生对应的变化，与正常工作条件下的数值存在着一定的偏差。这时，利用计量设备对这些特征数据值进行监测，将可以对管道的正常工作与否进行确认。基于这个原理，当前开发出了流量/压力点变量分析法和压力趋势图法等。

1）流/压力点变量分析法。这种检测方法主要是对管道前后的压力/流量进行监测，管道出现泄露问题时，管道前端的流量将增加，而后段的流量则下降。通过流量、压力变化的监测就能够对管道泄漏情区段进行确认。这种方法实现相对简单，但是偏差较高。

2）压力趋势图法。该方法主要是对管道的实际压力和正常工况下压力的变化进行监测。当天然气管道出现泄露问题时，在管道的入口处就会出现明显的压力下降先喜爱那个。而与管道相连的压力检测系统会因为压差的变化而动作，与之相连的管道干线截断阀将开启，使得天然气管道自动截断。这种方法主要用于突发性的大流量泄露事故。

1.3 泄漏特征监测法

1）压力波检测技术。对于处于运行中的天然气管道而言，其泄露点将会出现较为剧烈的振动。这种微小的振动将可以沿着管壁传递数米甚至数千米，并会在管道输送介质中形成对应的压力波。而根据管道压力、管道材质以及管道口径等差别，传递的距离会有所变化。当压力波冲击管壁或者是阀门时，可以采用对应的检测设备探测到其中的振动。在用对应的仪器设备获得对应的振动波之后，利用管道材料参数和管径等获得压力波的传播速度，综合分析可以得到泄露点的具置。当前，压力波的检测、计算以及泄露点的分析都可以通过微机完成，定位将更加快速、精确。

2）非插入式超声泄漏检测技术。非插入式超声泄漏检测技术是当前广泛使用的一种管道泄露检测技术。将这种检测仪器安装在任何管道之上后，不需要切割对应的管道，甚至不需要截断介质的输送就可以实现泄露情况检测。通过该设备可以搜集到管道的流量、温度、流体粘度与密度、压力等相关数据，对管道的质量流量进行编译。一旦管道中出现输入/输出量的不平衡，其偏差量超出报警临界值时，系统将会自动报警。

2 天然气管道泄漏的几种抢修技术

2.1 螺丝胶粘接法在天然气管道泄漏中的应用

这种抢修方法主要应用与泄露点呈点状分布的管道中，其抢修步骤包括：检漏、清理、止漏、加固和再次检漏等几个步骤。

在利用管道泄露检测系统获得泄露点之后，再次用丙酮溶液对泄露点进行确认，在完全定位之后，对泄露点周围的金属表层进行清理，在露出金属的本色之后，再使用丙酮溶液进行清洗。然后，用医用针管将事先调制好的丙烯酸酯结构胶　均匀的涂抹在泄露点周围，然后逐步的靠近泄露点；在胶粘剂完全固化之前将金属螺母固定在泄露点处，以引导天然气从螺母孔外泄；待结构胶彻底固化之后，在螺钉上套上密封垫片，用来封堵螺母，并在螺纹和螺母之间涂上密封胶，利用螺纹来进行密封；完成之后再次用清水进行泄露检测；确认无泄露之后，利用丙烯酸脂胶粘剂进行最后的加固，以增加整个修补部位的强度。其具体的抢修原理如图1所示。

2.2 铅丝胶粘接法在天然气管道泄漏中的应用

铅丝胶粘接法主要用于存在缝隙的泄露点，其基本的操作方式与上文中螺丝胶粘法的操作方式类似。只是该方法主要是利用了铅丝的延展性进行堵漏。其可以根据泄露点的不同，诸如条形缝隙、砂眼、环形缝隙以及不均匀缝隙等，用软质金属榔头将铅丝一点点的嵌入泄露点，以达到有效堵漏的目的。

2.3 天然气管道抢修过程中的注意事项

胶粘法进行管道泄露点的堵漏过程中，胶粘剂是其中的重要因素。而当前胶粘剂的品种、成分和性能等千差万别。因此，在抢修过程中应该根据实际的泄露情况选择对应的胶粘剂。尤其是对胶粘剂的凝固速度、粘接能力、固化强度、耐腐蚀性以及韧性等进行综合选择。

从具体的操作实践来看，在进行检漏、清洗和油污溶解过程中，丙酮是一种效果优良的溶剂，其挥发性不会影响到胶粘剂的性能。同时，堵漏的过程中，要注意清理工作，必须在充分显露出金属本色之后方能进行粘接操作。

参考文献

天然气泄漏范文第5篇

【关键词】燃气-蒸汽联合循环发电机组；天然气压缩机；后冷器；泄漏报警

本文所述燃气-蒸汽联合循环发电机组(简称l号机组)，是国内首批建设的“F”级大容量燃气-蒸汽联合循环发电机组之一，采用日本三菱公司M701F燃气轮机，三压、再热、下排汽凝汽式汽轮机。余热锅炉采用东方日立锅炉有限公司的三压、再热、自然循环、无补燃、卧式余热锅炉。燃机、汽机本体部分采用日本三菱公司的DIASYS NETMATION控制系统 (TCS+TPS+PCS)；机组中的余热锅炉、电气以及其他辅助系统的控制系统为 A SERISE系统。

1.电站天然气前置处理系统简介

l号机组燃用的天然气，是由站内设有的天然气前置处理系统进行处理，主要通过旋风分离撬、超声波流量计量撬、过滤分离撬、压缩机撬、调压撬、三菱精过滤器等设备对进站天然气进行杂质分离、流量计量、过滤、加压、调压、精过滤处理，最终将满足适当压力、温度且干净的天然气提供给燃机。

2.原设计中存在的安全隐患

压缩机撬采用美国SOLAR公司提供的一台100％容量的变频调速电驱动C406离心压缩机将天然气进行加压，压缩机撬中后冷器的主要作用是把经过压缩机压缩后升温的天然气温度降下来 (由139.6℃降到45℃以下)，满足燃机用气温度要求。后冷器结构为管壳式，冷却管为碳钢SA-2l4，管内介质为天然气(工作压力4．5MPa(g))，管外介质为冷却水(工作压力0．3MPa)，水源为工业水，冷却水回水至 l号机组机冷却塔。由于后冷器为压缩机厂家配套，设计中未考虑冷却管运行中发生破管的监测手段。运行中一旦发生冷却管破管造成高压天然气泄漏进入低压冷却水系统而很难被发现，给机组的安全运行带来严重隐患。压缩机撬系统图见。

3.后冷器泄漏及安全隐患分析

3.1后冷器的泄漏

1号机组临时消缺期间(间隔2天～3天)，处理压缩机防喘阀门杆泄漏的缺陷时，发现防喘阀门杆处有水滴流出。由于水是从天然气侧流出开始怀疑是否为天然气中所携带的冷凝水，但经过水样化验确定为工业水，因此判断是后冷器破管泄漏所致。由于压缩机停运2天，而运行人员也未在压缩机停车后将后冷器的冷却水门关闭，导致0．3 MPa(g)的冷却水沿着泄漏的后冷器冷却管进入已排空放散的天然气管；由于时间较长，泄漏的冷却水最终在系统中较低处的再循环管内聚集，而从有泄漏缺陷的防喘阀门杆处流出。

3.2安全隐患分析

现在判断可能后冷器冷却管已泄漏多日，由于运行中的天然气压力大于冷却水压力，后冷器破管后天然气漏至冷却水回水管，最终被引到机力塔而排入大气中造成后冷器破管却不能被发现。尽管运行期间压缩机多次正常启停，但每次压缩机停运时间都很短(一般4h~5h)，在冷却水门未关的前提下，如果冷却管已破管将会发生冷却水泄漏到天然气侧的情况，也因无任何监测手段而不被发现无论是天然气漏入冷却水管中还是冷却水进入到天然气管中，都对机组的安全运行带来严重隐患。一种情况是压缩机组运行时，若冷却管已破管造成天然气漏入冷却水管中，尽管泄漏的天然气最终被引到机力塔而排入大气中，但天然气可能会在管道系统中的“门型弯”处发生聚集，遇到火花将发生爆炸危险；另一种情况是压缩机组停运后，天然气将被排空放散冷却水将从破损的冷却管进入天然气管中，这样，冷却水可能进入压缩机组或进入燃机，也会使碳钢材质的天然气管产生锈蚀。所有这些，均将影响机组的安全运行。

4.后冷器泄漏的处理方法

针对后冷器冷却管泄漏情况，采取以下的措施。

(1)对后冷器冷却管内壁(天然气侧)采用内窥镜检测。

(2)对已破损的管采取两端打钢堵并和管头施焊处理措施。

(3)对所有的可能进水的天然气管及压缩机本体进行彻底的排水及干燥。

(4)因缺陷为腐蚀造成，将冷却管材质改为不锈钢体进行更换。

(5)要求运行人员在每次压缩机停运后将后冷器的冷却水门关闭，防止冷却管破管后冷却水进入天然气侧。

5.冷却器破管造成天然气泄漏的报警方案

5.1放气阀工作原理及系统报警原理

在压缩机后冷却器冷却水管最高位置上装配排气阀，此排气阀内浮球浸没在水中，由于水的浮力作用浮球处于最高位置。由于杠杆力的原因，杠杆另一头装配的密封阀座起到密封作用，排气阀处于关闭状态使液体不会外泄。一旦后冷却器内冷却管破管造成高压天然气渗入冷却水时，由于气体的密度远低于水的密度，气体会聚集到管网的最高处并进入排气阀；在排气阀内的气体逐渐代替液体的位置，浮球不再被浸没在液体内，浮球在本身的重力作用下下行，杠杆平衡被打破，导致排气阀开启而放出气体；放出气体后，液体重新进入阀室，浮起浮球，关闭排气阀口。

在排气阀排气处安装3台燃气泄漏报警探头，并将探头输出的4mA～20mA信号连接至现场的压缩机控制系统；压缩机控制系统采取3取2的模式，当其中任何2台探头输出的信号为天然气含量大于25％时，压缩机控制系统发出蜂鸣报警信号，由工作人员检查故障并判断是否停机。

5.2方案的实施

实施工作分为两个阶段。针对第一阶段后冷器只是进行了封堵处理，有可能再次发生冷却管泄露缺陷，且1号机组暂时不能停机，所以上述天然气泄漏信号暂时不能接入压缩机控制系统。第一阶段的工作采用在压缩机厂房北侧另装一台蜂鸣器的方案，当天然气发生泄漏且浓度达到5%时，燃气探头自带的开关闭合，回路上串联的蜂鸣器发出报警信号。

第二阶段的工作，将天然气泄漏信号接入压缩机控制系统。在排气阀排气口处安装3台天然气泄漏报警探头，并将探头输出的4mA～20mA 信号连接至现场的压缩机控制系统；压缩机控制系统采取3取2的逻辑，当其中任何2台探头输出的信号为天然气含量大于25％时，压缩机控制系统发出蜂鸣报警信号，由工作人员检查故障并判断是否停机。这三个信号分别接入ZF2O72CH1、ZF2064CH3、ZF2072CH

O三个模拟量信号通道，并做出三取二逻辑在上位机显示报警。

5.3一阶段所需增加配套设备

为了完善第一阶段预防天然气泄漏的工作，需要增加如下配套设备。

(1)Armstrong22一AV型 DN20排气阀 1台，最高工作压力为0．87MPa,浮球重量282g，阀孔尺寸为3／16。

(2)SP一1102型 4mA～20mA模拟量输出天然气泄漏报警探头3台，工作电压24V DC、

(3)连接信号线共300m，镀锌钢护管 DN25共100m，防爆管件、葛兰等若干。