內檢測技術在天然氣管道上的應用實例

【摘要】 以某天然氣管道為例，簡述了內檢測過程，重點描述了內檢測前條件評估和檢測結果分析，并通過開挖驗證證明內檢測技術的可靠性、先進性。

【關鍵詞】天然氣管道；內檢測

1 內檢測技術

管道內檢測是使用內檢測器從管道內部進行的管道檢測。目前內檢測技術應用較廣的有幾何檢測和漏磁檢測，幾何檢測是以檢測管體的幾何變形情況為主要目的的內檢測，漏磁檢測是利用磁鐵磁化管壁，通過磁通量變化，檢測管體和焊縫中存在的缺陷和管道特征的技術。

2 某天然氣管道概況

管道建成于2014年，輸送介質為天然氣，從發(fā)球筒到收球筒共7.4公里，管道直徑為DN500，壁厚為7.1mm、8mm和10mm，管道類型為直焊管、螺旋焊管，管道材料為L415，管道屈服強度為415Mpa，運行溫度為環(huán)境溫度，設計壓強為6.3Mpa，最大允許運行壓強為5.72Mpa，最大運行壓強為5-5.2Mpa，管道等級為GA1，設計系數(shù)0.6和0.5，最小彎曲半徑為6D。

3 工作內容

對該天然氣管道進行管線內檢測，包括高級幾何變形檢測和三軸高清漏磁檢測。

4 內檢測條件評估

對待檢管道的物理特征和運行條件進行調查，評估管道的條件是否滿足檢測器運行，本次管道滿足檢測器運行條件，條件評估至少包括以下內容。

4.1收發(fā)球筒條件

收（發(fā)）球筒的檢測器操作場地面積應大于等于2.5倍檢測器長度的平方，注（回）介質口盲板的距離為0.5到1米，注（回）介質口距大小頭的距離應大于等于檢測器的長度，大小頭距閥門的距離大于等于檢測器的長度。

4.2三通

開孔直徑大于30%管道外徑的三通應設置檔條或擋板

套管三通開孔區(qū)域軸向長度應不大于管道外徑。

相鄰兩個三通（開孔直徑大于30%管道外徑的三通）中心間距離應大于1.5D+D—管道外徑，d1，d2—兩相鄰三通的開孔直徑。

4.3彎頭

管道彎頭的曲率半徑應滿足相應規(guī)格檢測器的通過性能指標。

相鄰彎頭間的直管段長度應大于管道外徑。

4.4閥門

管道沿線閥門應開啟靈活，檢測期間應處于全開狀態(tài)。全開狀態(tài)的閥門內徑應滿足檢測器最低通過性能指標。

管道斜接角度及直管段變形量都不應超過檢測器的通過性能指標。

里程樁、標志樁、測試樁宜齊備。

4.5管道材質

鋼材等級、焊縫類型

管道壁厚分布和范圍；

4.6運行條件

輸送介質及其特性；

運行壓力；檢測器運行期間，管道運行壓力應滿足檢測器正常運行的要求；新建輸氣管道應建立背壓，背壓不宜小于0.4Mpa。

流速，速度過低或太高均會影響檢測精度，當流速不滿足條件時，可考慮調整輸量或考慮檢測器的調速功能；

運行期間溫度不應超過檢測所能接受的范圍。

5 內檢測結果

本次天然氣管道的內檢測工作進行的非常成功，在幾何檢測和漏磁檢測中，沒有出現(xiàn)任何操作問題，施工順利。幾何變形檢測和附帶三維測繪的漏磁腐蝕檢測的整體數(shù)據(jù)采集率均為100%。

內檢測識別管道特征1058處，其中異常45處、額外的金屬/材料18處、環(huán)向焊縫和法蘭806處、彎頭158處、閥門4處、三通4處、分接頭4處、支撐1處、套管1處、地面標記14處、其他3處。45處異常中有40處為金屬損失異常，5處為幾何異常。

6 剩余強度評價

剩余強度評價使用目前廣泛采用，且結果較保守的ASME B31G-2012級別1評估（B31G修正規(guī)范）計算每個金屬損失特征的意義。剩余強度計算的結果為安全運行壓強（）和估計維修因子（）。估計維修因子確定了當前最大運行壓強（）和所計算的安全壓強之間的比率?？捎檬簭姡ǎ┏园踩禂?shù)得到安全壓強。

對于本次檢測的天然氣管道，從0到6.52km的設計系數(shù)為0.6，從6.52km到7.8km的設計系數(shù)為0.5。未受損管壁，計算最大運行壓強5.2Mpa下的估計維修因子（ERFs），本次內檢測識別出的40處金屬損失異常，在0.0≤ERF<0.6之間的有10處，0.6≤ERF<0.8之間的有27處，未定義ERF的金屬損失異常為3處。

基于剩余強度評價，可得出本次檢測最嚴重金屬損失異常，見下表1“基于壓力的嚴重程度表”。

7 結語

通過對目標天然氣管道的內檢測，得到準確的數(shù)據(jù)信息反饋，這說明內檢測技術是目前了解管道本體腐蝕、幾何變形等較為有效的方法。在內檢測數(shù)據(jù)基礎上，對管道缺陷進行剩余強度評價，給出業(yè)主關心的維修建議，為天然氣管道安全運行提供資料支撐。

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作者簡介：

董珊珊（1987-），女，河南開封人，河南省啄木鳥地下管線檢測有限公司技術部工程師，研究方向：長輸油氣管道完整性檢測技術方面。endprint