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收發球筒條件

收（發）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。全開狀態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據采集率均為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。可用失效壓強（）除以安全系數得到安全壓強。

對于本次檢測的天然氣管道，從0到6.52km的設計系數為0.6，從6.52km到7.8km的設計系數為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，得到準確的數據信息反饋，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。在內檢測數據基礎上，對管道缺陷進行剩余強度評價，給出業主關心的維修建議，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