天然氣長輸管道管道內(nèi)檢測實(shí)踐

代洪波

摘 要：結(jié)合實(shí)際，在分析常見的幾種管道內(nèi)檢測的技術(shù)特征基礎(chǔ)上，對管道內(nèi)檢測技術(shù)的原理與應(yīng)用進(jìn)行分析，同時，提出了相關(guān)的管道內(nèi)檢測的恢復(fù)措施，希望分析能給相關(guān)工作人員提供一點(diǎn)參考。

關(guān)鍵詞：天然氣；長輸管道；管道內(nèi)檢測技術(shù)

0前言

天然氣長輸管道在日常工作過程中，以為很多外部因素的影響而導(dǎo)致其出現(xiàn)腐蝕、損壞、變形等問題，對于整個管路的運(yùn)行產(chǎn)生了極為不良的影響。因此，在實(shí)踐中需要及時的查找所存在的問題，消除故障問題，這就需要應(yīng)用先進(jìn)的科學(xué)檢測技術(shù)作為基礎(chǔ)。傳統(tǒng)的外部檢測技術(shù)根本無法達(dá)到內(nèi)部檢測的效果，檢測水平也比較低，對于安全性的把握也難以達(dá)到使用的需要。內(nèi)部檢測技術(shù)一般都會進(jìn)行內(nèi)部管道的應(yīng)用，可以更好的提升檢測效果，從而實(shí)現(xiàn)深入的檢測，確保管道運(yùn)行更加的安全，為人們提供良好的天然氣供應(yīng)。

1 管道內(nèi)檢測的技術(shù)特征

1.1 測徑技術(shù)

天然氣長輸管道在日常使用中，容易受到內(nèi)力、外力的雙重作用，從而導(dǎo)致了一部分管道出現(xiàn)變形的問題，通過測徑技術(shù)可以準(zhǔn)確的測量管道內(nèi)徑所存在的變化，可以更好的確定變形的位置，通過機(jī)械設(shè)備與磁力感應(yīng)來更加準(zhǔn)確的確定變形參數(shù)，從而可以針對實(shí)際情況來采取有效措施進(jìn)行處理。

1.2 漏磁檢測技術(shù)

該技術(shù)是一種應(yīng)用時間比較長的技術(shù)，較之其他技術(shù)來說，成熟度較高，通常都是應(yīng)用在長輸管道的腐蝕變形、凹陷方面的檢測，效果非常好。在長期發(fā)展中，漏磁檢技術(shù)被大量的應(yīng)用到實(shí)踐中，在應(yīng)用中對于環(huán)境也沒有明確的要求，可以在輸油或者輸氣管道內(nèi)使用，具體的操作程序也相對比較簡單。在長期應(yīng)用中，應(yīng)該保證管壁處于磁性飽和的狀態(tài)中，一般來講，管壁厚度對于檢測的精度影響較大，一般二者是呈反比的，也就是說壁厚越大，其檢測的精度也會隨之下降，最為準(zhǔn)確的檢測精度是對于12mm以下的管壁厚度中。

1.3 泄漏檢測技術(shù)

目前應(yīng)用最為普遍的泄漏檢測方法主要就是壓差法與聲波輻射法，前者在應(yīng)用實(shí)踐中主要是通過測壓儀器設(shè)備來進(jìn)行，檢測進(jìn)行的過程中需要將管道內(nèi)部注入一定量的液體材料，而泄漏位置上通常壓力會比較低，此時可以通過使用泄漏檢測設(shè)備來準(zhǔn)確的確定泄漏的具體位置；而后者主要是利用聲波來進(jìn)行泄漏位置的檢測，由于天然氣出現(xiàn)泄漏問題的過程中，具體的泄漏位置上就會存在有聲波的問題，一般會達(dá)到20～40 Hz，使用具備一定頻率的電子設(shè)備將聲波收集，然后就是在系統(tǒng)標(biāo)記中可以更加準(zhǔn)確的確定泄漏的具體位置。

2管道內(nèi)檢測技術(shù)的原理與應(yīng)用

管道內(nèi)檢測技術(shù)在應(yīng)用過程中主要是利用多種無損檢測技術(shù)設(shè)備安裝到清管器設(shè)備中，將原先所具有的清掃功能加上了信息采集、處理以及存儲等功能，然后就是通過智能化的操作可以更加準(zhǔn)確的確定缺陷位置和形式。利用清管器的運(yùn)動情況可以確定缺陷位置。

漏磁檢測器的原理是：以霍爾效應(yīng)為基礎(chǔ)，在整個管道結(jié)構(gòu)中加入了強(qiáng)磁場，從而使得整個磁場一直都處于飽和的狀態(tài)之中。在管道材質(zhì)出現(xiàn)連續(xù)、均勻的情況下，管道內(nèi)部的感應(yīng)線會一直處于管道內(nèi)部與管道表面平行；如果管道結(jié)構(gòu)中出現(xiàn)了金屬損耗的情況，其損耗缺陷的位置就會表現(xiàn)出磁感應(yīng)線的形狀會比較特殊，部分的磁感應(yīng)線也會在金屬損耗缺陷的位置上出現(xiàn)了一定的空間漏磁場的情況，在應(yīng)用漏磁感應(yīng)敏感探測器來進(jìn)行探測，進(jìn)而就能夠準(zhǔn)確的測定管道結(jié)構(gòu)中所存在的缺陷問題以及具體的位置，具體工作原理詳見下圖1所示。

2.1 內(nèi)檢測技術(shù) 應(yīng)用

在近年來，應(yīng)用漏磁檢測其實(shí)施了西南某省中一個天然氣運(yùn)輸項目某個階段長度為70km的管道進(jìn)行內(nèi)檢測。在對該管道實(shí)施腐蝕檢測之前，將管道進(jìn)行了多次的清管處理，在其達(dá)到了相應(yīng)條件之下實(shí)施了變形與腐蝕檢測。本次檢測中應(yīng)用的主要設(shè)備就是Φ426 腐蝕檢測器，其主要的技術(shù)參數(shù)如下所示：

- 數(shù)據(jù)取樣頻率或距離：4.791mm

- 腐蝕探頭數(shù)量：52 個

- ID/OD 探頭數(shù)量：26 個

- 能夠檢測管道壁厚范圍：6-12mm

- 可通過最小曲率半徑：1.5D×90°

由于該管道中輸送的為天然氣，所以在進(jìn)行檢測過程中必須要確保檢測器的運(yùn)行保持穩(wěn)定性與勻速，否則將會導(dǎo)致檢測不準(zhǔn)確，且容易造成安全事故的發(fā)生。根據(jù)檢測工藝最終確定，設(shè)備的形式速度為0.5～5 米/秒，通過合理的操作可以確定，該次檢測過程中，檢測器運(yùn)行速度非常的穩(wěn)定，速度波動范圍處于：1.59～3.67 米/秒之間，行駛速度平均為 2.41 米/秒，達(dá)到了最佳速度的需要。在具體檢測過程中，全程運(yùn)行速度詳見下圖2中所示。

經(jīng)過全方位的檢測之后可以發(fā)現(xiàn)，該處的管道中出現(xiàn)的金屬損失多達(dá)265處，其中外部的腐蝕問題數(shù)量為263處，而內(nèi)部腐蝕問題為2處。經(jīng)過數(shù)據(jù)分析可以確定，腐蝕最為嚴(yán)重的地區(qū)中，所存在的腐蝕深度已經(jīng)超過了管道壁厚的36%。從管道實(shí)際應(yīng)用的具體情況來分析，其出現(xiàn)的問題主要是因為腐蝕以及運(yùn)輸、施工中所造成的結(jié)構(gòu)損傷。

在全面的檢測完成之后，技術(shù)人員對該地區(qū)的天然氣長輸管道運(yùn)行安全性進(jìn)行了總體性的評估和分析。從最終的報告中可以發(fā)現(xiàn)，該長輸管道工程中的整體運(yùn)行狀態(tài)良好，腐蝕問題也不是很嚴(yán)重，最為嚴(yán)重的管道結(jié)構(gòu)中，其使用壽命僅為2.4年。經(jīng)過該次的內(nèi)檢測實(shí)施之后，對于該地區(qū)的管道運(yùn)行狀況以及腐蝕情況有了更加深刻的理解，為今后天然氣長輸管道的安全運(yùn)行提供了良好的基礎(chǔ)條件。

2.2管道修復(fù)技術(shù)

不管是天然氣長輸管道工程中選擇哪一種材質(zhì)的管道作為施工材料，只要是投入使用之后就會受到外部環(huán)境的損壞。因此，在實(shí)際管理過程中，需要采取有效的措施來進(jìn)行管道的維修和處理，這也需要引起管理部門的重視。當(dāng)前我國針對管道出現(xiàn)的問題主要采取的是一系列方法，主要為堆焊、打套筒、補(bǔ)強(qiáng)結(jié)構(gòu)施工等等方式。在檢測過程中，對于所發(fā)現(xiàn)的腐蝕問題，管理單位根據(jù)需要及時進(jìn)行修復(fù)處理，保證管道運(yùn)輸?shù)陌踩缘玫奖ＷC，并且在后續(xù)使用中需要持續(xù)的關(guān)注，經(jīng)過修復(fù)后的管道運(yùn)行狀況良好，不存在任何安全隱患。

3 總結(jié)

管內(nèi)檢測技術(shù)對于天然氣長輸管道的安全、穩(wěn)定運(yùn)行都是非常關(guān)鍵的，也是常見的檢測技術(shù)，其可以更好的確定管道出現(xiàn)的缺陷位置和程度，以便采取有效的措施來進(jìn)行處理，為管道運(yùn)行提供良好的基礎(chǔ)條件，保證人們?nèi)粘Ｉ畹奶烊粴夤?yīng)需求。

參考文獻(xiàn)：

[1] 盧宏玉.長輸天然氣管道泄漏檢測技術(shù)[J].化工管理. 2018（10）

[2] 奚占東.新型天然氣管道泄漏檢測技術(shù)探討[J].化工裝備技術(shù). 2008（03）

[3] 張新年.天然氣管道泄漏檢測技術(shù)綜述[J]. 內(nèi)蒙古石油化工. 2009（22）

[4] 楊向蓮.天然氣管道泄漏檢測技術(shù)評價及預(yù)防措施[J]. 能源技術(shù). 2005（06）

[5] 孟虎林，倫昌海，張紅星，趙文芹，馬偉平.美國石油儲罐泄漏檢測技術(shù)現(xiàn)狀論述[J]. 石油化工自動化. 2017（01）