站場工藝管道不停輸在線腐蝕檢測技術研究

孫世武，張曉東，段曉蘇，蔡亮，梁昌晶

1.中國石油華北油田分公司 工程技術研究院（河北 任丘062552）

2.四川科宏石油天然氣工程有限公司（四川 遂寧629000）

3.中航油京津冀物流有限公司（天津 300300）

0 引言

根據《特種設備安全法》《特種設備安全監察條例》的相關規定，壓力容器、壓力管道必須進行定期檢驗，定期檢驗的目的主要是預防有毒氣體泄漏，針對承壓殼體、管體或附件檢驗，按服役年限、安全等級確定檢驗周期，一般為2～6年。壁厚檢測是最為重要的檢驗項目之一，檢測因腐蝕造成的壁厚減薄情況，目前我國因腐蝕造成的管道失效和安全問題逐年上升，管道失效事故占站場總設備失效事故的35%。因此，有必要選擇合適的方法對管道的腐蝕風險進行在線檢測。

目前，管道壁厚的檢測手段有超聲波、電阻探針、渦流等，其中超聲波利用在管道兩側的回聲時間差計算壁厚，但該方法只適用于較大管徑，對于DN100 mm以下的小管徑精度較差；電阻探針是根據腐蝕前后探針橫截面積的變化和電阻值之間的線性關系推導出腐蝕速率，只是原理決定了該方法對均勻腐蝕速率預測性較好，但無法反應局部腐蝕速率；渦流檢測可以檢測出管道的壁厚減薄和結垢情況，但多基于定性分析，結果還無法用于定量計算。此外，傳統的檢測技術需倒換流程，將壓力管道停輸，同時破除保溫層、防腐層，打磨管體外壁，才可檢測，操作中停產會影響正常生產，檢測輔助的工作量較大。在此，使用γ射線數字掃描檢測技術（GSDM）實現管道的不停輸在線檢測，并針對無原油充裝、有原油充裝和有垢層時等不同工況保溫管道進行試驗，最后在站場內進行腐蝕監測，驗證技術有效性，為管道和站場完整性管理提供理論依據和實際參考。

1 工作原理

GSDM技術是切線照相（TRT）技術的衍生，但TRT射線的輻射劑量超過人體承受能力，安全距離超過20 m，GSDM技術的放射性活度可低至1×108Bq，安全距離小于1 m，提高了檢測的靈活性和便利性。

當γ射線穿過物質時，射線被逐層吸收或散射，射線能量得到衰減，衰減過程遵循Lambert-Beer定律，見公式（1）：

式中：I為射線穿過物質衰減后的強度，Bq；I0為初始射線的強度，Bq；μ為物質對γ射線的吸收系數，無量綱；ρ為被檢測物質密度，kg/m3；t為被檢測物質厚度，m。

整個檢測系統由探測器、γ射線源、驅動軸、無線控制系統組成，如圖1所示。驅動軸可控制射線源和探測器同步動作，驅動軸間距可根據管徑和保溫層厚度進行調整，控制系統發出指令后，驅動軸沿管道切線方向從管外向管內掃描，射線源發出的射線經管道被探測器檢測后轉為粒子數存儲到系統中，根據公式（1），射線強度的衰減與檢測物質的厚度和密度相關，當通過兩種不同物質時，如管道和保溫層，由于密度不同，射線強度會發生變化，可通過粒子數曲線分析得到壁厚數據。

圖1 GSDM檢測系統

由圖2可知，P1、P4為管道外壁的切線端點，P2、P3為管道內壁的切線端點，當檢測系統從P1到P2時，隨著檢測壁厚的不斷增加，探測器接收到的粒子數不斷減少，在P2點處達到最少；在管內P2到P3時，探測器接收到的粒子數不斷增加。當射線源與探測器通過管道中心線位置時，中心線到P3、P4位置處的檢測結果與P1、P2到中心線的檢測結果呈鏡像關系，P2、P3的間距為管道內徑，P1、P4的間距為管道外徑，P1、P2或P3、P4的間距為管道壁厚。

圖2 GSDM系統檢測示意圖

2 信號處理

根據工作原理，準確識別拐點信息是提高測量精度的關鍵，但受探測器及外部條件的影響，系統不可避免地存在一部分干擾噪聲，在此采用平滑濾波降噪處理，消除圖像尤其是拐點圖像的毛刺噪聲，公式如下：

式中：yk為第k個掃描信號上的算術平均值，k=1，2，…，n；xi為原始采集信號數值，i=1，2，…，n；N為滑動窗口個數，N一般取10～20。

采用信號梯度處理對拐點信息進行準確定位，定義信號梯度K為相鄰射線強度粒子數最大值和最小值之間的差與相鄰點之間距離的比值，公式如下：

式中：Ha、Hb分別為相鄰a點和b點的射線粒子數；La、Lb分別為相鄰a點和b點的距離。

3 精度測試

為了提高測量精度，采用分布式掃描方法，確定管道及保溫層之間的邊界位置時采用粗掃，確定壁厚數值及結垢厚度時采用細掃，對一段DN50 mm，壁厚5 mm，保溫層厚度20 mm的管道進行測試，管內無液體充裝，步進電機精度10-4mm，結果如圖3所示。在保溫層、金屬管道的邊界處出現了“V”形拐點曲線，A、B兩點的信號梯度值最大，AB間距（壁厚）為5.122 4 mm，絕對誤差0.122 4 mm，相對誤差2.448%，滿足工程精度需求。

圖3 DN50 mm保溫管道壁厚測試曲線

對不同直徑的無液體充裝管道進行壁厚測試，保溫層厚度均為20 mm，結果見表1。測試絕對誤差平均值為0.218 4 mm，相對誤差平均值為2.847%。

表1 不同直徑管道壁厚測試

當管內存在液體時，介質密度的變化會影響射線強度變化，從而影響測量精度，將上述測試管道內加入原油，與空氣環境相比，“V”形拐點曲線更平滑，邊界識別相對不明顯，絕對誤差和相對誤差均有增加，絕對誤差平均值為0.330 1 mm，相對誤差平均值為4.352%，見表2（壁厚計算均為向上圓整）。

表2 不同直徑原油管道壁厚測試

當管內存在腐蝕結垢產物時，由于垢層與原油密度接近，拐點曲線的識別更為困難，以一段DN100 mm，壁厚6 mm的管道為例，如圖4所示。A、B兩點的信號梯度值最大，測試壁厚為5.781 8 mm，絕對誤差0.218 2 mm，相對誤差3.636%，對于BC段，與圖3相比，上升速率減緩，說明結垢產物影響了射線強度，拐點D為內切線厚度最大值，則BD即結垢厚度為26.584 9mm，超聲波測厚儀檢測厚度為26.01 mm，絕對誤差0.574 9 mm。

圖4 DN100 mm含結垢產物保溫管道壁厚測試曲線

綜上所述，無原油充裝、有原油充裝和有垢層時的絕對誤差均在步進電機的精度附近，有可能影響測量結果，因此采用高斯T分布方法進行檢驗，當T值小于95%置信度水平下的臨界值時，則影響不顯著；反之，影響顯著，見表3。由表3知，不同因素對測量結果的影響不顯著，不會影響測量結果。

表3 不同因素對測量結果的影響

4 現場測試

選取某輸油站場一段DN400 mm的保溫工藝管道進行腐蝕在線檢測，數據通過無線模塊傳輸到站控中心系統。每天取不同的位置采集數據，每個位置的采集頻率為5次（5次分別取不同的環向角度），將5次數據的算術平均值作為當天的壁厚數據，檢測期限為1年，統計剩余壁厚和月腐蝕速率，腐蝕速率計算公式如下：

式中：c為腐蝕速率，mm/a；Δd為兩個檢測周期內的壁厚差值，mm；Δt為兩個檢測周期的時間間隔，a。

檢測結果從2019年2月開始到2020年2月結束，共取得1 823組數據，部分數據因站場施工、設備維護缺失，剩余壁厚如圖5所示。該段管道的月腐蝕速率均較小，只有6、7、8三個月腐蝕速率較高，主要受氣候潮濕和雨水的影響，保溫層與雨水等腐蝕性氣體、液體發生電化學反應，保溫層下發生金屬腐蝕。經計算，年平均腐蝕速率為0.227 3 mm/a，參照之前現場結果腐蝕速率在0.218 7～0.510 9 mm/a，檢測結果與現場結果相符。這證明GSDM技術可以用于管道不停輸的腐蝕在線檢測。

圖5 剩余壁厚測試數據

5 結論

1）采用高斯T分布方法進行檢驗，對于無原油充裝、有原油充裝和有垢層時的保溫管道壁厚測試數據進行分析，不同因素對測量結果的影響不顯著，基本不會影響測量結果。

2）現場工藝管道測試表明，6、7、8三個月腐蝕速率較高，檢測結果與現場結果相符，證明GSDM技術可以用于管道不停輸的腐蝕在線檢測。