基于損傷模式的天然氣場站檢驗策略應用

辛艷超 程 欣 劉 文

（1.中國特種設備檢測研究院 北京 100029）

（2. 國家市場監管技術創新中心（煉油與化工裝備風險防控） 北京 100029）

天然氣場站是輸氣管道工程中各類工藝站場的總稱,按照輸氣管道功能進行劃分,包括壓氣站、分輸站、清管站等[1]。近年來天然氣管道敷設量逐年增多,天然氣集輸過程中的站場也越來越多[2],站內管道的定期檢驗工作隨之逐年增加。場站內管道一般是按照長輸油氣管道進行的設計,按照TSG D7003—2010《壓力管道定期檢驗規則——長輸（油氣）管道》的要求,其定期檢驗一般是參照工業管道進行檢驗。

場站內的管道具有壓力高（如陜京四線天然氣管道設計壓力為12 MPa）,材料等級高,按工業管道進行分類應歸為GC1管道,如果采用傳統的檢驗方式進行檢驗,其相應的測厚比例、焊接接頭表面檢測比例、埋藏缺陷的檢測比例等會非常高,從而導致檢驗費用高、輔助配合成本高、現場作業時間長等,因此有必要對站內管道進行損傷機理分析,實施針對性的檢驗,以達到既降低風險,又能節約資源的目的。

1 場站簡介

天然氣場站一般分為壓氣站、分輸站、清管站等,其中典型的壓氣站一般分為進站和越站單元、清管單元、天然氣分離過濾單元、壓縮機增壓單元、分輸調壓和計量單元、出站單元。圖1為陜京四線某壓氣站設備管道布置圖。分輸站一般比壓氣站少了1個增壓單元,其余單元基本一致。站內管道地下部分一般為匯管、單元至單元之間管道、進出站管道,其他部分一般為地上管道。地上部分管道除進壓縮機入口管道、壓縮機至空冷器管道可能帶保溫層外,其余管道一般無保溫層。

圖1 天然氣壓氣站設備、管道布置圖

2 場站工藝流程簡介

天然氣場站的主要設備有清管收發器、旋風分離器、過濾器、壓縮機以及截斷設施等。典型的壓氣站工藝流程為：壓氣站接收上游干線的天然氣,進入清管單元,然后進入分離器前匯管,從匯管出來后一般分成2～5路先后進入旋風分離器和臥式過濾器,過濾掉雜質和水后進入匯管匯集,再輸送至壓縮機前匯管,再分成2～4路分別進入壓縮機進行加壓,天然氣加壓后進入空冷器冷卻,從空冷器出來的天然氣經過匯集,一部分輸送至分輸區,在分輸區分成若干路經計量和調壓后輸送至各用戶,另一部分進入出站區進入長輸總管。以陜京四線某壓氣站為例,天然氣進入壓縮機前其操作溫度為常溫,壓力約為9 MPa,經壓縮機加壓后,介質的最高溫度約為110 ℃,壓力提升至約11 MPa,從壓縮機出來的天然氣經空冷器冷卻后以常溫狀態輸送至下游。

3 損傷機理分析

進入長輸管網的天然氣一般都經過分離和過濾,氣體潔凈度較高,但是仍然避免不了會存在少量的雜質和水,這些微量有害介質會造成管道內部損傷；而空氣和土壤中所含的酸、堿性物質和水、氧氣會造成管道外部損傷。其主要潛在損傷機理有：大氣腐蝕（無隔熱層）、大氣腐蝕（有隔熱層）、酸性水腐蝕、土壤腐蝕、濕硫化氫破壞、沖刷和機械疲勞。

3.1 大氣腐蝕（有/無隔熱層）

未敷設隔熱層的管道當其防腐層破損時其金屬表面與空氣、水接觸,從而形成腐蝕。當管道操作溫度比較低,足以形成濕氣或管道表面結冰時,其防腐層容易遭到破壞,易發生腐蝕。站內管道易發生大氣腐蝕主要在調壓部分管道,這部分管道易產生結冰現象,溫差變化,導致防腐層破損；其次為出地管道易產生水蒸氣凝結現象,在管道外表面形成大量液滴,防腐層易產生破損。

敷設隔熱層等覆蓋層的金屬在覆蓋層下發生的腐蝕,又稱層下腐蝕,具體表現為覆蓋層下局部減薄。將碳鋼和低合金鋼的隔熱材料拆除后,隔熱層下腐蝕損傷常形成覆蓋在腐蝕部件表面的片狀疏松銹皮；一些局部腐蝕的情況中,腐蝕呈現為癰狀點蝕（常見于油漆或涂層系統破損處）。站內管道存在層下腐蝕的部位主要在壓縮機入口管道、壓縮機出口至空冷器部分的管道。

3.2 酸性水腐蝕

酸性水腐蝕是指含有硫化氫且pH值介于4.5～7.0之間的酸性水引起的金屬腐蝕。由于站內工藝管道輸送介質為氣態天然氣,不可避免會存在硫化氫和氣態水,在某些特定情況下,如冬季在某些低點會存在液態水,這樣可能在局部低點如站內管道導淋、匯氣管低點導淋或低點堵頭部位,會存在含有硫化氫的濕潤環境,可能會發生腐蝕。

3.3 土壤腐蝕

土壤腐蝕多表現為以點蝕為主的局部腐蝕,腐蝕的嚴重程度取決于局部的土壤條件和設備金屬表面環境條件的變化。土壤腐蝕與土壤電阻率、水分含量、溶解鹽濃度、酸度、溫度、位置、保護涂層、陰極保護、雜散電流等有關,地下埋地管道可能存在土壤腐蝕。

3.4 環境開裂

站內管道的環境開裂主要是濕硫化氫破壞,是指在含水和硫化氫環境中碳鋼和低合金鋼所發生的損傷,站內管道可能發現開裂的部位主要是可能產生濕潤環境的低點附近的焊接接頭,如站內管道導淋、匯氣管低點導淋或低點堵頭部位。

3.5 機械疲勞

在循環機械載荷作用下,材料、零件或構件在一處或幾處產生局部永久性累積損傷而產生裂紋的過程。經一定循環次數后,裂紋不斷擴展,可能導致突然完全斷裂。

站內工藝管道發生機械疲勞的部分主要集中于壓縮機進出口管道。其中壓縮機出口管發生機械疲勞可能性高于入口管線；另外站內部分出地、入地管線,則可能因為管線的布置等原因存在明顯震動,為避免開裂的發生,應及時改進設計；站內的壓縮機進口匯氣管主要起到緩沖的作用,存在一定循環載荷,也有可能發生疲勞開裂。

3.6 沖刷

固體、液體、氣體或其任意之間組合發生沖擊或相對運動,造成材料表面層機械剝落加速的過程。發生沖刷損傷的部位一般為各類彎頭、三通、異徑管等處。站內管道介質為氣態天然氣,無相態變化,且介質較為純凈,其沖刷的作用一般不會太明顯,但是在壓縮機出口、調壓閥后由于存在壓力差,會存在較大沖刷剪切力,這部分沖刷會比較明顯,如壓縮機出口和調壓閥后第一個異徑管和第一個彎頭。

4 檢驗策略的制定

從以上站內管道損傷機理的分析可知,其潛在損傷機理有：大氣腐蝕（無隔熱層）、大氣腐蝕（有隔熱層）、酸性水腐蝕、土壤腐蝕、濕硫化氫破壞、沖刷、機械疲勞。其中大氣腐蝕、酸性水腐蝕、土壤腐蝕、沖刷等造成的失效模式主要是壁厚減薄,而濕硫化氫破壞和機械疲勞對應的失效模式為開裂。在定期檢驗中針對以上2種失效模式進行針對性的檢驗策略制定,即可降低站內管道的安全風險。

4.1 宏觀檢查

站內管道的宏觀檢查主要包括管道表面防腐層檢查、支吊架檢查、安全附件、地下管道的土壤是否存在塌陷、管子變形、表面的磕碰、陰極保護等,建議對每條管道從起點至終點逐一檢查。

4.2 壁厚減薄檢測

管道的壁厚減薄分為內壁減薄和外壁減薄,其中引起內壁減薄主要的損傷機理為酸性水腐蝕、沖刷；引起外壁減薄的損傷機理對于埋地管道主要是外防腐層破損后的土壤腐蝕,對于架空管道主要為防腐層破損的大氣腐蝕。

1）內壁減薄。站內管道防腐層一般要求較高,漆層較厚,現場打磨測厚點工作量大,風險大,為此建議地上部分管道采用電磁超聲測厚或脈沖渦流測厚[3],對于小管徑部位建議采用隔涂層超聲波測厚儀測厚,測厚重點部位為彎頭背弧面、變徑、三通以外,測厚比例抽查不低于20%管件,同時應對管道的導淋、低點堵頭、放空管進行重點抽查。

2）外壁減薄。對于地上部分管道,在宏觀檢查存在防腐層破損的位置進行壁厚測定抽查；對于埋地管道,采用不開挖檢測方法和開挖檢測相結合的方法進行檢測,首先采用電流衰減法進行整體質量檢測和交流電位梯度法查找外防腐層破損點,該方法不需要進行管道開挖即可進行檢測；然后進行敷設環境腐蝕調查,包括土壤腐蝕性測試和雜散電流測試,判斷雜散電流干擾源特性；最后進行開挖點導波檢測[4],開挖位置的確定主要選擇防腐層破損處、陰極保護失效處、低位排水點處、彎頭及三通等管件處、應力集中點等。開挖直接檢驗內容包括外防腐層性能檢測、管段結構與焊縫外觀檢查、管體壁厚測量、管體外壁腐蝕狀況檢測、管地電位近參比測試[5]。重點檢測部位為埋地管線入地后第一個和出地前最后一個彎頭位置,曾經發生過外部減薄的管線。

4.3 開裂檢測

站內管道損傷機理主要有濕硫化氫破壞和疲勞開裂,其中濕硫化氫破壞主要發生在各種低點、容易產生積水的部分,如導淋、低點堵頭等,而疲勞開裂僅在壓縮機進口和出口或部分存在震動的出地、入地管道存在,因此站內大部分管道不需要進行開裂檢測或只需要必要的抽查即可,對上述部位進行重點抽查即可有效控制開裂風險,上述管道的抽查檢測建議不少于2道焊縫。

考慮站內管道壓力高、直徑大、壁厚較厚、工作量大等特點,現場采用數字射線進行焊接接頭的開裂檢測較為方便。同時對于存在疲勞開裂的焊接接頭,建議進行表面檢測,采用磁粉檢測或渦流陣列[6]檢測等。

4.4 其他檢測

損傷分析中沒有考慮由于材料本身質量和焊接質量導致的管道失效問題,因此有必要對原始的焊接質量進行必要的抽查,為此應對部分管道進行焊接接頭的表面檢測,表面檢測在條件允許時可以采用除漆除銹后的磁粉檢測,或者采用渦流陣列技術進行檢測[6]。這部分管道建議以抽查進站越站區、過濾分離區、調壓分輸區管道為主,抽查比例由檢驗人員根據場站管道施工質量自行確定。

5 檢驗策略的驗證分析

在2021年,依照上述的檢驗策略,對北京某公司24個場站（4個壓氣站、20個分輸站）站內管道進行定期檢驗,在檢驗中累計發現89處缺陷,缺陷情況見表1。其中腐蝕減薄的有11處,缺陷情況見表2,為了驗證該處是否存在液態水,在減薄部位進行了射線檢測,從底片上發現焊縫處存在內凹或積水情況,這與損傷機理分析的結果一致,從而可以驗證該處腐蝕為酸性水腐蝕；采用數字射線檢測技術對管道內表面進行了檢測,發現內表面開裂缺陷僅有1處,開裂部位為管道的環焊縫上部熔合線附近,且位于閥后第一道環焊縫上,裂紋情況見圖2,推測該處缺陷可能是濕硫化氫破壞引起的環境開裂；管道外表面檢測發現缺陷73處,均為外表面裂紋,這些裂紋從形貌上來看,大多數是由表面或近表面缺陷引起的（如夾渣、表面劃傷等,見圖3和圖4）,其他裂紋可能是焊接的局部應力在長期使用過程中釋放造成的（見圖5）。

表1 缺陷檢測情況匯總

表2 腐蝕減薄部位分布情況

圖2 數字射線檢測的裂紋缺陷

圖3 管道外表面缺陷形貌

圖4 管道外表面缺陷形貌

圖5 管道外表面缺陷形貌

在2021年的檢驗中,共計檢驗了4個壓氣站,對壓氣站的壓縮機出口管道和入口管道焊接接頭進行了數字射線檢測和表面渦流陣列檢測,在檢測中未發現存在開裂問題,這說明其發生疲勞開裂的可能性雖然存在,但是不明顯。埋地管道進行了開挖后導波檢測,共計檢測15個點,檢測過程中均未發現明顯的壁厚減薄問題,說明站內管道埋地部分土壤腐蝕不敏感。

通過以上對比驗證分析,發現大氣腐蝕、酸性水腐蝕和濕硫化氫破壞發生的位置與上文損傷機理分析的結果基本一致,這說明損傷機理分析是正確的。而與土壤腐蝕、機械疲勞、沖刷等損傷機理相關的缺陷在檢驗中并未發現,這是因為跟這些損傷機理相關的缺陷與管道投用的時間有很強的相關性,隨著管道投用時間的增加,相關損傷也有可能發生。同時外表面原始缺陷或局部應力集中引起的表面開裂也比較常見,在定期檢驗中進行檢驗也是必要的。通過以上對比驗證分析,在天然氣場站管道定期檢驗中采用上述檢驗策略開展檢驗是合適的,可以提高檢驗的針對性,又可以提高檢驗效率。

6 結束語

隨著我國能源管網的建設及安全監管要求的提升,站內管道定期檢驗的需求越來越大,對站內管道開展損傷機理識別,開展基于損傷模式的有針對性檢驗,既可以降低風險,又節約企業成本。本文通過損傷機理的應用,識別了站內管道潛在的損傷機理,相應的損傷機理在檢驗中得到驗證。據此開展相應的檢驗工作能夠提高檢驗的針對性和檢驗效率,降低企業檢驗費用,為今后天然氣場站站內管道的標準化檢驗,積累了一定的技術支撐。