基于內檢測技術的長輸天然氣管道完整性評價

錢祖國 張 鑫

（國家管網集團廣東運維中心，廣東 廣州 510710）

0 引言

我國目前長輸管道里程約15萬公里；城市燃氣配氣管道總里程超過50萬公里；此外還存在大量歸屬于各油田、煉化企業等的集輸及長輸管道，管道里程隨著經濟社會發展將持續增加。在當前監管趨嚴以及管道運營企業對管道安全愈發重視的情況下，管道缺陷檢測及評價工作將常態化、周期化。

國內自2010年左右才逐步引入管道完整性管理理念。中石化青島“11.22”管道爆炸事故、大連管道泄漏污染事故、中緬管道貴州段爆炸事故等重大生產安全事故的發生，使得政府、社會、管道運營企業對管道安全越來越重視，管道安全事故已成為運營企業無法承受的重大問題。

隨著天然氣管道服役年限的增長，管道運營風險隨之上升，需根據歷次檢測數據，開展缺陷增長率計算及統計、管道數據對齊工作，進行系統性的管道完整性評價。

根據GB 32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規范》規定：“完整性管理應貫穿管道全生命周期，包括設計、采購、施工、投產、運行和廢棄的各個階段，并應符合國家法律法規的規定。”[1]作為完整性6步循環的重要部分，管道完整性評價對于管道的管理單位至關重要。目前，國內外對于管道完整性評價的主要手段包括：內檢測、壓力試驗以及直接評價。其中基于內檢測數據的完整性評價是目前管道完整性管理的最佳手段。

1 管道內檢測數據統計分析

某長輸天然氣管道全長136km，管道外徑914mm，管道材質X70，設計壓力9.2MPa，外防腐類型采用3PE，壁厚分為16.0mm、17.5mm、22.2mm、25.0mm四種規格，焊接類型為直縫埋弧焊、螺旋縫埋弧焊。

為發現管道金屬損失、變形、焊縫異常等缺陷，評價管道完整性，避免不必要和無計劃的維修，保證管道的安全運行，利用Φ914多通道變形檢測設備、Φ914高清晰度漏磁檢測設備對管道實施了智能內檢測。

通過本次檢測，發現管道共存在金屬損失（ML）4375處，焊縫異常（GWAN/SWAN/LWAN）728處，變形（DENT）4處。

1）檢測出內部金屬損失4114處。其中缺陷最大深度為管道壁厚（16mm）的38%，里程39048.809m。通過對上述缺陷（內部金屬損失）的統計、分析：

（1）在管道軸向方向上，內部金屬損失雜散分布在管道上，其中在檢測里程20～30km管段上數量相對較多。如圖1所示；

圖1 內部金屬損失沿里程分布圖

（2）在管道軸向方向上，相較于其它方位，管道底部的缺陷數量相對較多。如圖2所示；

圖2 內部金屬損失沿周向分布圖

（3）存在幾處長度較大內部金屬損失，部分內部金屬損失寬度較大。如圖3所示；

圖3 內部金屬損失尺寸類型分布圖

（4）根據內部金屬損失寬度和長度尺寸分析，內部金屬損失主要表現為環向凹溝和坑狀金屬損失。如圖4所示；

圖4 內部金屬損失類型分布圖

2）檢測出外部金屬損失261處。其中缺陷最大深度為管道壁厚（16mm）的24%，里程131074.69m。通過對上述缺陷（內部金屬損失）的統計、分析：

（1）在管道軸向方向上，外部金屬損失大部分位于檢測里程50km-136km管段上。如圖5所示；

圖5 外部金屬損失沿里程分布圖

（2）在管道軸向方向上，外部金屬損失雜散分布在管道上，無明顯聚集趨勢。如圖6所示；

圖6 外部金屬損失沿周向分布圖

（4）外部金屬損失的長度、寬度均較小，存在幾處寬度較大的外部金屬損失。如圖7所示；

圖7 外部金屬損失尺寸類型分布圖

（5）根據外部金屬損失寬度和長度尺寸分析，外部金屬損失表現為環向凹溝和坑狀金屬損失。如圖8所示。

圖8 外部金屬損失類型分布圖

2 內檢測數據開挖驗證評價

為確認內檢測數據的可靠性，由此保證完整性評價的客觀性，選取8處缺陷進行開挖驗證。開挖結果顯示：

（1）6處金屬損失點的驗證信息（里程、尺寸、內/外判別）均與數據報告結果相符，滿足精度指標要求；

（2）2處金屬損失點（開挖點1和開挖點5）的驗證信息（里程、內/外判別、缺陷深度、缺陷長度）與數據報告結果相符，缺陷寬度存在偏差。

為有效對現場實測數據進行評價，參照Q/SY 1267-2010《鋼制管道內檢測開挖驗證規范》及SY/T 6825-2011《管道內檢測系統的鑒定》標準對測量數據進行進一步計算處理[2]。缺陷評價計算過程如下：

基于高斯誤差傳遞和高斯分布，現場測量精度如下[3]：

其中，

如預計總公差不符合，則單體測量結果不滿足80%的普遍置信希望：

式中：

d為絕對深度（in/mm）；

t為壁厚（in/mm）；

d/t為相對深度；

б為標準偏差（67%置信度）；

Δ為偏差（80%置信度）。

檢測數據、實測數據以及相關計算數據如表1所示。

表1 開挖驗證數據精度判斷

根據開挖驗證及數據評價結果，本次檢測數據滿足80%置信度，可客觀的用于管道完整性評價。

3 管道當前完整性評價

3.1 金屬損失缺陷剩余強度評價

當管道管體存在金屬損失缺陷時，由于缺陷部位管道壁厚的減薄，管道承壓能力下降。管道的剩余強度評價主要使用Modified B31G評價和Kastner評價兩種方法。Modified B31G評價基于缺陷的深度和長度，Kastner評價基于缺陷的深度和寬度數據。

其中Modif ied B31G評價方法評價原理如下[4]：

步驟1：通過查詢記錄，或直接測量等方式，確定管道直徑、壁厚；

步驟2：管道表面處理，清洗腐蝕管道表面至裸露金屬；

步驟3：測量缺陷深度最大值d，以及腐蝕長度L；

步驟4：查詢記錄，確定管材性質；

步驟5：選擇評價方法，計算評價失效壓力SF；

步驟6：確定一個可接受的安全系數SF；

步驟7：比較SF與SF×So；

步驟8：SF等于或大于SF×So，或者PF等于或大于SF×Po的缺陷是可以接受的。

如果基于步驟8的缺陷不能接受，可以降低壓力使其小于PF/SF。

當z≤50時，M=(1+0.6275z-0.003375z2)1/2

當z>50時，M=0.032z+3.3

其中：

PF=預測失效壓力，MPa；PS=安全操作壓力，MPa；

SF=預測失效應力，MPa；Sflow=流動應力，MPa；

SF=安全系數=1/設計系數；

SMTS=室溫條件下規定的最小抗拉強度，MPa；

SMYS=室溫條件下規定的最小屈服強度，MPa；

D=管道公稱外徑，mm；d=金屬損失深度，mm；

t=管道壁厚，mm；M=膨脹系數；

z= L2/Dt；L=金屬損失特征的軸向長度，mm；

以上方程只適用于腐蝕深度小于80%名義壁厚的腐蝕缺陷。

Kastner評價方法評價原理如下[5]：

已知缺陷環向寬度2c和最大深度d，用以下關系式計算預測破壞壓力：

其中：

Pf=軸向失效壓力，MPA；d=缺陷深度，mm；

t=管道壁厚，mm；D=管道外徑，mm；

c=管道半環向長度，mm；R=管道半徑，(Dt)/2。

根據缺陷長度和深度尺寸，使用Modified B31G方法對本次檢測發現的4375處金屬損失進行評價。在評價壓力9.2MPa下，沒有金屬損失需要立即維修。

在不同壁厚（16mm/17.5mm/22.2mm/25mm）、不同設計系數（0.6/0.5/0.4）下的ERF曲線圖如圖9表示。

圖9 金屬損失ERF曲線圖(Modifi ed B31G)

根據缺陷深度和寬度尺寸，使用Kastner方法對本次檢測發現的4375處金屬損失進行評價。在評價壓力9.2MPa下，沒有金屬損失需要立即維修。

為在不同壁厚（16mm/17.5mm/22.2mm/25mm）、不同設計系數（0.6/0.5/0.4）下的ERF曲線圖如圖10表示。

圖10 金屬損失ERF曲線圖(Kastner)

根據缺陷長度和深度尺寸，使用Modified B31G方法計算得到的缺陷處安全操作壓力如圖11所示；根據缺陷寬度和深度尺寸，使用Kastner評價方法計算得到的缺陷處安全操作壓力如圖12表示。

圖11 安全操作壓力（Modifi ed B31G）

圖12 安全操作壓力（Kastner）

管道所有缺陷點安全操作壓力均大于最大允許操作壓力、設計壓力，無缺陷點需要立即維修[6]。

3.2 變形評價

本次檢測發現管道變形4處，全部為管體凹陷。依據SY/T 6996-2014《鋼質油氣管道凹陷評價方法》標準，對所檢測的變形進行評價[7]，結論如下：

本次檢測發現4處深度小于6%OD的管體凹陷，1處位于管道頂部，3處位于管道底部，建議對其進行關注。

4 管道將來完整性評價

4.1 腐蝕速率計算

腐蝕缺陷增長速率的計算主要基于兩輪內檢測數據的對比。

內檢測報告的金屬損失特征包括管材制造缺陷、施工過程中的機械損傷以及腐蝕缺陷，其中管材制造缺陷和機械損傷不隨時間增長，對于腐蝕缺陷，應在考慮到腐蝕增長的問題制定出相應的修復計劃。

對比兩次內檢測數據進行腐蝕增長率的預測是應用最為普遍的方法。

如待評價管道自投產只進行一次內檢測，其腐蝕缺陷的增長率預測可考慮采用全壽命或者半壽命的方法，通過計算獲得最深腐蝕缺陷的腐蝕增長速率和全部缺陷的平均增長速率。

管道的完整性評價還應考慮到管道運行單位的實際情況，如是否采用相對保守的安全策略，選用最深腐蝕缺陷的增長率或者全部腐蝕缺陷的平均增長率來進行評價[8]。

依據腐蝕速率來對缺陷的發展趨勢進行預測，從而制定相應的修復計劃和決策出再檢測周期。

（1）全壽命腐蝕速率計算。全壽命腐蝕速率應用如下公式計算：

式中，

GRC：腐蝕速率，mm/y；

d2：最近一次檢測的腐蝕深度，mm；

d1：上一次檢測的腐蝕深度，mm；

T2：最近一次檢測的時間，y；

T1：上一次檢測的時間，如果沒有，表示管道投產時間，y；

（2）半壽命腐蝕速率

半壽命腐蝕速率由如下公式計算：

金屬損失的生長速率計算結果如表2表示。

表2 金屬損失生長速率計算結果

4.2 腐蝕缺陷修復建議

管道將來完整性評價以管道剩余壽命預測為主要依據，而管道剩余壽命的預測以金屬損失生長速率為基礎。

根據計算出的金屬損失缺陷的生長速率以及承壓強度，對本管道上的金屬損失進行了剩余壽命預測。

依據Modified B31G方法的評價結果，在評價壓力9.2MPa下，本次檢測的金屬損失缺陷無需在再檢測周期內計劃維修。

4.3 再檢測周期

內檢測能夠最大程度了解管道金屬損失缺陷的情況以及缺陷對管道當前完整性的影響。天然氣長輸管道的完整性綜合評價，依賴管道內檢測數據的真實性、客觀性，如采用兩輪或者多輪內檢測數據的對比，則能客觀、有效的分析缺陷的生長情況，準確判斷管道存在風險，科學的制定維修計劃，將管道運行風險處于可控狀態。

依據GB 32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規范》規定，內檢測時間間隔需要根據風險評價和完整性評價結果綜合確定，最大時間間隔應符合表3的要求。

表3 內檢測時間間隔表

通過計算，在評價壓力9.2MPa下的最大的環向應力為54%SMYS，該管道最大的檢測時間間隔為10年。

依據GB/T 27699-2023《鋼質管道內檢測技術規范》，管道內檢測周期不應超過8年[9]。

考慮本次檢測為該管道的首次檢測，檢測結果存在較多不確定因素，且管道中存在大量雜質，結合管道運營的實際情況，依據GB 32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規范》及GB/T 27699-2023《鋼質管道內檢測技術規范》相關規定，建議該管道再次檢測的時間間隔為8年。

5 結語

內檢測技術能最直觀的發現管道缺陷，基于內檢測數據對管道進行完整性評價是目前應用最廣泛也是最佳的手段。

對4375處金屬損失缺陷進行了剩余強度評價和剩余壽命預測，無金屬損失缺陷需要立即修復，無金屬損失缺陷需要在再檢測周期進行計劃性維修。

建議對本次檢測到的4處深度小于6%OD的管體凹陷進行關注。

為了解焊縫異常對管道安全的影響，建議對檢測發現的焊縫異常依據其嚴重程度，查看存在環焊縫異常的焊縫在施工建設階段的檢測結果，或對焊縫異常進行選擇性開挖調查，確定焊縫異常對管道完整性的影響。選擇性開挖調查應優先選擇嚴重程度較重的焊縫異常或位于特殊位置的焊縫異常。

依據GB 32167-2015《油氣輸送管道完整性管理規范》及GB/T 27699-2023《鋼質管道內檢測技術規范》相關規定，建議該管道再次檢測的時間間隔為8年。