天然气站场管道检验方案|检测与维修技术研究|管道保护网

天然气站场管道检验方案

来源：《管道保护》杂志作者：浦哲；任彬；魏星时间：2020-7-21 阅读：

浦哲1,2 任彬1,2 魏星3

1.上海市特种设备监督检验技术研究院； 2.上海压力管道智能检测工程技术研究中心；3.上海天然气管网有限公司

摘要：天然气站场管道的检验是站场完整性管理工作的重要环节,研究制定针对站场管道的检验方案，对降低管道风险极为必要。介绍了站场管道的特点及主要失效形式，据此提出了针对性的检验流程；详述了站场管道外检测及剩余寿命计算，为站场管道全面检验提供参考借鉴。

关键词：关键词：天然气站场；管道；检验；外检测；剩余寿命

天然气站场是长输干线管道的中转站和枢纽，站场管道是保障天然气输配的重要组成部分。由于分支管较多，地下接地体互相连通，用电设备产生干扰，设计标准不统一，导致站场管道的检测与评价比长输管道要复杂很多。 2020年9月1日即将实施的《压力管道监督检验规则》（TSG D7006―2020）要求长输管道站场内的压力管道，按照工业管道安装的监督检验专项要求执行[1]。因此，有必要研究制定一套具有针对性的站场管道检验方案，识别并控制管道的失效风险，保证站场管道安全。

1 天然气站场工艺流程

天然气站场包含过滤区、调压区、计量区、加热炉区、加压区、排污区等单元。过滤区主要是对进入站场的天然气进行初步杂质过滤，经过调压区降低管道内天然气压力和温度，空气中的水分冷凝于管道外，易形成腐蚀环境。加热炉区通过水浴式加热炉提高天然气的温度，有效解决调压区“冒汗”问题[2]。天然气站场典型工艺流程如图 1所示。

2 站场管道特点及检验流程

2.1 特点及主要失效形式

站场内管道分为架空和埋地两个部分。与长输主干管线单一线性结构不同，站场埋地管道敷设更为复杂，直管段长度较短，而弯头、三通、分支管较多；站场架空管道上阀门、仪表等电气设备的接地均与站场整体接地网相连通，干扰区域阴极保护系统的有效运行，且埋地管道定位及防腐层检测也更为困难。站场管道的主要失效形式包含腐蚀失效、焊缝缺陷、应力腐蚀和疲劳损伤[3]。

2.2 检验流程

站场管道的检验工作流程如图 2所示。

站场在役管道不停输检验针对埋地和架空管道分别进行，架空管道的检验与常规的工业管道没有太大区别，以下着重分析埋地管道的检验。管道内检测虽是最为有效的检测方法，但站场管道一般不具备内检测条件，故检测与评价均基于外检测而言。

3 埋地管道检测

3.1 外腐蚀损伤不开挖（间接）检测

3.1.1 外防腐层检测

站场管道长度短、支管多、管道接地点密集，施加的电流信号通过接地体流入整个管道和接地系统，导致管道在某些位置出现电流叠加，因此不能按照电流衰减来计算防腐层整体质量,对于采用三层聚乙烯复合结构防腐层的埋地管道，可以根据表 1对埋地管道外防腐层进行分级评价[4]。

埋地管道外防腐层破损点检测一般采用交流电位梯度法（Alternating Current Voltage Gradient，ACVG），检测原理如图 3所示。拆除接地装置后，检测出的异常也可能是干扰信号，仅作为参考[5]。当无法实施ACVG检测时，因埋地管道敷设环境、施工条件相似，采取开挖抽查直接检测，基本能反映防腐层的状况。

受接地网、相邻管道、电缆、用电设备的影响，站场内埋地管道的定位存在很多困难，采用“短接法”可以提高其定位精度[6]。但需要注意，当接地网产生的回路电阻小于埋地管道形成的回路，需要断开接地回路，否则“短接法”定位的为接地网的位置，如图 4所示。

3.1.2 阴极保护有效性检测

站场管道的阴极保护有效性检测主要包含：保护电位检测，绝缘法兰（接头）检测以及阴极保护设施状况检测等。测试方法依据GB/T 19285―2014《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》附录I。当难以拆除牺牲阳极或者存在杂散电流干扰严重区域时，采用极化探头或阴极保护检查片测试断电电位[7]。同时需要对站内和站外分割处绝缘法兰（接头）的绝缘性能进行检测。阴极保护设施状况检测主要为站场内的牺牲阳极参数测试，包含开路电位测试、闭路电位测试、输出电流测试等。

3.1.3 环境腐蚀检测

环境腐蚀检测包括土壤腐蚀性测试和杂散电流测试。测试指标包括:土壤电阻率、 pH值、含水量、土壤质地、氯离子含量、土壤总含盐量等[4]。站场杂散电流主要来源于站内用电设备漏电以及绝缘接头失效导致的站外阴极保护系统对站内的干扰。杂散电流干扰体现为管地电位正向偏移或异常波动。现场检测时，利用杂散电流测试仪连续监测管道的直流杂散电流和交流杂散电流干扰管地电位以及土壤表面梯度，判断杂散电流干扰源特性。

3.1.4 排流系统有效性检测

当站场中含有排流保护设施时，还需要进行排流有效性检测。直流排流设施保护的管道的管地电位应达到阴极保护电位标准或者接近没有受到干扰的状态，如果无法满足上述要求，需要通过电位平均值进行进一步评价[4]。交流排流设施有效性通过测量土壤电阻率、交流干扰电压以及交流电流密度来进行判断。

3.2 外损伤开挖（直接）检测

3.2.1 土壤腐蚀性检测

记录土壤的深度、颜色、植物根系、地下水以及地形地貌描述等情况，并对探坑处管道周围的土壤取样进行理化检测。

3.2.2 外防腐层直接检测

站场探坑处埋地管道防腐层检测包括:外观检查、防腐层厚度检测、黏结力（附着力）检测。

3.2.3 近参比管地电位检测

在开挖探坑处，采用硫酸铜作为参比电极，对埋地管道的管地电位进行检测。将参比电极放置于管道附近，采用近参比管地电位检测可以有效消除IR降的影响。

3.2.4 管体腐蚀检测

开挖管道外防腐层破损位置处，记录管体的腐蚀产物，腐蚀坑深度，最小剩余壁厚，最大纵向和环向长度，并记录腐蚀形貌。传统的超声波测厚方法容易出现漏检，对重要管道需采用低频导波进行检测。低频导波信号通过弯头后，导致回波信号的灵敏度和分辨力下降,故低频导波检测的有效距离一般不超过2个弯头间距离[8]。外壁漏磁检测利用固定的磁铁在管道中产生漏磁通，如果管道管壁中没有缺陷，磁力线是平行的。相反，管道中的缺陷附近的磁力线会发生畸变，一部分磁通漏到管壁外，利用漏磁检测器的传感器测量被磁化管道缺陷处的磁通量，以此评估管道腐蚀程度[9]，对于含有保温层结构的管道，可以采用脉冲涡流 (Pulse Eddy Current， PEC)检测技术进行管体腐蚀检测， PEC检测可以不拆除保温层直接进行腐蚀检测，该方法对大面积的均匀腐蚀具有很高的灵敏性，但对于局部点蚀不敏感，该方法检测的是某一区域的平均金属损失[10]。

4 合于使用评价

站场管道合于使用评价包括：剩余强度评价、剩余寿命预测、材料适用性评价。剩余强度评价是在缺陷检测的基础上依据SY/T 6477―2017《含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法》进行，包含裂纹型缺陷、体积型缺陷、弥散型腐蚀损伤、凹陷及沟槽缺陷等情况下的评价。剩余寿命预测包含管道腐蚀剩余寿命预测、含缺陷管道疲劳寿命预测、机械损伤凹坑管道剩余寿命预测。管道腐蚀剩余寿命预测其实就是预测管道的腐蚀发展趋势，由于受实际环境影响因素制约，评价腐蚀剩余寿命存在很多不确定性，埋地钢制管道外腐蚀剩余寿命预测方法有很多种， GB/T 30582―2014《基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价》附录F介绍了壁厚法、 MAWP法、极值统计方法等。 TSG D7003―2010《压力管道定期检验规则—长输（油气）管道》规定腐蚀剩余寿命预测采用式（1）计算。