浅谈城市天然气管道的腐蚀风险与检测

摘要：本文笔者从工程应用的角度出发，并结合自身多年的工作经验，，对城市燃气腐蚀内检测过程中的难点进行了分析，同时提出了解决方法，供业内人士参考。

关键词：腐蚀；天燃气管道;检测技术与工程;完整性管理

中图分类号：TE文献标识码： A 文章编号：

引言

随着能源市场需求的激增,天然气管道发展迅猛,加强对天然气管道防腐技术的研究也具有了重大意义。长输管道的防腐技术是保证天然气管道安全运行的重要手段,本文分析了天然气输送管道在大气、土壤等不同铺设条件下腐蚀的形成原理及影响因素,并且针对不同的腐蚀影响因素介绍了相应的天然气管道防护措施,对天然气管道的发展具有一定的深远意义。

1城市天然气管道面临的风险

输气管线的完整性管理的主要目标和出发点就是安全生产。与长输油气管道比较，运行环境和运行工况更复杂，运行安全面临着更为严峻的挑战。要更好地降低管道运行的风险，首先要清楚管道安全失效的主要原因。对国内2003年管线事故原因统计表明，导致管线事故的原因被分为5大类。这些导致事故的原因中，外力损伤占8%、腐蚀占30%、机械损伤占21%、自然灾害占9%、其他原因占32%。很明显，管线腐蚀所导致的事故占30%、由于外力损伤及机械损伤所导致的事故加起来占29%，而这些原因都可归结为管道的壁厚减少损失。挪威船级社对2002年欧洲天然气管道事故原因分析表明，外部因素占52.17%、施工/材料缺陷占19.1%、腐蚀占13.91%、其他占14.82%。美国腐蚀工程师协会对2002年美国的管道事故统计表明，腐蚀因素占26%、外力因素占25%、钢管本身/焊接因素占12%、操作/设备因素占14%、其他因素占23%。由统计数据可知，腐蚀或者广义的管道壁厚的减少已经作为主要的潜在风险，威胁着管道的运行安全。所以，如何将管线的金属损失风险加以监控和处理，已经成为国内各管道运营企业所普遍关注的问

题，并已经付诸行动。

2管道智能内检测技术原理及发展现状

2.1技术原理

管道智能内检测被业界普遍认为是检测和报告管道金属损失缺陷的最好方式，将为管线的完整性管理提供科学的数据，也为管线的维护维修提供有效的依据。管道金属损失智能内检测是将无损检测设备投入管道中，介质推动设备沿管道运行，利用计算机系统采集并记录探测到的管道缺陷信号，为管道的合理维护提供科学手段。目前，国际上金属损失内检测普遍采用漏磁技术。漏磁检测首先需要将被检测管段磁化饱和，同一磁场强度对于不同壁厚的磁化饱和程度不同，即同样的缺陷在不同的壁厚管道上产生的漏磁场强弱不同。同时，不同材质也会对磁场产生影响。管线的直径越小，获得足够的磁通量越困难，因此直径小的漏磁检测器只适用于有限的壁厚。金属损失所产生的漏磁信号不仅与缺陷的严重程度有关，还与缺陷的几何形状有关，这会使不严重但边缘陡峭的缺陷产生的信号比腐蚀严重但边缘平滑的缺陷所产生的信号强，即漏磁信号梯度会对检测结果产生影响。由于漏磁检测设备线圈式传感器输出受其运行速度的影响，即运行速度的不平稳会给检测结果带来误差，所以必须确保管线内介质流速稳定。图1为漏磁检测工作原理图。

漏磁腐蚀检测是通过该设备在管道中随输送介质运行，在线检测确定管道因内、外腐蚀引起的金属缺陷，也能检测管道的机械损伤、材质缺陷及管道附件等。漏磁的工作原理是用自身携带的磁铁在管壁全圆周上产生一个纵向磁回路场，当检测器在管道内运行时，如果管壁没有缺陷，则磁力线囿于管壁之内。如果管内壁或外壁有缺陷，则磁力线将穿出管壁而产生所谓漏磁MFL(MagneticFluxLekage)。漏磁场被位于两磁极之间的紧贴管壁的探头探测到，并产生相应的感应信号，这些信号经滤波、放大处理后被记录到检测器上的海量存储器中，经检测后的数据回放处理，对管道腐蚀状况进行判别与识别确认。

2.2发展状况

目前，国内的智能内检测企业在经历了设备技术引进、国际技术合作、自主开发创新等阶段，技术设备水平基本达到了国际先进水平，并在国内外开展了近20年的油气管道智能内检测工作。

3城市天然气管道腐蚀检测技术应用的特点和风险

目前，长输管线的智能内检测工作已经全面展开并已经成为各运营公司完整性管理中的重要部分。城市天然气管网同长输管线相比，智能内检测开展的运营条件限制比较多，有客观的困难存在。

3.1管线的生产状态比较复杂

相比于长输油气管线，城市燃气管网的生产状态的特殊性主要表现在:

3.1.1多点气源输入

对于一条管线而言，可能存在多个门站作为气源输入点同时向管道内供气，因为管道内难以保证绝对单一方向的气流，管内时刻存在一个压力平衡点，气流一直从高压向低压出流动。而腐蚀检测器的运行是绝对不允许有反向速度的，这将对腐蚀检测器的运行带来很大的安全风险。在实际的腐蚀检测施工中，协调各门站的进气量甚至在有条件的情况下只采用单门站供气是施工中所考虑的首要问题。

3.1.2多点分输

多点分输是城市每条管线都存在的情况，分输点越多就越能说明管线存在的必要性。分输点的存在，对腐蚀检测器的安全有效运行有较大影响。由于分输点的气流情况非常复杂，存在不规则的气流蹿动，所以在腐蚀检测器通过分输点的前后会产生不可避免的运行波动，轻则会影响数据的有效采集，重则将会使检测器出现不同程度的破坏。

3.1.3管线内介质流动速度不易计算

气体在管道内的流动可看成是一元流动，运动方程描述了管内气体流动的基本参数随时间和位移的变化关系。根据牛顿第二定律，由流体力学所建立的运动方程形式为(ρv)t+(ρv)2x=－gρsinθ－px－λv2D2ρ式中:ρ为气体的密度，kg/m3;v为气体的流速，m/s;t为时间，s;x为沿管长方向的位移，m;p为管道中气体的压力，Pa;D为管道内径，m;λ为水力摩阻系数;θ为管道与水平面间的夹角;g为重力加速度［1］。可见，影响气体流速的参数多且复杂多变。目前，城市燃气管道门站的进气量一般根据用户的用气量来进行调节，进气量调节基本通过调压来完成。而工程中计算管内气体流速的应用公式也同管道进气流量、首末端压力、管道内截面积、管道长度等有密切关系。此外，理论计算同实际情况的差异一直存在。由于气体的可压缩性，当腐蚀检测器在管道中随介质运行时，其运行速度并不是均匀而流畅的，瞬时的憋压和蹿动会随时出现。

3.1.4输气量随用户用气量峰谷波动较大

用户的性质将决定管道输气量峰谷的转换时间和量差。一般的，工业用户的用气量比较稳定，而民用用户的用气高峰和低谷的时间周期比较稳定而且用气量相对变化不大。所以，选择腐蚀检测器的运行时间至关重要，应该保证检测器在运行期间尽量避免气体流量出现大的波动。

3.2不容易控制气体的流速

要达到腐蚀检测器平稳运行的目标，气体流速的控制虽然困难，但确是在施工中要努力解决的一个关键问题。调峰是协调气量峰谷差异的主要手段，一般常见的调峰方式有:用输气管末端调峰;用储气罐调峰:用地下储气库调峰;用高压管束调峰;用液化天然气调峰。不同的调峰方式适用于不同的不均匀工况:输气管末端和高压管束用于调节城市小时不均匀性;储气罐一般用来调节城市用气的日不均匀性;地下储气库和液化天然气用来调节城市用气的季节不均匀性和日不均匀性。

3.3检测设备的精度必须要求更高

腐蚀检测目的是获取管道的金属损失缺陷信息，基于这些基础数据信息来实现对管道失效的评价和评估，为管道的运行和维护提供依据。管道的基线检测同周期性检测相结合，可实现管道完整性的动态管理。由于城市管网所处地理环境复杂，管线所经之处多为城市或城郊结合部，管线后期开挖维修时对缺陷的定位以及缺陷的准确量化将直接影响开挖点的相关问题。所以，管线业主迫切希望腐蚀检测器的定位精度和检测精度等性能更高，更能准确地描述管线现状。

4应用实例

国内已经进行过城市燃气管道内检测的单位以南京港华燃气公司和苏州燃气公司为代表。通过腐蚀内检测，南京港华燃气公司所属38km管道发现金属损失缺陷128处，其中壁厚减少10%以下的缺陷34处，壁厚减少10%～20%的缺陷89处，壁厚减少20%～30%的缺陷5处，最严重的一处缺陷深度为壁厚的28%。苏州燃气公司所属25km管道发现金属损失缺陷30处，缺陷处壁厚减少量为10%～30%之间。腐蚀内检测对管道的安全运行、合理制定管线维修计划以及进行管道完整性管理都至关重要。

5结束语

虽然长输天然气管道在设计、施工和维护中严格遵守各项规范，但其不可避免地会穿越活动性断裂分布密集区、黄土湿陷区及泥石流、滑坡等多发地域，有可能因破坏性地质灾害引发弯曲变形甚至断裂，从而发生天然气泄漏事故。为此，笔者将继续为解决更复杂的技术难题而不断努力。

参考文献:

［1］袁宗明．城市配气．北京:石油工业出版社，2004:132－135．

［2］白世武．城市燃气实用手册．北京:石油工业出版社， 2008:263－290．

［3］马伟平，贾子麒，赵晋云，等. 美国油气管道法规和标准体系的管理模式[J]. 油气储运，2011，30（1）：5-11