我国城镇燃气管道完整性管理现状

续表

②外部腐蚀监测方法分类：

外部腐蚀监测方法分类见表4.3。

表4.3　外部腐蚀监测方法分类

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（2)内腐蚀探头监测技术

内腐蚀探头监控是使用与管道材质相同的探头,通过检测探头金属失重引起的电阻变化来监测管道的腐蚀速率。

满足的功能要求：

·应用于长距离、大口径、高压天然气管道的内腐蚀速率监控；

·系统的设计、加工及使用应符合相关标准和规范；

·系统应能在任何具有腐蚀和磨蚀过程的天然气环境下,实现快速、准确测量腐蚀速率的功能；

·探头应具有伸缩性；

·系统反应快、使用寿命长；

·对操作温度和介质组分的范围具有一定的适用性。

满足的安装要求：

·对于系统所有的现场安装的设备,防爆等级必须满足电工标准EEx（d)ⅡCT 5,防护等级满足IP 65；

·探头采用水平方式安装和垂直方式安装时,系统应能正常工作。

腐蚀监测系统至少由监测探头、变送器、数据记录仪、数据接口转换器、安装短管和阀门几部分组成。

监测位置的选择：

·监测点的选择以检测天然气对管道内壁的腐蚀速率为主要出发点,监测气质、压力及流速等对内壁腐蚀速率的影响；

·应对工艺流程进行分析后,安装的内腐蚀速率监测系统应考虑到管道流速大、粉尘冲刷严重等点的问题；

·如果是建设期,设计上要选择在管道低洼地段进行安装；

·如果是运行期,建议在站场进行安装,为减少或避免站内带压开口施工,在保证监测点数据具有代表性和真实性的前提下,每个站探头安装位置都尽量选择在有旁路的站内管线上。

内腐蚀监测分析报告内容：

·应分析管道的腐蚀速率与磨蚀速率；

·应分析管道的年腐蚀量、月腐蚀量、日腐蚀量；

·应分析气量与腐蚀速率与磨蚀速率的分析；

·应分析天然气气质与腐蚀速率及磨蚀速率的关系；

·应评价腐蚀量是否在许可范围内。

（3)金属挂片监测技术

在停气或在生产过程中,把试片挂入到装置各个部位,经过一定时间,取出试片称重,计算挂片前后的质量变化,对于管道内部腐蚀试片的安装需结合管道站场的情况,选择合适的地点安装,如果监测外部环境对管道的腐蚀,则需要与管道外部环境相同的地点安装。

为了使挂片腐蚀速率接近于实际腐蚀情况,挂片时间应不少于30 d。

长方形试片一般采用长度30～200 mm,宽度15～25 mm,厚度2～3 mm；圆形试片一般采用直径30 mm,壁厚3～5mm,挂片的穿孔直径与绝缘瓷环一致,可使用低碳钢或与管道同等材料。

两试片间使用外径9.5 mm、内径6.5 ram、长度12 mm的瓷环隔开,穿过试片的不锈钢丝或者钢条与试片间用外径5.5 mm、内径3.5 mm、长度6.5 mm的瓷环绝缘,两端用角钢固定。

试验后处理可使用机械法、化学法和电解法去除试片表面的腐蚀产物,也可采用三者结合处理,然后干燥称质量,描述试片表面腐蚀情况。

2)管道内外壁壁厚、沉降变形定量监测

线路和站内外露管线关键部位壁厚检测,测量部位包括：

·运行露天管线弯头背部；

·三通背部及拐角处；

·排污管线；

·调压阀阀体；

·其他受冲刷较严重部位；

·低洼地段管道。

应定期对干线、站场管道,全面测量管线关键部位的壁厚,以监测管线由于天然气粉尘的冲刷影响产生的壁厚变化。测量及相关要求如下：

①建立管道壁厚监测数据库,保留测量相关记录。

②每次测量的位置应固定,在管线上标出测量位置。

③测量结果由各单位初步分析后,根据测量结果进行安全评估,根据评价结果,如果超过临界壁厚,确定具体整改方案后进行整改。

④壁厚的测量位置尽可能保持一致,选择合适的测量点,以减少人为误差的影响,采用面壁厚测量和点壁厚测量进行对比测量,以保证测量精度。

水平管线水平度测量范围包括：

·站场所有外露水平管线；

·站场水平设备（或设备基础)；

·沙漠中管段；

·采空区沉降；

·黄土塬地段的管段；

·其他地段的管道。

根据测量结果进行安全评估,定期进行全面的安全评价,如果管道受力状态超过临界沉降应力,应确定具体整改方案后进行整改。

报警管理是针对不同的隐患,其影响程度表现为缓慢增加,通过检测、监测等方式确定出了缺陷的大小,进一步预测其缺陷的发展趋势,并及时对管道运行提出报警,包括以下几项：

·粉尘磨损壁厚报警；

·内外腐蚀壁厚报警；

·与干线相连管道沉降、变形报警；

·管道线路交叉、并行、重载报警。

报警报告应包括目前的情况、依据何种标准、标准控制范围、事情发展的动态和经历,并提出继续安全使用的时间。

3)日常监测与检验

日常监测与检验是为检查管道的安全保护措施而进行的常规性检验。

日常监测与检验一般以宏观检查和安全保护装置检验为主,必要时进行腐蚀防护系统检查。

管道的重点监测部位包括：

·穿跨越管段；

·管道出土、入土点、管道分叉处、管道敷设时位置较低点；

·经过四类地区的管道以及穿跨越管道；

·曾经出现过影响管道安全运行的问题的部位；

·工作条件苛刻及承受交变载荷的管段。

日常监测与检验的项目有：宏观监测与检查、防腐保温层检测、电法测试、阴极保护系统测试、环境腐蚀性调查、壁厚检查、介质腐蚀性检测等。

检查人员应对管道运行记录、开停车记录、管道隐患监护措施实施情况记录、管道与调压站改造施工记录、检修报告、管道故障处理记录进行检查,并根据实际情况制订检验方案。

宏观检查的主要项目和内容如下：

①泄漏监测与检查：主要检查管道穿跨越段、阀门、闸井、法兰、套管、弯头等组成件的泄漏情况。

②位置与走向检查：

·管道位置和走向是否符合安全技术规范和现行国家标准的要求；

·管道与其他管道、通信电缆、有轨交通、无轨交通之间距离是否符合有关规范要求。

③地面标志位移检查：管道标志位移桩、锚固墩、测试桩、围栅、拉索和标志位移牌等是否完好。

④管道沿线防护带调查：

·监测和检查管道是否存在覆土塌陷、滑坡、下沉、人工取土、堆积垃圾或重物、管道裸露、管道下沉、管道上搭建（构)筑物等现象；

·管道防护带和覆土深度是否满足标准要求,管线防护带内地面活跃程度情况（包括地面建设及管道周围铁路、公路情况等)与深根植物统计。

⑤管道埋深检查：检查管道埋深及覆土状况,管道埋深应符合《输气管道工程设计规范》（GB 50251)的规定。

⑥穿跨越管段检查：

·穿越段锚固墩、套管检查孔完好情况；

·跨越段管道外覆盖层是否完好,伸缩器、补偿器完好情况；

·吊索、支架、管子墩架是否有变形、腐蚀损坏。

⑦法兰检查：

·法兰是否偏口,紧固件是否齐全,有无松动和腐蚀现象；

·法兰面是否发生异常翘曲、变形。

⑧绝热层、外防腐层检查：

·检查跨越段、入土端与出土端、露管段、阀室前后的管道的绝热层与外防腐层是否完好；

·检查外防腐层厚度与破损情况（包括露管段统计)。

⑨电法测试：

·测试绝缘法兰、绝缘接头、绝缘固定支墩和绝缘垫块的绝缘性能是否满足SY/T 0023,SY/T 0087标准要求；

·试采用法兰和螺纹连接的弯头、三通、阀门等非焊接件连接的管道附件的跨接电缆或其他电连接设施的电连续性,电阻值应满足SY/T 0023标准；

·测试辅助阳极和牺牲阳极接地电阻是否满足标准SY/T 0023和SY/T 0087的要求。

4)线路巡检监测

（1)管道线路巡检监测的工作范围和要求：

①沿管道徒步巡线。

②检查水工保护是否完好,发现轻微损坏应就地取材进行维修,严重损坏应立即汇报地区公司。

③检查管道是否发生露管,一旦发现应立即回填,并向地区公司汇报。

④检查三桩是否完好,发现三桩倾、倒,应将其恢复位置并回填固定,发现桩体严重损坏或丢失,应记录其桩号当天汇报地区公司。

⑤检查管道两侧100 m范围内,是否有机械施工行为。

⑥检查管道周围50 m范围内是否有挤占管道的行为。

⑦检查管道沿线是否有可疑人员或车辆出现,管道上方、两侧是否有新近翻挖动土迹象。

⑧每天应将线路巡检、维护情况记录在巡线记录中,并按要求的内容向地区公司汇报。

⑨巡线中要穿、戴公司配发的劳保用品及工具,遵守公司有关的HSE要求。

（2)违章设施和违章行为监测

①建立所辖管线的违章档案,详细记录沿线现有违章设施情况。

②将违章档案内容分解并对其进行有关内容的专题培训,应采取多种形式,长期向当地政府、属地居民等宣传法规和管道保护的重要性。

③对于管道经过人口稠密、正在进行大规模修路、经济开发建设的地区,根据实际情适当埋设加密桩和警示桩,标清管道走向和报警方式。

④在巡线过程中发现违章行为,如在管道两侧5 m之内取土、建房、挖塘、排放腐蚀性物质等,要立即制止并汇报,在问题没有得到彻底解决之前,要安排管道维护工对该地点进行加密巡线。

⑤处理违章应主要依据法规条例,在地方政府的协助下解决,必要时可通过司法程序解决。

⑥对于管道建设期遗留下的问题应积极与当事人协商,寻求解决方案。

此外线路巡检监测还应包括相关工程监测管理、周边工程监测管理、埋深监测管理、地上标志位移物管理、重车载荷监测管理、人为破坏监测管理等。

5)地质位移监测

（1)地质位移监测的方法

·以用井眼位移计来对小量滑坡位移进行监测；

·利用水位指标器对地下水位进行监测,以确定滑坡可能发生的部位；

·利用管体焊接装置来监测地表滑动；

·利用应变仪监测地层移动导致的管道应变等；

·用目测观察法来判断滑坡和塌方；

·GPS监测管道位移。

（2)地质位移监测的方法的选择遵循原则

·地质位移监测装置的选择要遵循易于安装的原则；

·地质位移监测装置的选择要遵循数据传输可行的原则；

·地质位移监测装置的选择要优先考虑地震断裂带和黄土塬地区；

·地质位移监测装置的选择要考虑洪水冲击、水文情况复杂、滑坡倾向的地区。

（3)地质位移监测的数据传输

数据传输可采用：

·数据存储方式,统一在固定时间下载的方式,实现本地计算机与记录仪之间的数据传输存储方式；

·数据在有微波传输的区域或光缆传输信号的区域,或RTU卫星传输的三种方式实现远程传输。

（4)地质位移监测的报警

可采用自动报警和监测分析后报警两种：

①自动报警：设定报警值后,当位移超过设定值后,自动在控制中心或信息传输地出现。

②监测分析后报警：主要是在不具备时时传输条件下,经过离线分析后,得出目前的位移影响管道的运行,预报会出现地质位移的萌芽期。

优先选择自动传输报警方式,但必须考虑监测项目的经济性和可行性。

（5)GPS位移测量

GPS位移测量的技术设计是进行GPS定位的最基本性工作,它是依据国家有关规范及GPS网的用途、用户的要求等,对测量工作的网形、精度及基准等的具体设计。

GPS位移测量内容包括：

①基础控制点的测量：选择管线沿线已有的控制点约10个进行测量,作为最后平差的已知点用。

②标志位移点的测量：用GPS静态测量方法测量出已经设置好标志位移点的坐标,经平差后提供三维坐标,并按照甲方要求对所做点进行编号。

4.2.4　管道修复技术

管道运营公司应按照管道内外检、试压、直接评估中发现的危险缺陷的严重程度,确定缺陷点维修的先后顺序时间表,维修计划应从发现缺陷时开始。根据发现的缺陷, 在6个月内进行缺陷检查和做修复计划表。

（1)修复方法

修复方法主要包括：换管,打磨,钢制修补套筒A型套筒,钢制保压修补B型套筒,玻璃纤维修补套筒（复合材料纤维缠带),焊接维修、堆焊、打补丁,环氧钢壳修复技术,临时抢修——夹具维修。

（2)修复方法的应用范围

①永久修复——陆上——无泄漏缺陷或破坏。a.切除管道；b.通过打磨去除缺陷（只有非刻痕缺陷)；c.通过堆焊金属修复外在腐蚀引起的金属减薄；d.A型套筒或环氧钢壳技术；e.clock spring（一种采用玻璃钢补强片的增强方法),只用于外部腐蚀引起的金属减薄；f.开孔封堵。

②永久修复——陆上——泄漏。a.切除管道；b.B型套筒；c.开孔封堵。

③永久修复——海上。a.切除管道；b.特殊设备修复。

④临时修复——陆上。a.带螺栓的夹具；b.泄漏夹具；c.对内部腐蚀用A型套筒；d.对内部腐蚀用clock spring；e.对于电阻焊或电弧焊焊缝熔合线上的缺陷用B型套筒。

（3)主要维修情况

本书考虑三种主要维修情况：外部金属损失管道（由腐蚀或机械损伤造成的)、内部金属损失（由腐蚀、侵蚀造成的)管道、管道泄漏。

①外部金属损失管道：外部腐蚀呈现的方式很多,但不考虑实际材料退化,管线最终都以金属损失,即壁厚减薄的形式破坏。金属损失可能是局部腐蚀（由管道支撑下方的腐蚀造成),也可能是大面积腐蚀。管线的破坏可能不会伴随金属损失。例如,在没有管壁凿坑或管壁减薄的情况下,凹坑会导致管道变形。小于管道直径6%的单纯凹痕无须维修。若更深的凹坑会引起管道的工作问题,如阻碍清管器运行。考虑到凹坑可能引起的破坏,应将其归为局部机械损伤破坏。管道裂纹缺陷的维修包括阻止裂纹扩展和修复裂纹。不论是否是由外部金属损失造成的管道破坏,为防止管道的进一步腐蚀,都要重视破坏。

②外部金属损失管道：视管道内部破坏或者腐蚀的严重程度,管线可能已经泄露或者即将泄漏。相对应的维修方案只考虑内部金属损失尚未造成管道泄漏的情况。与外部腐蚀不同,由于无法完全掌握内部金属损失机理,破坏/腐蚀随时间变化。只有掌握内部金属损失机理,才能选择可阻止管道进一步腐蚀的维修方法。由于这些原因,管道完整性的恢复只能是临时性的,设计的维修方法需专门针对每种腐蚀形式,至少要确实能延长管线的使用寿命。

③管道泄漏：内部或外部金属损失（或者二者的结合,这种情况很少)都可导致管道泄漏。焊缝、管接头或母材裂纹也会导致泄漏。按照发生泄漏破坏的程度,在维修中需要安装维修管卡（在局部维修时)或更换部分管道接头或接箍。在任何情况下,只要管道泄漏,就要考虑管道附件的适用性。不仅要考虑压力容器的要求,也要考虑液体的腐蚀性及其他影响。例如,应用特定维修管卡/接头的弹力密封条易受挥发性碳氢化合物等的腐蚀。长时间下密封条可能出现老化/松弛的情况,因此,开始需要考虑堵住/封住泄漏处的所遇到的问题。针对法兰泄漏,法兰表面/垫片区域的腐蚀或松弛最有可能导致这种泄漏；且管道法兰焊缝（平焊法兰时贴角焊,对焊法兰时圆周角焊)也可能会出现泄漏。

4.2.5　公众警示

管道完整性管理公众警示技术主要包括,管道公众警示程序的制定、告知对象、信息内容、信息传递方式和传递媒体等。

1)公众警示流程

城市燃气公司建立公众警示的总体目标是通过公共意识增强来实现公共环境和财产的安全保护。公众警示程序应提高受影响公众和相关责任人对于管道现状、知情度的理解,了解管道在运输能源中的作用。沿管线公众对管道的更详细了解是燃气公司安全措施的补充,可以减少管道紧急情况及泄漏的发生的可能性及潜在危害。公众警示程序也会帮助公众理解,它们在防止第三方破坏、管道占压方面起着重要角色。

建立公众警示程序的流程：

①定义程序的目标；

②获得管理机构的认可和支持；

③明确程序管理机构；

④确定程序涉及的管线资产；

⑤确定告知机制；

⑥确认信息形式和内容；

⑦确定每类信息的发布周期；

⑧确定每类信息发布方法；

⑨评估补充程序；

⑩程序执行和跟踪；

执行程序评估；

实施持续改进。

2)告知对象

制定一个公众警示程序的首要任务就是确认告知对象。燃气公司的公众警示程序潜在的告知对象,包括：受影响的公众、政府应急部门、当地政府官员和挖掘者。

燃气运营公司应该考虑到调整它的信息覆盖区域以适应特殊管段的位置和泄漏后果,应该参照国家规定考虑高后果区域。对某一管段如果情况特殊,要求更广泛的覆盖面积,应该适当的扩大它的通信覆盖区域。

3)信息内容

燃气公司应该选择合适的信息、宣传方式和频次来满足潜在公众告知对象的需求。信息材料也可包括关于管道运营公司、管道操作、管道安全记录和其他信息等为宣传对象准备的补充信息。

公众告知对象宣传的基本信息应满足运营公司程序目标需求。信息交流应包含足够的信息以满足管道应急状况,公众告知对象应知道如何辨识潜在危害、自我保护、通知应急人员并通知管道运营公司。

4)公众警示信息传递方式和传递媒体

运营公司的信息传递和交流根据下面内容量身定制：公众告知对象的需求；管道或者设施的类型；信息交流的目的；相应的方法或媒体。

（1)有目标的发放印刷材料

印刷材料的使用是一种与公众有效的交流方式。运营公司应依据不同的情况向公众来选择传递信息、信息类型、语言和格式,具体如下：

①手册、传单、小册子、活页。

②信件。

③管道走向图。

④回音卡：回音卡和商业的回复卡可以是一种印刷好,写好地址并已付邮资的卡片,邮寄给受影响的公众作为其他方式的补充。回音卡可以采用多种方式。

⑤广告：广告经常由燃气公司印刷,一起和收费账单据下发给居民。城市燃气公司随其他公用设施,如电和水的账单邮寄。将关于管道安全和地下破坏预防的广告邮寄到所有的附近居民,即便不是天然气用户也收到该广告。

（2)人员交流

人员交流意味着运营公司和公众告知对象面对面的交流。这种方法是最有效的沟通形式且双方交流可表达明确和彻底。人员交流可以定位为与个人的或者与团体的。包含以下内容：管道路权的逐户的沟通、电话交流、团体会议、记者招待会、社区活动。

（3)电子交流方法

①影像和CD：运营公司使用各种方法比如影像和CD提供给公众警示程序的使用。影像和CD在某些情况下对管道运营公司或者公众告知对象非常有帮助。影像媒体可以显示印刷材料不能显示的内容,如天然气或石油消费者、管道路径、预防性的维护活动、模拟或实际泄漏和应急状态演练或者实际反应等。

②电子邮件。

（4)大众媒体交流

①公共服务通知：公共媒体通知是告知大部分公众的一种有效的方式。尽量与公共广告媒体部门联络,允许管道公众警示的信息在广播电视中作为公益广告播出。如果运营公司是广播或电视台的广告客户,这对于获得公共服务通知时间起一个促进作用。

②报纸和杂志：燃气公司可以邀请或者资助记者撰写具有宣传教育警示性的的文章,包括当地建设项目挖掘影响管道安全或损坏能源设施的案例等内容。

③付费广告：如电视广告、广告牌是一种有效地与整个社区和地区信息沟通的方式。

④社区活动：社区活动信息中关于管道安全的信息邮递到管道附近的居民,该方法对于管道附近居住的公众告知对象相当有效,尤其是对管道穿过的地区和途经的土地。

（5)专业的广告材料

专业的广告材料可介绍燃气公司或该地区的管道是一种特别有效的方法。这些材料可附带管道安全信息、项目信息、重要的电话号码和其他联系方式的方法。这种广告的最大的好处就是相对于印刷材料能保持一个更长的时间更容易接受。由于印刷到广告材料上的信息有限,广告材料只能是附加印刷材料和传递方法的补充。

（6)管道标志信息

地下输送管道的标志信息包括：管道的位置的标志；警示公众附近存在埋地管道或设施；警示挖掘者管道或者多个管道的存在；为应急提供运营公司联络信息；通过提供地下管道参考点为空中和地面监视管道路权。

（7)燃气公司的网站

拥有网站的管道运营公司可以通过公司网站的使用来增强同公众的交流。公司的网站组织结构和设计应该适应管道运营。

4.3　管道完整性评价

4.3.1　管道完整性评价的内容

管道完整性评价是在役管道完整性管理的重要环节,主要用于风险排序结果表明需要优先和重点评价的管段。完整性评价内容包括：

①对管道及设备进行检测,评价检测结果。包括用不同的技术检测在役管道,评价检测的结果。

②评价故障类型及严重程度,分析确定管道完整性。对于在役管道,不仅评价它是否符合设计标准的要求,还要对运行后暴露的问题、发生的变化和产生的缺陷进行评价。

③根据存在的问题和缺陷的性质、严重程度,评价存在缺陷的管道能否继续使用及如何使用,并确定再次评价的周期,即进行管道适用性评价。

4.3.2　管道完整性评价的方法

美国APISTANDARD 1160—2001,ASME B31.8—2001和英国BS7910—1999《金属结构内可接受缺陷的评价方法指南》推荐的完整性评价方法有三种：在线检测、压力试验、直接评价。它们适用的失效类型及检测的指标见表4.4。

表4.4　三种完整性评价方法适用的失效类型检测指标

1)在线检测(In-Line Inspection)

应用在线检测器在管内运行来完成对管道缺陷及损伤的检测,又称内检测。从20世纪60年代开始应用的内检测器,目前在检测能力、范围、精度等方面得到了很大改善。

（1)可检测到的管道缺陷

可以检测到的管道缺陷主要有三种：几何形状异常（凹陷、椭圆变形、位移等)；金属损失（腐蚀、划伤等)；裂纹（疲劳裂纹、应力腐蚀开裂等)。

（2)在线内检测器的主要类型

内检测器按其功能也有三类：变形检测器、金属损失检测器、裂纹检测器。从检测原理区分,目前用于检测管道的腐蚀缺陷和裂纹检,主要有漏磁检测器和超声波检测器两种,其性能及应用各有其特点。

内检测器是将无损检测设备及数据采集、处理和存储系统装在智能清管器上,在管道中运行时对管体逐级扫描,能对管道缺陷的形貌、尺寸、位置等进行检测、记录、储存,是获取管道完整性信息的最直接的手段。但内检测器价格昂贵,不同缺陷类型及不同口径的管道需要不同型号、规格的检测器。有的早期建设项目的在役管道受条件所限,不能顺利通过内检测器。

（3)在线检测的工作程序

为了使内检测顺利进行并确保价格昂贵的内检测器安全运行,必须做好检测工作的程序安排,并严格执行：

第一步：管道调查及附属设施整改。

对管道走向沿线地理环境等进行现场勘察,了解管道运行维修历史情况如阀门、管件、三通等有无变形,卡堵清管器的情况；收发球装置长度能否满足检测器要求等,若不符合检测器要求,需进行整改。为便于跟踪检测器,在线勘察过程中要沿线设立标志,确定管顶位置及走向。

第二步：检测前清管。

①常规清管：一般进行几次清管,尽可能将管壁的结蜡层等附着物清除干净。

②管径检测：用测径器进行检测,分析管道变形并对严重处开挖检查,对不满足检测器通过的管段进行改造。并再次运行测径器以确认已无妨碍内检测器之处。

③特殊清管：管径检测后还应针对所输介质特点进行清管,以排除可能造成伪信号的管内杂质。

第三步：通过模拟器。

模拟器是一个外形及尺寸与内检测器相同的模型。用以检查管道通过检测器的能力。万一它在运行中发生堵卡,抢修过程中不致损坏价格昂贵的检测器。

第四步：投运检测器。

①设备调试：对检测器的探头进行标准化调试,使它们对相同的信号有相同的信号输出,从而保证在线检测的准确性。

②检测器投运及跟踪：检测器装入发球筒后,切换输油流程为发球流程,跟踪人员携带地面标记器,按沿线设立的标志,定点对检测器跟踪,并用标记器向检测器发射标记信号,为检测器的里程记录及缺陷定位提供参考点,这可以减少里程定位的误差。

③测器接收及数据处理：检测器到达收球筒后,切换收球流程为正常输油流程。取出检测器,打开记录仪的密封舱盖,将记录的数据传入数据分析计算机。处理数据后,可得到检测出的全部缺陷清单及严重缺陷的清单。

④提交检测报告：检测报告的概述中包括管道的腐蚀状况、检测器技术指标、管道运行参数、清管情况等。要以数据或直方图的形式表示管道缺陷的分类统计数据,并对严重缺陷进行描述,列出开挖检查点。

⑤开挖验证：根据检测报告提供的严重金属损失或几何变形的缺陷,从中选择适当管段进行开挖、验证、测量及测绘,做出开挖验证报告。将开挖的检测结果与内检测结果比较,以检查在线检测的精度是否满足检测器的精度指标。

有关在线检测过程的管道调试、施工组织、检测报告及开挖验证报告是管道完整性管理的重要资料,应长期保存。

2)压力试验(Pressure Testing)

对不能应用内检测器实施在线检测的管道,要确定某个时期内其安全运行的操作压力水平,可以采用压力试验。压力试验一般指水压试验,特定条件下也有用空气试压的。这是长期以来被工业界接受的管道完整性验证方法。它可以用来进行强度试验或泄漏试验,可以检查建设及使用过程中管段材料及焊缝的原始缺陷及腐蚀缺陷等的综合情况。

在有关的规范中对试压过程中试压介质选择、升压过程、应达到的试验压力、持续时间、检查方法等均有详细规定。在美国ASME B 3.14《液态烃和其他液体管道输送系统》及APISTANDAR 1160中都规定了强度试验压力不得小于最大操作压力的1.25倍,持续压力时间不得少于4 h；当外观检测无泄漏时,可降低压力到严密性试验,试验压力为1.1倍最大操作压力,持续4 h。我国的输油管道、输气管道工程设计规范中也对试压有明确的规定。

在役管道的水压试验的局限性在于需要停输几天到几周来进行试压,而且可能有破坏性；大型管道试压用水量很大,含油污水的排放和处理花费大。水压试验与最贵的内检测相比,试压的费用陆上管道较后者高2.6倍,而海底管道的试压费用更高。在役管道的试压对正在持续发展的腐蚀缺陷,特别是局部腐蚀的检测不是很有效,因为它只能证明试压时管道是完好的,不能保证管道今后长期完好。因此,运用压力试验来评估管道完整性时一定要注意管道腐蚀控制的情况,要研究阴极保护状况、防腐涂层状况的检测资料、管道泄漏情况,综合研究管道风险评估结果及预计的缺陷类型、程度等,来确定何时进行及如何进行压力试验。

若第一次压力试验后,与时间有关的、很小的缺陷已扩展到临界状态,就需要再次压力试验。试验的间隔时间取决于多种因素：试验压力与实际操作压力之比值,特殊缺陷长大的速率（如腐蚀造成的金属损失、应力腐蚀裂纹、疲劳裂纹等长大的速率),可以应用完整性评价数据及风险评价模型帮助确定再一次试压的间隔时间。

3)直接评价(Direct Assessment)

直接评价方法主要针对内、外腐蚀缺陷,在它们发展到破坏管道完整性之前,进行缺陷检测和预防。对于输气管道,可能同时存在内、外腐蚀的情况。

（1)油气管道外腐蚀的直接评价

以下内容主要介绍管道外腐蚀的直接评价步骤,它包含预评价、管段检测、直接调查和后评价4个过程。其关键是确定管道外腐蚀位置和程度,同时也能提供其他失效,如机械损伤、硫化物应力腐蚀、第三方破坏等方面的信息。

①预评价：目的是选择先前发生过或当前可能发生腐蚀的管段作为调查区,确定间接调查方法；收集并综合分析管道历史及现状的资料、数据,估计腐蚀程度和可能性,以确定需要进行直接评价的管段,并选择在该条件下使用的检测方法和工具。

②管段检测：采用地上或间接检测的方法检测管段阴极保护情况、防腐层缺陷或其他异常。例如,对于埋地管道的外腐蚀,常用变频一选频法、多频管中电流法、防腐层检漏等方法来检测防腐层性能；密间隔电位法、直流电位梯度法等检测阴极保护有效性；土壤电阻率、自然电位等测试土壤腐蚀性等。

由于这些间接检测方法各有特点,没有一种是绝对准确的,除了检测方法本身的局限性以外,还与检测人员的素质直接相关。因此,每个管段上至少需要两种方法来检查管道及涂层的缺陷,在基本调查方法出现困难或有疑问时,应采用第二种方法做补充调查。补充调查范围至少为基本调查的25%。若两种方法的结果出现矛盾时,应考虑第三种方法以保证检测结果的可靠性。检测结果应提供缺陷的量化数据（缺陷的连续或孤立状况、严重程度及等效壁厚损失等),并和再评价间隔周期相联系。缺陷确认不仅要靠检测结果,而且还要有合理的解释。通过对检测数据的分析得出管段缺陷的状况、性质及严重程度。

③直接调查：对上一步发现的最严重危险部分进行开挖和自测检查,以证实检测评价的结论。一般每个直接评价的管段开挖点控制在1～2个,至少开挖一处。在防腐层破损处及管壁腐蚀处详细测量、记录缺陷情况,用于评估管道最大缺陷的情况及平均腐蚀速率。并对环境参数（土壤电阻率、水文条件、排水状况等)进行测量记录。如果条件许可,应对足够多的防腐层缺陷样本进行统计分析,推算可能存在的最大缺陷尺寸。如果缺乏其他数据,可以按已发现缺陷的深度、长度的2倍,作为最大缺陷的估计值。

④再评价：综合分析上述各个步骤的数据及结论,确定直接评价的有效性和再评价的间隔时间。

再评价的间隔时间是以保证上次评价中经过修复的缺陷不至发展成为危及管道安全的危险缺陷来确定。若修复缺陷的数量多、占发现缺陷的比例大、修复的标准越高,再评价周期就越长。例如,对间接调查发现的所有缺陷点进行开挖,并将在10年内可导致管道失效的缺陷全部修复,那么再评价周期可以选定为10年；如果只进行部分开挖,同样只修复10年内可导致管道失效的缺陷,则再评价周期应当减半,可定为5年。

再评价过程是重复上述管段检测、直接调查步骤,其中至少应当包括一次在原缺陷部位的开挖。结合开挖结果,根据开挖实测的腐蚀缺陷与腐蚀发展预测值的比较,来衡量直接评价方法的有效性。如果实测值小于预测值,则方法有效；实测值大于预测值时,方法无效。这种情况就需要修正腐蚀发展模式、改变再评价周期或改进调查方法。

（2)输气管道内腐蚀的直接评价

本方法主要用于短期内可能存在湿气及游离水的输送天然气的钢质管道。如果管内从不存在水或其他电解质,则不需要本方法。如果整条管道内部都存在腐蚀（如污水管道),则这一方法也不适用,而应利用在线检测或水压试验等方法进行评价。

以下介绍管道内腐蚀的直接评价步骤,它包含预评价、选择调查点、局部调查和再评价四个过程。其关键是发现输气管道内部可能发生游离水积聚的部位,因为只有这些部位及其下游区域才可能出现管道内腐蚀。

①预评价：预评价需要收集管道与附件、管输介质、操作运行、管道走向、地形等方面的数据资料。

②选择调查点：分析管道内水的原始积聚位置需要多相流知识及其他参数（如管道沿线地形、海拔高度、管内压力和温度变化等)。大型管道的气体流速很高,管输气体的含液量很少时,液体一般呈薄膜附着在管壁或呈细微的液滴分散在气流中,形成环雾型流动。若气流速度下降或液膜厚度增加（例如在管道的下坡段或凹陷部分),当液膜所受的重力大于与管壁的剪切力时,就会出现液体成层流动和滞留。根据多相流计算可以确定管内出现积液时的流速和管段倾斜角度的临界值。

③局部调查：局部调查在电解液最可能积聚的位置进行,一般需要开挖和用超声波检测管壁厚度。其他方法也可以作为调查工具,如挂片法、各种电化学腐蚀探针以及旁通管法等。如果在被怀疑为腐蚀最严重部位并没有检测到腐蚀,那么可认为整个管段无内腐蚀危险,反之可以确定存在内腐蚀的潜在危险。

④再评价：再评价重复上述过程,但需要一次新的开挖,位置应选在原始水积聚部位的下游,并且管道倾斜角大于上述计算的临界角度。如果被怀疑最可能发生腐蚀的位置并没有发生腐蚀,那么可以认为整条管道不存在内腐蚀危险,反之则需要新的开挖调查或修改管道内腐蚀直接评价的方法。

4)完整性评价方法选择

由于许多在役管道现有的条件无法运行内检测器,采用水压试验费用很高且需要停输,还将面临大量含油污水处理等各种困难,为了按要求在规定时间内完成评价过程,采用直接评价方法是一种可行的选择。

4.4　我国城镇燃气管道完整性管理现状

4.4.1　城镇燃气管道特点

城市燃气管道中,高压天然气管道一般与长输管道的设计标准是一致的,但市政管网建设和运行中执行标准与长输管道有很大的区别,管道的通过能力和清管维护的标准也不一致。为了更好地开展城市燃气管道的完整性管理,充分理解城市燃气管网的特点非常重要：

①城市燃气管道多为环状、枝状,阀门、三通及凝液缸等管件密布,管道变径较普遍。

②城市燃气管道则随着城市建设的进展逐步形成,且不断拓展。由于投资来源复杂,设计、施工和验收标准往往参差不齐,质量缺陷相对较多。

③城市燃气管道周边环境复杂,环境的改变有时为突变,另外,城市杂散电流干扰很普遍且严重。

④国内城市燃气管道管理相对薄弱,日常管理侧重于巡线检漏,即使发现问题,由于涉及市政管理诸多方面,处理手续较为繁杂,隐患往往无法及时消除。

4.4.2　城镇燃气高压管道检测

随着我国城市化进程的迅速发展,建设在城市地区的高压燃气管道越来越多。同时,高压管道的安全管理系统——管道完整性管理的相关规范和规定正在日益完善。在《城镇燃气设计规范》（GB 50028—2006)第6.4.20中规定：高压燃气管道设计应考虑日后清管和电子检管的需要,并宜预留安装电子检管器收发装置的位置。

虽然城镇燃气运营商有着多年丰富的运营管理经验,有一套比较完善的运营体系,一直保障着各个城镇燃气的安全稳定供应,但是,针对高压天然气管道的安全保障系统,目前国内各城镇燃气运营商还没有完全建立起来。北京市的高压天然气管线建设从1997年陕气进京工程开始,至今已有10年的发展历史。高压A天然气管道已建成投产约160 km,高压B天然气管道已投产约500 km,形成了以六环高压A天然气管道和五环高压B天然气管道为供气主干线的高压天然气管网,然而也未建立完善的完整性管理系统。

以城镇燃气高压管道检测和监测为例,选择适合的监测方法,尽量避免泄漏后进行抢修的被动方式,把安全隐患在泄漏之前通过某些检测方法查找出来,为安排定期维修提供依据,为城镇天然气管网形成完善的安全体系作第一步的基础性工作。

1)高压管道检测方法综述

管道泄漏检测技术的分类方法有多种。就检漏的实时性而言,可分为离线泄漏检测和在线泄漏检测系统两大类。

（1)离线检测

离线检测即非连续地、定期检测管线系统完整性的方法,主要包括人工巡线、智能清管器、静压实验法等。

人工巡线常用的检测方法包括光学检漏法、空气取样法、土壤电参数检测法等。人工巡线检漏技术应用最为广泛：一是由专业人员携带对天然气特别敏感的仪器对管线巡查,该方法简单方便,但是对小泄漏不敏感,易受环境的干扰出现伪报警；二是由专业人员携带各类仪器通过对防腐层绝缘性能的检测,判定管道的腐蚀程度,但是防腐层绝缘性能降低不完全等同于管道的腐蚀程度。因此,人工巡线检漏技术一般不单独使用,而作为一种辅助手段。

采用智能清管器对管道进行内检测是目前日益广泛使用的检测方法之一。利用带有检漏仪和设备的清管器,对管线进行不停输检测。当清管器在管内随流体移动时,其电子数据系统将收集的管道几何形状、管壁腐蚀和裂纹、介质泄漏和涂层损坏等有关数据,发送到地面或储存在微纪录仪内,最后对这些数据统一进行处理,以检测管线的完整性。智能清管器主要采用光学检漏法、空气取样法、土壤电参换检测法、漏磁通检测法和超声波检测法。

①光学检漏法：泄漏会引起管道周围环境的温度变化。采用搭载在车辆或直升飞机上的光谱监测和分析设备或者便携式设备,通过检测泄漏引起的热点进行检漏。比较典型的设备有手持式激光甲烷遥距检测仪,车载式OMDTM光学甲烷检测仪。

图4.3　手持式激光甲烷遥距检测仪

图4.4　车载式OMDTM光学甲烷检测仪

②空气取样法：可通过携带采样器（如目前采用最广泛的火焰电离检测器、可燃气体检测器和示踪气体检测器),沿管线或平行于管线的埋地传感器进行气体采样检漏。该方法目前发展较快,在输气管道上应用较多。

③土壤电参数检测法：根据管道泄漏点必然有漏铁的事实,通过检测埋地金属管线防腐层缺陷,来辅助确定管道漏点的方法。其主要有选频变频法、雷迪仪器、C-扫描（CSCAN)埋地管线检测系统、DCVG（直流电位梯度法)。该方法的主要优点,在于检测定位准确性高,但仅仅为一种辅助方法,因为管道的防腐层漏电点不一定为泄漏点,因此,其必须与其他燃气管道直接检测方法结合。

图4.5　SSG VGDI型多用途燃气泄漏巡检仪

图4.6　C-扫描埋地管线防腐检测系统

图4.7　漏磁通检测器

图4.8　超声波检测器

④漏磁通检测法：由于漏磁通检测器向高精度、高清晰度、高智能化的发展非常迅速,近年来漏磁通检测技术占主导地位,检测器已经配备了惯性导航装置的激光陀螺仪、加速度仪和高清晰度探头。高清晰度漏磁通检测法是发达国家较为普遍使用的管道腐蚀检测设备,它利用更多更精确的探头以采集到更多的数据,具有更好的数据精度和可信度,无论内外缺陷都能做到精确定位,同时也可以报告出管道的壁厚变化、周向裂纹等。

漏磁通检测法是基于检测管壁上磁通变化来确定管壁的缺陷（含穿孔、破裂),从而确定管线泄漏点及可能的泄漏点（管壁薄弱点)。该方法的优点在于可全面真实地确定管壁的技术状况,缺点是内检测的有效性取决于所测管段的状况和内检测器与检测要求的匹配性,要求传感器与管壁紧密接触,会由于焊缝等因素引起的管壁凹凸不平而影响检测结果；另外监测器对不同管径的管道没有通用性。

⑤超声波检测法：利用超声波探头发生超声波,根据管道内外壁反射波的时间差来检测壁厚及腐蚀情况,来确定管线泄漏点的方法。由于从发射器到管壁之间需要均相液体作为声波传播媒介,所以用于天然气时需要一个液体段（通常为凝胶)的两端运行两个常规清管器,超声波检测器放入液体段中运行。超声波检测器能再现管道壁厚和管道内壁表面的图像,探测焊缝腐蚀,检测腐蚀深度为管壁厚度的10%左右。

（2)在线检测

在线检测方法可以连续监测管线系统的流体损失,指示管线的完整性故障,主要有线破裂系统、负压波检测、物质平衡系统、独立感测线和音波测漏等方法。

①线破裂系统：根据流体从“稳态”到“瞬态”的变化来判断管线的泄漏。主要方法又分为压力梯度检测法、流量检测法等。

②负压波检测：由于发生泄漏的瞬间会产生“负压波”,并在管线内从漏点向两端传播,应用专门的沿管线安置的检测器（差压变送器或测压传感器)就能检测出由该压力波的前沿引起的压力迅速变化,根据其到达两端的时间差来计算漏点位置、大小。在泄漏判断时必须接受管线管理系统的有关信息,把设备启停状态变化所激发负压波的伪漏信号屏蔽掉。

③物质平衡系统：依赖于“流进必须等于流出”这一原则,其范围从简单地计算管线的进出流量到采用先进模拟技术的在线系统,这些系统包括用动态模型计算管线容积的变化。管道是否泄漏的判断取决于工作人员的敏感性和责任心。该方法简单、直观,但要求在每个站的出、入管道上安装测量精准的流量计。因管道内的流量变化有一个过渡过程,该方法不能及时检测管道的泄漏也不能确定泄漏点的位置,更不适用于输量频繁变化的情况。

④独立感测线：该方法需要沿管壁敷设小口径、可渗透碳氢化合物的塑料管。当管壁出现泄漏时,泄漏的气体会扩散到塑料管内；定时抽取管内样品,当样品中的管输气体浓度达到一定域值时产生泄漏报警,并根据浓度峰值到道的时间计算漏点位置。一般来说,该系统仅适用于较短的管线,精度和可靠性较高。

⑤音波测漏系统：通过安装在管段两端的现场数据采集处理器来接收管段区间的音波,当管道发生破裂时,现场数据采集处理器能立即接收管道内输送介质泄漏的瞬间所产生的音波震荡,通过比较数据库中的模型来确定管道是否发生了泄漏以及泄漏等数值；同时,利用管段两端的现场数据采集处音波理器传送信号的时差,判断泄漏位置。因为其有极低的误报率,音波测漏系统在管道发生泄漏时,可不经人工判断以自动化模式迅速关闭阀门。

2)高压管道采用的检漏方法

目前某燃气公司在高压管道中采用的检漏方法有：

·人工巡线中携带嗅敏仪测漏；

·定期安排打孔测漏；

·牺牲阳极测试桩电位测试。

新装备使用的设备有雷迪探管仪、手持式激光甲烷遥距检测仪。目前使用的高压管道检测方法,基本上属于离线泄漏检测中比较被动的方式,对管道内存在的隐患进行预判和实时监控的手段不够完善。根据本文对各种检测手段的介绍和分析,目前,比较可能在北京市高压天然气管道上使用的检测方法如下：

·属于管道内检测技术的漏磁通检测法；

·属于在线泄漏自动报警的音波测漏系统；

·属于通过检测埋地金属管道防腐层缺陷,来辅助确定管道漏点的方法,日渐广泛使用的有雷迪、C-扫描（C-SCAN)埋地管线检测系统和DCVG（直流电位梯度法)。

4.4.3　逐步实施燃气管道完整性管理

国外油气管道系统的完整性管理已日趋成熟,形成了系列的安全规范或标准,提供安全管理的方法和程序,要求经营者遵循,从而使管道事故率下降,保持安全可靠地运行并节约维修费用。当前,提高安全管理水平已成为提高企业的综合效益及竞争能力,是进入国际市场的重要手段。

要全面改进我国城镇燃气管道的安全水平,必须建立长期、稳定可靠和整体性的安全保障机制。发达国家目前依法推行的管道完整性管理体系就是这种长效机制,是一种先进的、行之有效的安全管理方法。因此,实施管道完整性管理,逐步由初级向完善过渡,改善和提高管道系统安全水平,是摆在我们面前的迫切任务。需要抓好以下几方面工作,来应对面临的挑战。

1)建立和健全相关的规范、标准，加强对管道完整性管理的技术支持力度和监管力度

通过制定新规范,修订及整合不适应现在情况的原有规范,或等同采用国外规范等途径,建立和健全有关管道安全管理的技术规范及管理章程,使企业在计划、实施、修订完整性管理程序时有法可依,有章可循。使国家行政职能机构能够依法进行安全监察管理。

2)加强管道安全科研及其成果应用，提高安全科研水平

国外风险评价方法及数学模型都是在理论分析和模拟试验的基础上,通过大量数据的统计分析,逐步建立起来的,还在不断完善之中。虽然我们可以借鉴和应用国外的研究成果,但有关基础数据、评价标准等应有适合我国国情的内容。一方面要将前一阶段对风险评价、可靠性评价、安全评价技术等的研究成果系统化,逐步用于工程实际；同时需要加强基础数据的收集、统计分析,深化对数据完整性、评价标准等基础工作的研究。例如对事故统计,除了应加强事故上报的要求,对于原因分析、趋势分析、各种损失的大小和概率、对环境影响、事故率统计等,应有与国际接轨的统计要求。对风险评价中可接受的事故水平、管道相对风险评分等级、管道腐蚀程度划分、维修或更换管段的依据、HCA地区的划分等,应借鉴国外标准并根据我国情况来确定。此外,引进国外先进技术,如防止第三方破坏的安全预警系统等,也对提高安全水平有重要的作用。

3)根据实际情况，对不同时期、不同条件的管道，制订不同层次的、分段实施的完整性管理计划

国外实践表明,管道在线内检测是获得管道完整性数据最好的来源。但全面实施点检测存在很多困难。我国能够或已经进行内检测的管道比一些发达国家更要少得多；其他的基础工作,如事故的统计分析,有关资料及数据库等也不完善。多数情况下,要进行量化风险评价困难很大。对此我们可以根据不同情况,分阶段实施不同层次的完整性管理。

①在新管道建设过程中,要认识到管道规划的前期工作及可行性研究阶段对于管道本质安全的重要性,深入调研和进行多种设计方案比选,保证推荐的路由、工艺、设备及自控等方案技术经济合理而且安全可靠。坚持做好可行性研究报告的安全预评价,指出主要危险因素及重大风险,评定该工程能否满足安全要求,并补充必要的安全对策及建议。认真贯彻工程建设招、投标、施工监督及管道焊接质量的第三方检测等制度,保证施工质量,确保管道系统的本质安全。做好工程的安全验收评价,为今后的安全管理打下良好的基础。

②对近年新建成的大型管道,在已有设计资料、安全预评价、工程验收安全评价基础上,及时制订数据收集、基线评价、完整性管理程序的计划并逐步实施,使其管理逐步达到国际先进水平。

③对运行多年的老管线,实施在线内检测有各种困难,可以采用直接评价法或其他综合的技术来评价腐蚀管道的完整性。通过对管道系统或某些管段的物理特性和运行历史调查、腐蚀及防腐检测和评价等来得到管道完整性的资料。应重点做好管道外腐蚀情况、防腐层损伤及阴极保护系统的检测,对有内腐蚀危害的管道重点检查易于腐蚀的管段。在缺乏定量风险评价的条件时,可以通过定性风险评价或应用专家评分等风险评价方法,重点进行风险排序工作,确定管道潜在的重大风险段,据此制订降低风险措施及视情维修计划。用风险管理的方法代替传统的安全管理方式,保障管道安全并节约维修费用。

4)选定典型管线进行完整性管理试点，总结经验后逐步推广

选定一两条不同类型的管道,进行完整性管理试点。组织各方面力量。集中帮助解决实施过程中各种问题,定期总结经验教训,提高职工的现代安全管理素质,为全面推广实施完整性管理打下基础。

虽然我国目前还没有法令规定燃气管道必须实施完整性管理,但面对经济全球化的挑战,贯彻以人为本的国策的前提下,必须提高我国燃气管道的安全管理水平,有必要制订长期规划及近期规划,以点带面地分阶段实施燃气管道的完整性管理。

学习鉴定

1.填空题

（1)燃气管道完整性管理定义为：燃气公司根据不断变化的管网因素,对天然气管

网运营中面临的风险因素进行__________和__________,制订__________,并不断 __________,从而将__________控制在 __________、的范围内。（2)管道完整性管理的技术体系主要由数据分析整合、__________、__________、__________、__________、信息技术平台、__________等方面构成,组成一个完整的有机整体。（3)管道完整性评价的方法主要有。

2.问答题

（1)管道完整性管理的原则是什么?

（2)城镇燃气管道检测的方法有哪些?