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不停機、不拆解、不排空！液化天然氣接收站承壓設備基于風險的在線檢驗方法

2021-11-23 14:29:19 作者：王曉博，高振，等來源：腐蝕與防護分享至：

在國家能源戰略、環境保護、經濟發展形勢等多重因素的促進下，液化天然氣（LNG）產業得到大力發展，截至2019年10月，我國已建成投產21座LNG接收站，實際接收能力為8955×104t/a。雖然LNG接收站中的主要工藝介質如LNG、天然氣（NG）、閃蒸氣（BOG）無明顯腐蝕性，但是隨著服役時間的延長，站內壓力容器、壓力管道等承壓設備均可能產生不同程度的損傷，及時發現承壓設備上的損傷，關系到整個接收站的運營安全和區域能源的穩定供應。

TSG 21-2016《固定式壓力容器安全技術監察規程》和TSG D7005-2018《壓力管道定期檢驗規則工業管道》等安全技術規范明確要求，壓力容器、壓力管道等特種設備須在一定周期內實施停車檢驗，但是迫于區域能源調峰保供的壓力和承壓設備保冷層的存在，站內大多數承壓設備不具備停車檢驗的基本條件。

從部分實施過定期檢驗的接收站的反饋來看，站內壓力容器的定期檢驗實施情況良好，首次檢驗能按規范要求及時進行；但壓力管道的定期檢驗實施時困難較多，首次檢驗一般不能及時進行，即使實施了首次檢驗，也僅是抽查了部分氮氣、空氣和極少量的LNG、NG管線的管件，檢驗時主要以宏觀檢查為主，壁厚測定、表面缺陷及埋藏缺陷檢測等測試和現行規范的要求并不相符且缺乏針對性。

部分企業在保障能源供應平穩的前提下，考慮到安全生產的需要，相繼采用了基于風險的檢驗（RBI）技術對站內承壓類特種設備的檢驗周期進行了適當延長，但到期后檢驗困境依舊存在。據調研，目前仍未系統性地開展過關于LNG接收站承壓類特種設備的典型損傷機理、風險點及基于損傷模式的檢驗方法研究。

為此，中國特種設備檢測研究院和中海石油氣電集團有限責任公司的技術人員開展了瞬變電磁、脈沖渦流、數字射線等在線檢測技術在深冷環境中的可靠性對比分析，提出一種適用于LNG接收站承壓設備服役現狀的檢驗方法，為站內承壓設備在不停車狀態下實現科學、合理、有效的檢驗，更好地控制站內承壓設備運行風險，節約檢維修成本，促進行業健康發展提供參考。

LNG接收站工藝流程

LNG接收站作為遠洋運輸液化天然氣的終端、陸上天然氣供應的氣源，主要由卸料系統、LNG儲存系統、BOG回收處理系統、LNG加壓氣化系統、NG計量外輸系統和LNG裝車/船系統等組成。

LNG運輸船到達碼頭后，通過卸料臂將LNG輸送到LNG儲罐，罐內低壓泵將LNG升壓后輸送到低壓LNG總管。然后，一部分LNG被輸送到再冷凝器和高壓泵，經高壓泵加壓后輸送到氣化器加熱、氣化并外輸；另一部分LNG被輸送到槽車裝車撬，再充裝到LNG槽車并外輸。

目前，國內LNG接收站通常以開架式氣化器（ORV）或中間介質氣化器（IFV）為主，考慮到調峰或ORV、IFV維修時的供應平穩，一般會以浸沒燃燒式氣化器（SCV）輔助備用。IFV氣化器由三個管殼式換熱器組成：E-1段為中間丙烷氣化器，E-2段為液化天然氣氣化器，E-3段為天然氣調溫加熱器。

站內除高壓外輸系統采用不帶保溫的碳鋼外，其他主工藝系統均在深冷工況下工作，因此幾乎都采用覆蓋有聚異氰脲酸酯絕熱層的奧氏體不銹鋼。

考慮到主工藝介質中不存在腐蝕性物質，系統中也不易形成水汽等易腐蝕環境，同時接收站中主要發生的是物理變化，不存在中間過程生成腐蝕性物質的可能，因此站內由介質本身引起壓力容器、壓力管道的腐蝕微乎其微。

在線檢測技術可靠性分析

傳統定期檢驗一般以宏觀檢驗、壁厚測定和安全附件的檢驗為主，必要時增加表面缺陷檢測、埋藏缺陷檢測等項目，檢驗項目的選取及檢驗部位的確定取決于檢驗人員的水平和經驗，具有一定的盲目性。

實施RBI檢驗時，需根據各評價單元的損傷機理、風險大小，通過有針對性的檢驗來降低或控制各評價單元的運行風險。

基于目前檢測技術發展水平，擬構建紅外熱成像+瞬變電磁/脈沖渦流+數字射線的檢測體系，以涵蓋宏觀檢驗、壁厚測定和無損檢測等檢驗項目，各檢驗項目的具體要求可參考相關規范。

在低溫深冷環境中，分析瞬變電磁、脈沖渦流、數字射線等可應用到在線檢驗的檢測技術的可靠性。模擬LNG接收站低溫管道的服役工況，選取DN250以下各種管徑的304不銹鋼焊接成測試件，每一測試件包含一個彎頭和兩段直管，如圖1所示。

圖1 測試件示意圖

依據某LNG接收站技術文件選取絕熱層材料的性能及厚度。試驗介質為液氮，絕熱層材料使用深冷型硬聚異三聚氰脲酸酯（PIR）及不銹鋼金屬保護層，采用粘貼、捆扎結構進行安裝，如圖2所示。

圖2 測試件絕熱層安裝示意圖

首先，在測試件未安裝絕熱層及充裝液氮時，用超聲波測厚儀對各測試件不同部位的壁厚進行標定，再用數字射線對在各測試件上加工的腐蝕和焊接缺陷進行標定。

（1）瞬變電磁檢測技術

瞬變電磁檢測技術（TEM）是利用被測區域內各物質電導率的不同，依據反饋回來的瞬變衰減特征差異來計算被測物體金屬損失的一種檢測技術，其結構和工作原理如圖3所示。

圖3 瞬變電磁檢測系統的結構和工作原理示意圖

由于試驗中測試件結構包覆有絕熱層，金屬基體與絕熱層的電磁特性差異顯著，所以在歸一化的瞬變響應曲線上會具有明顯的時間可分性。在選定的瞬變響應時窗范圍內，通過反演模擬確定出瞬變時間常數，從而得到測試件的平均剩余厚度。

當在測試件上安裝絕熱層并充裝液氮后，用瞬變電磁檢測系統對超聲波測厚儀標定部位壁厚進行測定，結果顯示TEM測厚與傳統超聲波測厚相比，誤差小于5%，且總體上彎頭誤差比直管段大，符合彎頭、直管厚度的變化規律。因此，瞬變電磁檢測技術在隔著絕熱層測量不銹鋼壁厚方面具有較高的準確性。

瞬變電磁檢測的局限性主要在于以“平均剩余厚度”來反映所測壁厚。用瞬變電磁檢測技術檢測基體腐蝕狀況時，對已探測到的腐蝕點具有較高的準確性；對于存在嚴重點蝕現象，但腐蝕面積不大、金屬損失量較小的管段，其準確性較差。因此，對于局部腐蝕缺陷，瞬變電磁檢測具有一定的不確定性。現場檢測過程中，對于疑似減薄部位，探頭移動距離應盡可能的小，以找出局部腐蝕邊界。

此外，由于現場條件和技術的局限，檢測數據的修正是建立在公稱壁厚基礎上，但實際壁厚可能由于各種原因和公稱壁厚有所偏差，這可能會對瞬變電磁檢測結果造成影響，因此所得數據的誤差范圍除受儀器精度影響外，還與實際壁厚和公稱壁厚的偏差相關。如果加大檢測頻率，或者再次檢驗時以第一次檢測數據為基準對測定結果進行修正，通過多次檢測，因無法采用實際壁厚對數據進行修正的影響會減到最小。

（2）脈沖渦流檢測技術

脈沖渦流檢測（PECT）技術是通過分析由激勵電流產生的感應電壓信號波形，獲得被測試件的厚度，檢測系統的結構和工作原理如圖4所示。理論和試驗研究均已證明該技術對不銹鋼管道減薄缺陷的有效性。

圖4 脈沖渦流檢測系統的結構和工作原理示意圖

當所有測試件安裝絕熱層并充裝液氮后，用MAXWELL PECT在役脈沖渦流檢測系統對超聲波測厚儀標定直管段部位壁厚進行測定，結果顯示PECT測厚與傳統超聲波測厚相比，誤差小于4%，且精度比同部位瞬變電磁檢測精度更高。

但是，由于彎管段的曲面形狀復雜，探頭覆蓋區域內的管壁金屬體積與直管段的金屬體積不同，且會隨周向位置的變化而不同，因此，常規探頭在該段存在盲區或檢測精度降低。

此外，相比于直管段，彎管段絕熱層施工時外部金屬保護層搭接重疊區較密，搭接部位具有一定高度，脈沖渦流感應信號受其影響較大，所以如不拆除金屬保護層也不使用適合彎管段的特殊探頭，PECT只適用于直管段或容器的檢測。

同時，脈沖渦流檢測的壁厚是探頭線圈面積下的平均厚度，對于較大面積的腐蝕缺陷，檢測靈敏度高，但對于較小面積的點蝕，檢測靈敏度相對較低。因此，對于隔熱層下大面積的腐蝕減薄，脈沖渦流是一種非常好的快速篩查手段。

（3）數字射線檢測技術

數字射線（DR）檢測是通過成像探測器接收由射線源發出的射線，實現射線光子到數字信號再到數字圖像的轉換過程，最終實現對缺陷的觀察和分析，檢測系統工作原理如圖5所示。

圖5 數字射線檢測系統工作原理示意圖

氨制冷裝置的工程應用表明，數字射線檢測是一種可以及時發現缺陷隱患的有效在線檢測手段。但是對于LNG接收站低溫管線，在線數字射線檢測依舊缺乏系統性的精確定量研究。

圖6為數字射線檢測現場照片。在測試件覆蓋絕熱層、充裝液氮前后分別用XRS-4數字射線檢測系統對各測試件中加工的可能影響安全狀況等級評定且具有臨界尺寸的缺陷如腐蝕、裂紋、咬邊、錯邊、未熔合、未焊透、圓形和條形等進行全面分析驗證。結果表明，當管道不帶保冷層、無介質時，數字射線檢測結果具有高度可靠性；對于低溫氣態管線，數字射線檢測可以有效檢測出圓形、條形、未熔合、未焊透等缺陷，較為有效地檢測出咬邊缺陷；對于低溫液態管線，數字射線檢測可以有效檢測出未焊透缺陷，DN200以下規格中的圓形、條形和未熔合等缺陷。同時，數字射線檢測可以隔著絕熱層有效反映管道的腐蝕信息。

（a）覆蓋絕熱層、未充裝液氮前

（b）覆蓋絕熱層、充裝液氮后

圖6 數字射線檢測覆蓋絕熱層、充裝液氮前后測試件

因此，數字射線檢測技術對可能存在的影響安全運行的腐蝕及焊接缺陷具有較高的識別率，是一種有效的在線檢測技術。

基于損傷模式的檢測方法分析

相關規范標準要求，LNG接收站中輸送LNG、NG介質的不銹鋼管道焊縫應進行100%射線或超聲檢測、100%滲透檢測并經監督檢驗合格，因此站內低溫容器、管道滿足相關設計、安裝及驗收規范，不存在影響安全運行的原始焊接缺陷以及可能產生的敏化現象。從風險控制的角度分析，站內承壓設備運行期間的風險主要由使用過程中的腐蝕、機械損傷及工藝波動等因素主導，壓力容器和壓力管道的損傷模式、損傷機理及主要分布工段如下表所示。

大氣環境中服役的容器、管道都可能發生大氣腐蝕（有/無隔熱層），尤其在以下情況：操作溫度較低導致設備外表面形成濕氣，油漆或涂層施工質量差，操作溫度在環境溫度和較高溫度或較低溫度之間循環，長期停用或閑置但又沒有正確封存，隔熱層破損。

某LNG接收站典型設備檢驗數據如下：

在不考慮制造誤差時，LNG、NG對設備內表面腐蝕輕微，設備的腐蝕大多來自設備的外表面腐蝕。結合在線檢測技術分析結果，對帶隔熱層的容器、管道剩余壁厚的測定可以采用瞬變電磁或脈沖渦流檢測技術，隔著隔熱層進行壁厚測定時檢測部位的選取很關鍵，故可通過紅外熱成像技術檢測設備保冷層是否存在跑冷，以此來確定壁厚測定的重點部位。對不帶隔熱層的容器、管道剩余壁厚的測定可以采用傳統的超聲波測厚方法，但從安全角度考慮，推薦采用不需要打磨的電磁超聲檢測技術。

圖7為LNG接收站工藝流程及損傷機理分布示意圖：

圖7 LNG接收站工藝流程及損傷機理分布

根據站內管線的腐蝕回路確定LNG接收站不同部位的檢測策略：

1 站內與泵、壓縮機相連的管線、高壓天然氣外輸管線等，在振動載荷或不穩定流體流動等動態載荷作用下，易引起交變應力，從而存在發生振動疲勞的可能。對低溫管線可以采用DR技術進行檢測，對常溫管線如高壓天然氣外輸管線可以采用磁粉檢測或滲透檢測等。

2 IFV海水系統中的冷卻水腐蝕、微生物腐蝕主要集中在中間丙烷氣化器及天然氣調溫加熱器的管程、管束等部位；對管程剩余壁厚的測定推薦采用不需要打磨的電磁超聲檢測技術，必要時輔助以超聲C掃，對于管束剩余壁厚則主要通過工藝指標間接進行監控。ORV海水系統中的冷卻水腐蝕、微生物腐蝕主要集中在LNG總管及距LNG總管一定范圍內的翅片管上，腐蝕程度和外部涂層質量密切相關，因此，除定期目視宏觀檢查外，必要時可以用渦流式膜厚計對涂層厚度進行檢測。

3 輸送流動介質的所有設備都易發生沖刷，管道系統多見于彎頭、三通、異徑管、調節閥和限流孔板的下游部位，設備系統主要集中在泵、壓縮機、換熱器管束、出入口接管等部位。對于有隔熱層的設備可以選取瞬變電磁或脈沖渦流檢測技術進行重點部位的壁厚測定；對于無隔熱層設備，推薦采用電磁超聲檢測技術。

4 IFV、ORV主要是將LNG轉化為NG，相變過程中氣泡的潰滅會持續對中間丙烷氣化器殼程、液化天然氣氣化器殼程頂部內表面和ORV的LNG管及距LNG管一定范圍內的翅片管產生撞擊，從而造成氣蝕損傷破壞。此外，潛液泵及其進液管線、高壓泵及其入口管線也易發生氣蝕。對中間丙烷氣化器殼程和液化天然氣氣化器殼程、潛液泵進液線和高壓泵入口線的壁厚測定可以采用瞬變電磁或脈沖渦流檢測技術；對ORV氣化器的LNG管及翅片管的壁厚監測可以采用傳統的超聲波測厚儀和渦流式膜厚計進行間接驗證。

RBI策略確定

RBI是被廣泛采用并得到認可的設備管理檢驗技術。我國相關安全技術規范也明確了壓力容器、壓力管道的定期檢驗可以采用RBI技術。LNG接收站承壓設備采取RBI技術，可減少過度檢驗及無效檢驗，有效降低保冷層拆除比例，控制檢驗時間和成本，使檢驗檢測工作既能達到合理使用檢驗資源、降低檢修費用的目的，又能滿足檢驗檢測的深度和針對性要求，同時解決傳統定期檢驗不分重點的問題，實現站內承壓設備的不停機檢驗。基于損傷機理的站內典型設備推薦的RBI策略如下表所示：

結論與建議

1 LNG接收站壓力容器、壓力管道的損傷機理分析表明，由于介質的清潔性，站內低溫壓力容器、壓力管道不存在明顯的腐蝕性，LNG接收站腐蝕直觀上表現為大氣腐蝕。

2 與傳統超聲波測厚相比，瞬變電磁、脈沖渦流檢測誤差不超過5%，可以在不停機狀態下準確測定設備壁厚；對于低溫氣態管線，數字射線檢測可以有效地檢測出圓形、條形、未熔合、未焊透等缺陷，較為有效的檢測出咬邊缺陷；對于低溫液態管線，數字射線檢測可以有效地檢測出未焊透缺陷，DN200以下規格中的圓形、條形和未熔合等缺陷。

3 通過腐蝕回路的劃分，可以有效降低站內壓力管道的抽檢比例，節省檢驗時間和節約檢維修成本。

4 LNG接收站壓力容器、壓力管道采用基于RBI技術的在線檢驗方法可以科學把控接收站運營風險，解決站內承壓類特種設備不能進行停機檢驗的困境，實現經濟性與安全性的統一。

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