磁力層析檢測技術在燃氣管道上的應用實踐

劉清泉

(北京市燃氣集團有限責任公司特種設備檢驗所，北京 100013)

0 引言

眾所周知，應力集中區域是因腐蝕、疲勞、強烈塑性變形等因素,而導致材料損壞的主要發源位置。應力集中區域的出現可以歸入著名的能量守恒法則。任何鐵磁部件在大地磁場和內部應力雙重條件作用下，會產生出實際的磁質特性。其能量的轉移就發生在材料的臨近層之間，以及依照于金屬的結構、處理工藝、熱處理方法和磁致伸縮控制等因素，出現的駐留應力集中區域內。對于埋地的鋼制管道來說，能夠檢測出應力集中的區域，那就能夠標示出管道可能發生危害的區域。

當前大多數管道完整性檢測技術都是基于對缺陷的物理特征實施檢測，最新的磁力層析檢測技術在對管道的檢測有了突破性的新進展，它通過對鐵磁性材料的磁記憶特征來檢測管體上缺陷應力集中區域。該技術檢測的是鐵磁性金屬上磁場的強度，這個磁場的分布與應力集中有著直接的關聯，而應力的集中又是由管體上對應的缺陷所引起的。高靈敏傳感器和磁力層析診斷軟件的開發，提供了在不接觸管道的條件下，檢測和診斷鐵磁金屬管道適用性的能力。非接觸式MTM技術的優越性在于對那些不可進行內檢測的管道進行管體缺陷檢測，以及對可內檢的管道進行驗證性補充性檢測。

1 磁力層析檢測原理

圖1 鐵磁性物質的磁彈性效應

磁力層析檢測技術應用的是鐵磁性材料的磁記憶現象，而發生磁記憶現象的根本原因是鐵磁性物質具有磁彈性效應如圖1。它是指鐵磁性材料在磁力的作用下，物體的形狀發生變化，反之在外力作用下鐵磁性材料的磁性也會改變。

圖2 管道缺陷處的漏磁場

地球是一個巨大的磁體，鋼制管道埋設在地球的土壤中會受到地磁場的磁化作用，從而產生磁場具有磁性如圖2。如果埋設在土壤中的管道存在缺陷，同時管道中有周期性變化的負荷壓力。那么在壓力增大的過程中，管體的缺陷處就會形成較大的內應力。由于鐵磁物質的磁彈性效應，在管道內部產生的應力作用下，管道缺陷處的磁場增強，產生外漏的磁場也叫漏磁場。當管道中壓力減小時，缺陷處的應力減小，該處的磁場也隨之變小，但由于鐵磁性材料存在磁滯效應，該處的磁場無法恢復到原來的數值，而是比原磁場強度少量的增大。

當管道壓力發生周期性變化時，管道缺陷處的磁場就會不斷的增強，管道在這個過程中相當于記憶了以前磁場的強度并且不斷的增強，這過程也就是管道的磁記憶的過程。由于管道缺陷處的磁場強度不斷的累計，并且鐵磁性的管道即使在管道中的壓力不復存在的情況下，也能夠將該磁場的強度保持，所以通過靈敏的磁力計，可以在管道的上方檢測該磁場，從而標定管道的缺陷位置。

圖3 管道缺陷漏磁場分布

在周期性壓力作用下，管道缺陷處的磁場不斷的增強。如果使用磁力計沿管道路由方向進行測量，管道缺陷處的漏磁場分布規律是在測量的垂直方向上，即圖3中所示的Hp(x)方向漏磁場存在最大值，在平行管道的Hp(y)方向漏磁場存在零值。磁力儀探測和記錄該磁場的垂直和水平分量，再傳輸到計算機，使用專用的軟件進行分析，就可以檢測到管道中的應力集中區域，即管道缺陷區域。

2 管道狀況概述

某次高壓A燃氣管道，建設于1998年管道運行參數，見表1。使用單位反映管道的內外腐蝕狀況較為嚴重，急需進行一次徹底系統的檢測。對檢測中所存在的問題及時進行開挖，根據管道腐蝕狀況進行維護維修。

表1 管道原始信息

3 磁力層析檢測技術實踐

3.1 檢測工具

圖4 磁力層析檢測用磁力計

本次檢測使用的檢測工具為磁力層析檢測儀如圖4所示，該儀器為非接觸式磁力掃描裝置，內部設置3組磁通門式磁力計，性能參數，見表2。

表2 非接觸掃描式磁力計性能參數

3.2 檢測過程

圖5 管道路由探測

圖6 管道磁力層析檢測

2014年2月檢測人員在北京地區使用非接觸式磁力掃描儀，對總長度為2.3Km的埋地管道成功實施了磁力層析檢測。首先檢測人員使用管線定位儀對所要檢測的目標管線進行路由定位如圖5所示，然后使用磁力掃描儀沿著管道的路由進行現場數據的采集如圖6所示。在檢測過程中對管道的標示物(測試樁、標識樁)、周圍設施(輸電線路)等進行GPS定位，完成現場的磁力層析數據的采集后，進行將檢測數據輸入專用的檢測軟件進行分析處理形成檢測結果，根據分析的結果在現場實施開挖驗證工作。

圖7 磁力層析檢測數據

圖8 數據分析結果

表3 磁力異常分級

3.3 檢測數據分析

現場使用非接觸式磁力計在管道上方沿著路由進行檢測，磁力計會獲取磁場矢量數據如圖7、8所示。將該檢測數據輸入磁力層析檢測的專用軟件后，進行數據處理和分析。根據管道上方的磁場變化情況，并且結合現場實際情況，最終形成管道磁異常位置、缺陷類型和等級等結果。軟件分析結果為管道異常等級共分為三級，分級情況及維護建議如表3所示。

3.4 檢測結果

表4 管道檢測結果分級

此次燃氣管道的磁力層析檢測，共檢測管道長度為2.3Km，其中如表4所示：磁力異常評價等級為“一級”的0處；磁力異常評價等級為“二級”的9處，總長度為49m，占整個管線長度的2.13%；磁力異常評價等級為“三級”的24處，總長度為96m，占整個管線長度的4.17%。

3.5 開挖驗證

圖9 管道開挖驗證現場

根據管道檢測結果選擇3處異常等級不同的位置進行開挖驗證，其中選擇磁力異常評價等級為“二級”的1處；磁力異常評價等級為“三級”的2處。開挖驗證的目的是一方面判斷磁力層析技術在實施管道檢測時所定位的位置是否準確；另一方面是檢測評價的等級與直接檢測儀器的結果是否吻合。

磁力層析技術方法驗證的過程如圖9，首先，根據軟件分析的檢測結果進行現場查找，確定磁力異常區段，現場標示該區段；其次，實施管道開挖工作去除管道防腐層，并對管道管體進行適當的打磨；再次，使用接觸式磁力儀對管道上的應力情況進行檢測，劃分應力集中區域(磁異常區域)；最后，在該區域內使用超聲波測厚儀對管道壁厚進行測量，根據測量結果判斷管道金屬損失量。

1#號探坑開挖及測量情況

圖10 管體腐蝕損傷狀況(大面積腐蝕)

圖11 蝕坑深度測量

1號探坑管道埋設深度為1.34米，管道周圍土壤為黃色粘土，土壤含水率較低。開挖后去除管道上的石油瀝青玻璃布防腐層，對管體進行適當的打磨后，使用超聲波測厚儀在管道徑向取四個點測量管道壁厚，四次測量的平均為10.1mm。

管道管體檢測 人員經視覺檢測發現，在管道的焊縫處管體有大面積較為均勻的腐蝕如圖10所示。管體腐蝕面積為管道軸向最長為15.4cm，管道徑向最長為11.2cm，最大的蝕坑深度為2.1mm如圖11所示。磁異常評價為“三級”，腐蝕損傷量為21%，符合磁異常評價分級中金屬的損失比例。

2#號探坑開挖及測量情況

圖12 管體腐蝕蝕坑

圖13 管體變形下陷

2號探坑管道埋設深度為1.52米，管道周圍土壤為黃色粘土，土壤含水率較低。開挖長度為4.3m，開挖后去除防腐層，對管體進行適當的打磨后，使用超聲波測厚儀在管道徑向取四個點測量管道壁厚，四次測量的平均為9.9mm。

管道經視覺檢測發現，在該處管道有1處管體蝕坑如圖12所示，最蝕坑深度為2.3mm；有管體下陷1處如圖13所示，下陷深度5mm。磁異常評價為“三級”，腐蝕損傷量為23%，符合磁異常評價分級中的金屬損失比例。

3#號探坑開挖及測量情況

圖14 管體腐蝕蝕坑

圖15 蝕坑修復

3號探坑管道埋設深度為1.47米，管道周圍土壤為黃色粘土，土壤含水率較低。開挖長度為5.2米，開挖后去除防腐層，對管體進行適當的打磨后，使用超聲波測厚儀測量管道壁厚，測量值為9.9mm。

管道經視覺檢測發現，在該處管道有2處管體蝕坑如圖14所示，1處蝕坑深度為3.6mm，腐蝕損傷量為36%，由于管道管體腐蝕減薄嚴重，管道管理方組織施工人員對管體進行修補如圖15所示；有管體下陷1處下陷深度1.3mm，腐蝕損傷量為13%。磁異常評價為“二級”符合磁異常評價分級中的金屬損失比例。

3.6 結論

對磁力層析檢測技術所檢測結果的3次開挖驗證證明，磁力層析檢測技術可以發現管道的應力集中區域，通過管道上應力集中區域可以判斷出管道存在的問題，造成管道應力集中的原因除腐蝕外，還包括管道制造或施工造成的缺陷；同時磁力層析檢測技術對管道磁異常評價中金屬損失比率的判定也符合實際檢測的結果。

4 結束語

磁力層析檢測技術是當前先進的管道管體檢測技術，它能夠在非開挖的情況下對無法實施內檢測的管道進行管體檢測。并且與內檢測技術相比較，檢測前無需對管道實施清官作業，對管道的幾何尺寸幾乎沒有要求，同時檢測過程中對管道的運行狀態沒有影響，可在任何需要檢測的管段進行檢測。該檢測技術應用靈活受限極少，十分適合油田、燃氣公司等管道管理方對所轄管道進行檢測。它所應用的非接觸式磁力計能夠檢測管道周圍的磁場變化情況，通過磁場的變化來判斷管道由于缺陷等造成的磁力異常，即可實現管道缺陷位置定位。另外該檢測技術還能夠檢測出漏磁內檢不能發現的疑似裂紋、應力變形等缺陷。通過大量的開挖及驗證表明，該檢測技術缺陷結果準確率達到90%以上。但是該檢測技術在應用的過程中也存在不足，它對不同的缺陷類型無法進行明確的區分；檢測所定位的缺陷為區段，需要開挖的范圍較大，增加了開挖的難度及費用。不過相信通過腐蝕行業科技的不斷進步和廣大同仁對新技術的不斷開發和應用，逐步完善該檢測技術，進一步的提高檢測的精度，最終能夠解決該技術的不足。

通過本次磁力層析檢測技術在次高壓燃氣管道上的實踐應用，管道管理方對管道的整體狀況有了深入的掌握，同時通過開挖驗證證明該檢測技術的準確性。檢測人員通過對該檢測技術的實踐，加深了對檢測技術的了解，未來能夠更好的應用該檢測技術，對所管轄的管道實施檢測，確保管道的安全運行。

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[7]ASME B-31-G. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. 2002.

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