CN113639206B - 用于天然气站场工艺管道检测的方法 - Google Patents

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Abstract

本申请公开了一种用于天然气站场工艺管道检测的方法，属于工艺管道检测技术领域。所述方法包括：确定待检测目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，再基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，确定目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对每种工艺管道类型的工艺管道进行检测。本申请根据风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，确定每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，进而，更有针对性的对工艺管道进行检测，避免错检或者漏检，得到的检测结果较准确。

Description

用于天然气站场工艺管道检测的方法
技术领域
本申请涉及工艺管道检测技术领域，特别涉及一种用于天然气站场工艺管道检测的方法。
背景技术
我国天然气通常是通过天然气站场工艺管道进行转运的，该工艺管道在长时间的使用过程中，温度、湿度和土层压力等外部环境因素和输送介质、输送流量等内部因素都可能会对工艺管道造成损伤。因此，通过一定的检测方法对其及时检测，避免工艺管道因被损伤造成失效，是保证工艺管道安全的关键。
相关技术中，通常技术人员会使用预定的检测手段对天然气站场所有的工艺管道进行检测，例如，采用超声波检测法对天然气站场所有工艺管道的管道进行检测。
在实现本申请的过程中，申请人发现至少存在以下问题：
由于我国天然气站场工艺管道所处工况复杂多变，工艺管道的检测位置类型不尽相同，但上述方法对天然气站场工艺管道进行检测时，采用的是同一种检测手段且检测位置类型大致一样，由此，会造成错检或者漏检情况的发生，即检测结果的不准确。
发明内容
本申请实施例提供了一种用于天然气站场工艺管道检测的方法，可以解决相关技术中检测结果不准确的问题。所述技术方案如下：
本申请实施例提供了一种用于天然气站场工艺管道检测的方法，所述方法包括：
确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，其中，所述目标风险组合信息由所述目标天然气站场工艺管道对应的失效模式与风险等级组成；
基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，以及所述目标风险组合信息，确定所述目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，其中，所述检测比例为需要通过对应检测手段检测的工艺管道在对应的工艺管道类型的工艺管道中所占的比例；
基于所述每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对所述目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测。
在一种可能实现方式中，所述确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息之前，所述方法还包括：
确定目标天然气站场工艺管道对应的失效模式的检测位置类型；
所述基于所述每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对所述目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测，包括：
基于所述每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对所述目标天然气战场中每种工艺管道类型的工艺管道中所述检测位置类型的位置进行检测。
在一种可能实现方式中，所述确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，包括：
获取所述目标天然气站场工艺管道对应的属性参数和状态参数；
基于所述属性参数和所述状态参数，确定所述目标天然气站场工艺管道对应的失效模式；
确定所述目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息。
在一种可能实现方式中，所述状态参数包括：所述目标天然气站场工艺管道的输送介质、输送气量以及所述目标天然气站场工艺管道运行时所处的温度和压力。
在一种可能实现方式中，所述属性参数包括：所述目标天然气站场工艺管道的材质、管径和管壁厚度。
在一种可能实现方式中，所述基于所述每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对所述目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测，包括：
对于每种工艺管道类型，基于所述工艺管道类型对应的检测比例和所述目标天然气站场工艺管道的总数目，确定所述工艺管道类型对应的待检测的工艺管道的数目，基于所述工艺管道类型对应的检测手段和数目，对所述目标天然气站场所述工艺管道类型的工艺管道进行检测。
在一种可能实现方式中，所述失效模式包括：内部减薄失效模式、外部减薄失效模式、机械损伤失效模式和环境开裂失效模式中的至少一种。
在一种可能实现方式中，所述工艺管道类型包括：埋地工艺管道和架空工艺管道。
在一种可能实现方式中，所述风险等级包括：低风险等级、中风险等级、中高风险等级和高风险等级。
在一种可能实现方式中，所述检测手段包括：低频导波检测法、超声波测厚检测法、超声C扫描检测法、X射线数字成像检测法、防腐层破损点不开挖检测法、外腐蚀开挖直接检测法、目视检测法、超声相控阵检测法、磁粉探伤检测法、超声波探伤检测法和工艺管道硬度测定中的至少一种。
本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
通过确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，以及目标风险组合信息，确定目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，基于每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测。本申请实施例提供的方法，根据风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，确定每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，进而，更有针对性的对工艺管道进行检测，避免错检或者漏检，得到的检测结果较准确。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请实施例提供的一种用于天然气站场工艺管道检测的方法流程图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
本申请实施例提供的方法，可以应用在工艺管道检测技术领域。具体的用于对天然气站场工艺管道进行检测的方法。由于我国天然气站场工艺管道所处环境复杂多变，工艺管道的检测位置类型有所不同，因此，可以通过本申请实施例提供的方法，根据风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，确定天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，进而，更有针对性的对工艺管道进行检测。
图1是本申请实施例提供的一种用于天然气站场工艺管道检测的方法流程图。参见图1，该实施例包括：
在步骤101中，确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，其中，该目标风险组合信息由该目标天然气站场工艺管道对应的每种失效模式和风险等级组成。
在步骤102中，基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，以及该目标风险组合信息，确定该目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，其中，该检测比例为需要通过对应检测手段检测的工艺管道在相应工艺管道类型的工艺管道中所占的比例。
在步骤103中，基于该每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对该目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测。
本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
通过确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，以及目标风险组合信息，确定目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，基于每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测。本申请实施例提供的方法，根据风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，确定每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，进而，更有针对性的对工艺管道进行检测，避免错检或者漏检，得到的检测结果较准确。
图1是本申请实施例提供的一种用于天然气站场工艺管道检测的方法流程图。参见图1，该实施例包括：
在步骤101中，确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，其中，该目标风险组合信息由该目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级组成。
其中，风险等级包括低风险等级、中风险等级、中高风险等级和高风险等级，失效模式包括内部减薄失效模式、外部减薄失效模式、机械损伤失效模式和环境开裂失效模式中的至少一种，根据这些失效模式可以得到失效模式对应的失效后果与失效可能性，而目标风险组合信息可以由失效模式与风险等级任意组合而成，通过失效模式、失效后果与失效可能性，可以得到目标风险组合信息。
在实施中，每种失效模式的损伤机理和特征表现是不一样的。
例如，内部减薄失效模式的损伤机理包括由输送介质对工艺管道造成的冲蚀、电化学腐蚀以及两者共同作用的冲刷腐蚀三种腐蚀。其中，冲蚀是由大量固态或液态颗粒的冲撞作用导致的工艺管道内壁表面金属脱落，通常以凹槽、圆孔、波纹和带有方向性的凹陷为特征。冲蚀通常发生在输送介质的湍流区域，例如，工艺管道中方向改变的部位或者控制阀的下游发生汽化的部位。冲蚀对工艺管道的损伤通常随气流体输送介质中高速流动的固态或液态颗粒的增加而增加。电化学腐蚀是由于输送介质中所含H2S+H2O(硫化氢和水蒸气)和H2S+H2O+CO2(硫化氢、水蒸气和二氧化碳)对工艺管道造成的均匀腐蚀，同时在有水、杂质积聚的部位可能发生局部腐蚀。冲蚀和腐蚀共同作业比冲蚀或者腐蚀单独作用能导致工艺管道内壁更多的金属耗损，这种腐蚀通常发生在输送介质高流速、强湍流的区域。
例如，外部减薄失效模式的损伤机理包括有大气腐蚀和土壤腐蚀。其中，大气腐蚀是指工艺管道因管道外表面的防腐层破损暴露在大气环境中导致的腐蚀，其腐蚀速率随温度上升和防腐层涂层有效性下降而增加，该大气腐蚀通常发生在防腐层涂层有效性下降的管道支撑和法兰接头下面的部位。土壤腐蚀主要是由于土壤和土壤中所含的杂质对埋地工艺管道外表面产生腐蚀导致的一种电化学腐蚀，土壤腐蚀通常位于防腐层破损处，破损原因包括施工时造成的防腐层破损和管道长时间运行后造成的防腐层老化。
例如，机械损伤失效模式的损伤机理主要是由于工艺管道长时间运行后条件的变化导致其零部件的使用失效。具体的情况为：工艺管道的管道支架松动、管道安全阀门震颤或者支管连接头摆动等使用失效情况。
例如，环境开裂失效模式的损伤机理是由硫化物引起的应力腐蚀开裂，具体的，当工艺管道的输送介质中含有湿硫化氢时，在湿硫化氢溶液和应力的作用下，会产生硫化物引起的应力腐蚀开裂。其通常产生于工艺管道的高强度钢以及较低强度钢焊接接头的高硬度区域。
在实施中，可以通过获取该目标天然气站场工艺管道对应的属性参数和状态参数，基于该属性参数和该状态参数，确定该目标天然气站场工艺管道对应的失效模式，确定该目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息。
其中，状态参数包括该目标天然气站场工艺管道的材质、管径和管壁厚度。属性参数包括该目标天然气站场工艺管道的输送介质、输送气量以及该目标天然气站场工艺管道运行时所处的温度和压力。
在一种可能实现方式中，基于预先建立的天然气站场工艺管道对应的属性参数、状态参数与失效模式的对应关系表，可以确定该目标天然气站场工艺管道对应的失效模式。在确定失效模式之后，通过获取该目标天然气站场工艺管道的历史工艺管道失效数据，并利用RBI(Risk Based Inspection，一种基于风险评估的设备检验技术)风险评价手段，进而确定出天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，以此得到目标风险组合信息。
在实施中，在确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息之前，还需要确定目标天然气站场工艺管道对应的失效模式的检测位置类型。
其中，检测位置类型是指对目标天然气站场工艺管道重点进行检测的位置。
例如，对于内部减薄失效模式，检测位置类型包括：工艺管道的控制阀下游管路、孔板下游管路、泵出口下游管路、结构件下游湍流位置、电化学腐蚀部位以及天然气气流方向改变位置。对于外部减薄失效模式，检测位置类型包括：工艺管道的防腐层破损位置、土壤与空气界面处工艺管道的包裹层失效位置以及埋地后第一个和出地前最后一个工艺管道的弯头位置。对于机械损伤失效模式，检测位置类型包括：工艺管道的泵的进出口第一个和第二个焊接接头或相近的焊接接头位置、支架附近的焊接接头位置、存在振动管线的焊接接头或支管处焊接接头位置以及出入地端管线焊接接头位置。对于环境开裂失效模式，检测位置类型包括：工艺管道的裂纹、焊缝焊接接头以及热影响区。其中，热影响区是指在焊接热循环作用下，焊缝两侧处于固态的母材发生明显的组织和性能变化的区域。
在步骤102中，基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，以及该目标风险组合信息，确定该目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，其中，该检测比例为需要通过对应的检测手段检测的工艺管道在对应的工艺管道类型的工艺管道中所占的比例。
其中，工艺管道类型包括：埋地工艺管道和架空工艺管道。检测手段包括：低频导波检测法、超声波测厚检测法、超声C扫描检测法、X射线数字成像检测法、防腐层破损点不开挖检测法、外腐蚀开挖直接检测法、目视检测法、超声相控阵检测法、磁粉探伤检测法、超声波探伤检测法和工艺管道硬度测定中的至少一种。
在实施中，该目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，具体请参见表1-4。
其中，表1是基于内部减薄失效模式的检测情况表，表2是基于外部减薄失效模式的检测情况表，表3是基于机械损伤失效模式的检测情况表，表4是基于环境开裂失效模式的检测情况表。
表1
表2
表3
表4
在步骤103中，基于该每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对该目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测。
在实施中，对于每种工艺管道类型，基于该工艺管道类型对应的检测比例和该目标天然气站场工艺管道的总数目，确定该工艺管道类型对应的待检测的工艺管道的数目，基于该工艺管道类型对应的检测手段和数目，对该目标天然气站场工艺管道类型的工艺管道进行检测。
在实施中，在确定目标天然气站场工艺管道对应的每种失效模式的检测位置类型后，可以基于该每种工艺管道类型对应的检测手段、检测比例和重点检测工艺管道及部位，分别对该目标天然气战场中每种工艺管道类型的工艺管道中该检测位置类型的位置进行检测。
需要说明的是，对目标天然气站场中每种工艺管道类型的工艺管道进行检测，所使用的的检测手段无先后顺序之分。
例如，对于内部减薄失效模式且低风险等级的架空工艺管道，首先可以采用低频导波检测法和超声波测厚检测法进行检测，检测比例占低风险等级架空工艺管道的10％，通过低频导波检测和超声波测厚检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声C扫描检测法继续检测，对于检测没有异常的工艺管道，也要采用超声C扫描检测法进一步检测排查；而对于内部减薄失效模式且低风险等级的的埋地工艺管道不需要进行检测；对于内部减薄失效模式且中风险等级的架空工艺管道，首先可以采用低频导波检测法和超声波测厚检测法进行检测，检测比例占低风险等级埋地工艺管道的50％，通过低频导波检测和超声波测厚检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声C扫描检测法继续检测，对于检测没有异常的工艺管道，也要采用超声C扫描检测法进一步检测排查；对于内部减薄失效模式且中风险等级的埋地工艺管道，首先可以采用低频波测厚检测法对埋地工艺管道入地后的第一个弯头和出地前的最后一个弯头位置处进行检测，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声C扫描检测法继续检测，对于检测没有异常的工艺管道，也要采用超声C扫描检测法进一步检测排查；对于内部减薄失效模式且中高或高风险等级的架空工艺管道，首先可以采用低频导波检测法和超声波测厚检测法进行检测，检测比例占中高或高风险等级架空工艺管道的100％，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声C扫描检测法继续检测，对于检测没有异常的工艺管道，也要采用超声C扫描检测法进一步检测排查；对于内部减薄失效模式且中高或高风险等级的埋地工艺管道，首先可以采用超声导波检测法对坑检位置管路进行检测，采用超声波测厚检测法检测该埋地工艺管道上的所有弯头位置，检测比例占中高或高风险等级埋地工艺管道的100％，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声C扫描检测法继续检测，对于检测没有异常的工艺管道，也要采用超声C扫描检测法进一步检测排查。
需要说明的是，对内部减薄失效模式下的天然气站场工艺管道进行检测时，还应当遵循以下检测原则：采用低频导波检测时，对于埋地工艺管道在开挖测厚的管段采用低频导波检测法检测，而对于架空工艺管道原则上应全部采用低频导波检测法检测，当工艺管道不具备低频导波检测法的检测条件时，应增加采用超声波测厚检测法时的测厚比例。使用超声波测厚仪测厚时，当管道管壁厚度变化均匀时，可直接进行厚度测量，当管道管壁厚度变化不均匀时，则使用超声波C扫描仪进行扫描测量。检测管道横截面上12个时钟位置的厚度，如果发现严重缺陷，则采用超声C扫描检测法定量检测该缺陷。
例如，对于外部减薄失效模式且低风险等级的架空工艺管道，首先可以采用目视检测法进行检测，检测比例占低风险等级架空工艺管道的100％，通过目视检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用低频导波检测法进行检测，对于检测没有异常的工艺管道，也要采用低频导波检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的10％；对于外部减薄失效模式且低风险等级的埋地工艺管道，不必采用目测检测法和超声导波法检测法进行检测，而是采用防腐层破损点不开挖检测法进行检测，检测比例占天然气站场中的所有工艺管道的20％；对于外部减薄失效模式且中风险等级的架空工艺管道，不必采用防腐层破损点不开挖检测法和外腐蚀开挖直接检测法进行检测，而是首先可以采用目视检测法进行检测，检测比例占中风险等级架空工艺管道的100％，通过目视检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用低频导波检测法继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用低频导波检测法继续检测，此时，检测比例占检测未发现异常的工艺管道的50％；对于外部减薄失效模式且中风险等级的埋地工艺管道，不必采用目测检测法进行检测，而是首先可以采用低频导波检测法，检测比例占中风险等级埋地工艺管道的20％，通过低频导波检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用防腐层破损点不开挖检测法继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用防腐层破损点不开挖检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％，通过防腐层破损点不开挖检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道采用外腐蚀开挖直接检测法继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用外腐蚀开挖直接检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的20％；对于外部减薄失效模式且中高或高风险等级的架空工艺管道，不必采用防腐层破损点不开挖检测法和外腐蚀开挖直接检测法进行检测。而是首先可以采用目视检测法进行检测，检测比例占中高或高风险等级架空工艺管道的100％，通过目视检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道采用低频导波检测法继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用低频导波检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％；对于外部减薄失效模式且中高或高风险等级的埋地工艺管道，不必采用目测检测法进行检测，而是首先可以采用低频导波检测法，检测比例占中高或高风险等级埋地工艺管道的100％，通过低频导波检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用防腐层破损点不开挖检测法继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用防腐层破损点不开挖检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％，通过防腐层破损点不开挖检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道采用外腐蚀开挖直接检测法继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用外腐蚀开挖直接检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％。
需要说明的是，对外部减薄失效模式下的天然气站场工艺管道进行检测时，还应当遵循以下检测原则：采用低频导波检测时，对于埋地工艺管道在开挖验证外部减薄的管段采用低频导波检测法检测，而对于架空工艺管道原则上应全部采用低频导波检测法检测。当采用低频导波检测法发现工艺管道的外腐蚀缺陷时，进行工艺管道的管体外腐蚀检测，检测项目包括缺陷外观检测、腐蚀产物定性分析、缺陷尺寸检测。如果发现严重缺陷，则采用危险厚度截面法检测该缺陷尺寸。由于土壤中含有一定的杂质，埋地工艺管道容易受到腐蚀，在进行开挖直接检测之前，需要对土壤的腐蚀性进行检测，即对天然气站场的土壤电阻率和土壤腐蚀速度进行检测。根据土壤的腐蚀性检测结果，选择最可能出现的腐蚀活性区域，检测人员按照工艺管道防腐层破损点严重程度的不同，确定出开检验挖位置，然后对开挖检验的工艺管道进行管地电位检测、管体腐蚀检测以及外防腐层直接检测。
例如，对于机械损伤失效模式且低风险等级的架空工艺管道，不必采用超声相控检测法进行检测，而是首先可以采用磁粉探伤检测法进行检测，检测比例占低风险等级架空工艺管道的5％，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声波探伤检测法继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用超声波探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的5％；对于机械损伤失效模式且低风险等级的埋地工艺管道不用进行检测；对于机械损伤失效模式且中风险等级的架空工艺管道，不必采用超声相控检测法进行检测，而是采用磁粉探伤检测法进行检测，检测比例占中风险等级架空工艺管道的30％，且检测的工艺管道条数最少不低于10条，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声波探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用超声波探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的30％，且检测的工艺管道条数最少不低于10条；对于机械损伤失效模式且中风险等级的埋地工艺管道，不必采用超声相控阵检测法进行检测，而是首先可以采用磁粉探伤检测法进行检测，检测比例占中风险等级埋地工艺管道的15％，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声波探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用超声波探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的15％；对于机械损伤失效模式且中高或高风险等级的架空工艺管道，不必采用超声波探伤检测法进行检测，而是首先可以采用超声相控阵检测法进行检测，检测比例占中高或高风险等级架空工艺管道100％，通过超声相控阵检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用磁粉探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用磁粉探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％；对于外部减薄失效模式且中高或高风险等级的埋地工艺管道，不必采用超声波探伤检测法进行检测，而是首先可以采用超声波相控阵检测法进行检测，检测比例占中高或高风险等级埋地工艺管道的100％，通过超声相控阵检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用磁粉探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用磁粉探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％。
需要说明的是，对机械损伤失效模式下的天然气站场工艺管道进行检测时，还应当遵循以下检测原则：采用超声相控阵检测法检测时，对于高、中高风险等级的工艺管道的焊接接头需要进行全长度无损检测，当工艺管道不具备全长度无损检测的检测条件时，可以抽检部分中风险等级的工艺管道替代，并且可以采用超声检测法进行检测。如果发现严重缺陷，则通过射线进一步对该缺陷进行定性检测。采用磁粉探伤检测法检测时，对工艺管道的焊接接头进行全长度无损检测。
例如，对于环境开裂失效模式且低风险等级的架空工艺管道，不必采用超声相控阵检测法和管道硬度测定进行检测，而是首先可以采用磁粉探伤检测法进行检测，检测比例占低风险等级架空工艺管道的5％，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声波探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用超声波探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的5％；对于环境开裂失效模式且低风险等级的埋地工艺管道不用进行检测；对于环境开裂失效模式且中风险等级的架空工艺管道，不必采用超声相控阵检测法进行检测，而是首先可以采用磁粉探伤检测法进行检测，检测比例占中风险等级架空工艺管道的30％，且检测的工艺管道条数最少不低于10条，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声波探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用超声波探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的30％，且检测天然气站场工艺管道条数最少不低于10条，通过超声波探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用管道硬度测定继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用管道硬度测定进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的30％；对于环境开裂失效模式且中风险等级的埋地工艺管道，不必采用超声相控阵检测法和管道硬度测定进行检测，而是首先可以采用磁粉探伤检测法进行检测，检测比例占中风险等级埋地工艺管道的15％，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用超声波探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用超声波探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的15％；对于环境开裂失效模式且中高或高风险等级的架空工艺管道，不必采用超声波探伤检测法进行检测，而是首先可以采用超声相控阵检测法进行检测，检测比例占中高或高风险等级架空工艺管道的100％，通过超声相控阵检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用磁粉探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用磁粉探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用管道硬度测定继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用管道硬度测定进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％；对于环境开裂失效模式且中高或高风险等级的埋地工艺管道不必采用超声波探伤检测法进行检测，而是首先可以采用超声相控阵检测法进行检测，检测比例占中高或高风险等级埋地工艺管道的100％，通过超声相控阵检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用磁粉探伤检测法进行检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用磁粉探伤检测法进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％，通过磁粉探伤检测法检测后，对于检测异常的所有工艺管道再采用管道硬度测定继续检测，而对于检测没有异常的工艺管道，也采用管道硬度测定进一步检测排查，此时，检测比例占检测没有异常的工艺管道的100％。
需要说明的是，对环境开裂失效模式下的天然气站场工艺管道进行检测时，还应当遵循以下检测原则：采用超声相控阵检测法检测时，对于高、中高风险等级的工艺管道的焊接接头需要进行全长度无损检测，当工艺管道不具备全长度无损检测的检测条件时，可以抽检部分中风险等级的工艺管道替代，并且可以采用超声检测法进行检测。如果发现严重缺陷，则通过射线进一步对该缺陷进行定性检测。采用磁粉探伤检测法检测时，对工艺管道的焊接接头进行全长度无损检测。采用超声波探伤检测法检测时，对工艺管道的焊接接头进行全长度无损检测，如果发现严重缺陷，则通过射线进一步对该缺陷进行定性检测。采用管道硬度测定进行检测时，需要对母材、焊缝及热影响区三个环带，且每个环带在3点、6点、9点、12时钟方向上进行检测。
其中，管道硬度测定应符合以下规定：对输送介质中含有硫化氢的工艺管道，其母材、焊缝及热影响区的洛氏硬度均应小于22HRC(High Rupturing Capacity，一种硬度单位)；碳钢材质的工艺管道的焊缝洛氏硬度值不宜超过母材最高洛氏硬度值的120％，当焊接接头的洛氏硬度值超标时，检测人员视具体情况增加对焊接接头内外部无损检测的检测比例。
本申请实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
通过确定待检测的目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级，得到目标风险组合信息，基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，以及目标风险组合信息，确定目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，基于每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，分别对目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道进行检测。本申请实施例提供的方法，根据风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，确定每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，进而，更有针对性的对工艺管道进行检测，避免错检或者漏检，得到的检测结果较准确。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本申请的可选实施例，在此不再一一赘述。
上述仅为本申请的较佳实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种用于天然气站场工艺管道检测的方法，其特征在于，所述方法包括：
获取目标天然气站场工艺管道对应的属性参数和状态参数，其中，所述状态参数包括所述目标天然气站场工艺管道的输送介质、输送气量以及所述目标天然气站场工艺管道运行时所处的温度和压力，所述属性参数包括所述目标天然气站场工艺管道的材质、管径和管壁厚度；
基于预先建立的属性参数、状态参数和失效模式的对应关系表，确定所述目标天然气站场工艺管道对应的失效模式；
获取所述目标天然气站场工艺管道的历史工艺管道失效数据，基于RBI风险评价手段确定所述目标天然气站场工艺管道对应的风险等级，得到目标风险组合信息，其中，所述目标风险组合信息由所述目标天然气站场工艺管道对应的失效模式和风险等级组成；
基于预先存储的风险组合信息与工艺管道类型、检测手段、检测比例的对应关系，以及所述目标风险组合信息，确定所述目标天然气站场每种工艺管道类型对应的检测手段和检测比例，其中，所述检测比例为需要通过对应检测手段检测的工艺管道在对应的工艺管道类型的工艺管道中所占的比例；
对于每种工艺管道类型，基于所述工艺管道类型对应的检测比例和所述目标天然气站场工艺管道的总数目，确定所述工艺管道类型对应的待检测的工艺管道的数目，基于所述工艺管道类型对应的检测手段和数目，对所述目标天然气站场所述工艺管道类型的工艺管道进行检测。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述确定所述目标天然气站场工艺管道对应的风险等级，得到目标风险组合信息之前，所述方法还包括：
确定目标天然气站场工艺管道对应的失效模式的检测位置类型；
所述基于所述工艺管道类型对应的检测手段和数目，对所述目标天然气站场所述工艺管道类型的工艺管道进行检测，包括：
基于所述每种工艺管道类型对应的检测手段和数目，分别对所述目标天然气站场每种工艺管道类型的工艺管道中所述检测位置类型的位置进行检测。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述失效模式包括：内部减薄失效模式、外部减薄失效模式、机械损伤失效模式和环境开裂失效模式中的至少一种。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述工艺管道类型包括：埋地工艺管道和架空工艺管道。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述风险等级包括：低风险等级、中风险等级、中高风险等级和高风险等级。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述检测手段包括：低频导波检测法、超声波测厚检测法、超声C扫描检测法、X射线数字成像检测法、防腐层破损点不开挖检测法、外腐蚀开挖直接检测法、目视检测法、超声相控阵检测法、磁粉探伤检测法、超声波探伤检测法和工艺管道硬度测定中的至少一种。
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