長輸管道檢測技術探討

馮繼忠 (西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065)

孫明森，張 思 (中原油田分公司技術監測中心，河南 濮陽 457001)

長輸管道檢測技術探討

馮繼忠 (西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065)

孫明森，張 思 (中原油田分公司技術監測中心，河南 濮陽 457001)

隨著石油天然氣工業的發展，長輸油氣管道的安全問題日益突出。介紹了長輸管道腐蝕特點，對現有的檢測技術進行分析比較和現場實踐，并結合長輸管道的腐蝕防護方法提出了適合長輸管道的外檢測技術方法。

長輸管道；腐蝕；檢測技術

管道運輸是與鐵路、公路、水運、航運并列的5大運輸行業之一，長輸管道作為一種特殊設備廣泛應用于石油、天然氣產品的輸送，是國家能源工業的重要組成部分。1958年12月建成的第1條原油管道——新疆克拉瑪依至獨山子管道，開創了我國長距離油氣管道的建設歷史[1]。隨著石油、天然氣行業的發展，長輸管道的數量也不斷增加，管道的安全運行問題也日益顯得突出，管道失效事故不僅會給企業造成經濟損失，而且也給管道周圍的人們帶來嚴重的安全威脅，同時也加劇了環境的污染。因此如何對長輸管道進行系統的檢測，查找事故隱患，及時采取防護措施，是提高管道的安全水平，保障安全生產急需解決的重要問題。目前西方工業發達國家的管道檢測技術發展迅速，基本形成了成熟的系列檢測技術和評價標準體系，而國內尚處在初步研究階段。國外的技術雖然先進，但畢竟是針對國外情況研制的，不一定能完全適應我國的國情。此外，引進的先進設備和技術，價格普遍昂貴，檢測成本高。結合自身現狀，選擇應用方便有效的檢測技術方法，查出管道的安全隱患，是檢測人員面臨的重要任務。

1 長輸管道的腐蝕特點

腐蝕是造成管道失效事故的重要因素之一。管道腐蝕是指管道材料由于受內部輸送介質及外部環境介質的化學或電化學作用(也包括機械等因素的共同作用)而發生的破壞。管道內腐蝕主要由輸送介質、管內積液、污物以及管道內應力等聯合作用形成。管道外腐蝕通常因防腐層或陰極保護失效，使管道受到土壤介質、雜散電流或大氣的腐蝕。長輸管道輸送的通常是經過凈化處理的商品介質(原油、天然氣、石油產品等)，輸送介質的成分控制的比較嚴格，腐蝕速率較小，并通過加強清管、加緩蝕劑等手段，從而使內腐蝕在很大程度上得到了控制。目前國內外長輸油氣管道腐蝕控制主要發展方向是外防腐方面，管道檢驗也重點針對因防腐層缺陷造成的外腐蝕。

2 長輸管道檢測技術現狀

長輸管道一般埋地敷設，因此進行地面檢測技術研究工作是一項長期復雜的任務。目前國內外有內檢測和外檢測2種檢測方法。

1)內檢測 內檢測方法主要應用漏磁法和超聲波法，通過智能爬行器在管道內的行走，對管道缺陷如變形、損傷、腐蝕、穿孔、壁厚損失及厚度變化等進行在線檢測。

2)外檢測 外檢測的目的是通過對防腐層及陰極保護有效性的檢驗，達到檢測管體腐蝕缺陷的目的。目前常用的外檢測方法主要有標準管地(P/S)電位測試、變頻選頻法、密間隔電位測量法(CIPS)、皮爾遜(Person)法、直流電位梯度法(DVCG)、多頻管中電流(PCM)法[2]等。外檢測方法主要是通過在地面上觀察檢測設備信號的變化，判斷防腐層是否存在缺陷，漏鐵點處是否正在發生腐蝕及判斷是否存在雜散電流干擾源。管道內檢測需通過收發裝置或將管道割開放進內檢測器，且需要進行清管改造、設標等輔助作業，由于檢測費用的高昂和技術上的難度，國內僅有少數幾家單位進行過管道內檢測。

3 防腐層和陰極保護檢測技術

長輸管道通常采用外防腐層與陰極保護共同組成的防護系統聯合作用進行外腐蝕控制。防腐層是保護埋地管道免遭外界腐蝕的第一道防線，其保護效果直接影響著陰極保護系統的工作效率。NACE(美國腐蝕工程師協會)1993年年會第17號論文《外覆蓋層基本原則》指出：“正確涂敷的涂層應該為埋地構件提供99%的保護需求，而余下的1%才由陰極保護提供”。

1)防腐層檢測方法選用 通過對各種檢測方法的對比分析，對于沒有陰極保護的管道，適用的檢測方法有皮爾遜法、變頻選頻法、多頻管中電流法，皮爾遜法可判斷防腐層破損點的位置，不能判斷防腐層的整體使用性能；變頻選頻法可定性判斷防腐層的整體性能，但不能確定防腐層破損點的位置，并且現場可操作性不強，計算比較繁瑣；多頻管中電流法既可評估外防腐層老化情況，又可對破損點準確定位，同時還可以對管道的走向和位置進行探測，該方法技術成熟，應用廣泛，是無陰極保護的管道防腐層檢測的首選方法。

對于有陰極保護的管道，上述檢測方法均可應用。為克服單一檢測技術的局限性，宜采用多種檢測方法綜合使用，才能做到全面準確地評估管道防腐層狀況和陰極保護的效果。采用多頻管中電流法，可以全面普查防腐層的整體質量性能和破損點的定位，并探測管道的走向和位置。直流電位梯度法在陰極保護系統處于工作狀態下，防腐層缺陷的存在會導致陰極保護電流通過裸露管道表面流向大地，從而造成陰極保護電流流失，通過測試電位梯度，找出破損點的準確位置，判斷電流是流入管道還是流出管道，確定管道破損點處是否正在腐蝕，并可結合密間隔電位測量法，計算破損點的等效面積，判斷破損點的大小。

2)陰極保護檢測方法選用 陰極保護檢測的目的是檢查管道沿線的管地電位是否滿足保護電位的要求。常用管地電位法測量方法有標準管道電位法和密間隔電位測量法。標準管地電位法是測量陰保樁處管道的保護效果，是對某一點保護電位的測量。密間隔電位測量法類似于標準管地電位測試法，其本質是管地電位加密測試技術，可測試2個陰保樁之間管道上的密集化電位，確定2陰保樁之間整段管道的陰極保護效果，該測量方法可得到2種管地電位，一是陰極保護系統電源開通時的管地電位(Von電位)，另一是陰極保護電源瞬時關斷時的管地電位(Voff電位)。在現場檢測時，選取重要的或有代表性的管段進行密間隔電位測量，可全面評估所檢管段的陰極保護狀況。

圖1 南二輸油管道電流衰減示意圖

通過DCVG/CIPS組合測量，能獲得更多的信息，全面檢測外防腐層的現狀，包括防腐層老化情況、破損位置及破損狀況、破損處管體的腐蝕電流流向等，評價其完整性狀況；全面掌握陰極保護系統的運行情況，對其保護水平(管道是否獲得全面、合適的陰極保護，是否存在欠保護及過保護情況)給予評價；通過對陰極保護狀況和管道防腐層狀況的全面分析，能夠給客戶提供全面、合理、科學的維護、維修管理方案。

4 應 用

1)PCM檢測防腐層實例 應用PCM檢測方法對中原油田某采油廠南二輸油管道的防腐層進行檢測，電流衰減示意圖見圖1。根據測繪出的電流衰減曲線的陡緩程度找出防腐層絕緣性能相對較差的管段，曲線越陡，電流衰減越快 ( 即電流衰減率越大)，防腐層絕緣性能就越差；某一點電流突然衰減，則該處防腐層發生破損或有支管、搭接等[3]。通過防腐層分析軟件計算分析，可得出不同管段防腐層的質量等級(見表1)。

表1 南二輸油管道防腐層計算數據

圖2 CIPS密間隔電位測量示意圖

2)CIPS和DVCG陰極保護檢測方法實例 應用CIPS檢測方法對中原油田某廠天然氣輸送管道的陰極保護系統和防腐層進行檢測，檢測示意圖見圖2，圖中曲線CP OFF表示斷電電位(無IR降)。根據GB/T 21448-2008 埋地鋼質管道陰極保護技術規范，一般情況下，管道的陰極保護電位(即管/地界面極化電位)應為-850mV(CSE)或者更負[4]，才能達到良好的防護效果。如圖2所示，A、B、C、D 4處管段的斷電電位均低于-850mV，保護電位達不到要求，可能成為腐蝕段或隱患點，應提高保護電位，或修復4處管段的防腐層，消除安全隱患，預防事故的發生。

圖3 DVCG和CIPS聯合使用檢測示意圖

應用CIPS和DVCG聯合檢測，可測量管地電位(通電、斷電電位)、電壓梯度隨距離的變化(見圖3)。由圖3可知，通電電位和斷電電位變化幅度不大，與標準保護電位-850mV相比，斷電電位低于-850mV，表明此段陰極保護充分。

5 結 論

1)PCM操作簡便，操作速度快，適用于管道防腐層整體性能檢測和破損點的定位，并且PCM可對埋地管道的位置進行探測，是開展DVCG、CIPS等其他檢測方法前提。

2)針對具有陰極保護的管道，DVCG和CIPS聯合使用，既可檢測防腐層破損情況(包括防腐層破損位置、破損大小狀況，破損處管體腐蝕活性)，又可全面檢測陰保系統運行情況，對保護水平給予測量評價，并可提供科學的維護、維修方案，確保外防腐的完整性。

[1]茹慧靈.油氣管道保護技術[M].北京:石油工業出版社，2008.

[2] 姚小靜.長輸管道安全狀況等級評定及其外防腐層非開挖檢測研究[D].濟南：山東大學，2000.

[3] SY/T 5918-2004,埋地鋼質管道外防腐層修復技術規范[S].

[4] GB/T 21448-2008,埋地鋼質管道陰極保護技術規范[S].

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.09.025

TE973

A

1673-1409(2012)09-N070-04

2012-06-23

馮繼忠(1973-),男,1996年大學畢業,工程師,碩士生,現主要從事壓力管道檢測技術方面的研究工作。

[編輯] 洪云飛