天然氣長輸管道腐蝕機理及檢測技術研究

王孟孟，張本同，宗麗娜，吳 超

（1.中石油管道有限責任公司西氣東輸分公司合肥管理處，合肥230000；2.中國石油大學 勝利學院，山東 東營257000）

天然氣長輸管道腐蝕機理及檢測技術研究

王孟孟1，張本同1，宗麗娜2，吳 超1

（1.中石油管道有限責任公司西氣東輸分公司合肥管理處，合肥230000；2.中國石油大學 勝利學院，山東 東營257000）

為了進一步做好天然氣長輸管道的防腐工作，保證管道輸送的安全性和可靠性，對不同地理環境下埋地管道的腐蝕機理及腐蝕原因進行了分析，并針對不同的腐蝕機理給出了相應的檢測方法。管道外防腐一般采用外防腐層加陰極保護的聯合防腐方式，可采用電流電位檢測法、密間隔電位檢測法、人體大地電容檢測法、直流電壓梯度檢測法、多頻管中電流檢測法等方法來檢測埋地管道的外部腐蝕情況。在役管道內腐蝕的檢測難度較大，建議在原有超聲波檢測和漏磁通檢測的基礎上，進一步開發新的檢測方法，以期達到更好的檢測效果。

腐蝕；防護；天然氣長輸管道；腐蝕機理；檢測方法

1 埋地天然氣管道的腐蝕機理

1.1 外腐蝕原理分析

埋地管道環境是天然氣管道外腐蝕的主要來源。而埋地管道環境對管道的腐蝕主要受到土壤中硫化物、土壤的含水量、含氧量和含鹽量的影響。

1.1.1 土壤硫化物

土壤硫化物與管道金屬的氫膜反應，使得氫膜損耗，管道遭受腐蝕。此外，土壤的酸堿度和自身溫度將直接影響硫化物腐蝕速率，當土壤pH值在5～9之間，土壤溫度在25～30℃之間時，腐蝕程度最為嚴重[1]。

1.1.2 土壤含水量

管道外防腐蝕層一旦發生破損，在破損處周圍土壤水份會侵入到管道外壁與防腐蝕層的縫隙形成水膜，若土壤中的含水量增加，則土壤中的溶解氧亦隨之增加，管道外壁能夠更充分地接觸腐蝕介質；同時土壤中的可溶鹽增大，電阻率減小，腐蝕速率加快，腐蝕程度加深。

1.1.3 土壤含鹽量

土壤中的可溶鹽構成電解質溶液，為管道外壁與溶解氧的電化學反應提供基本條件。土壤中含鹽量的多少與電阻率成反比，含鹽量高，使得土壤含水中陽離子如鎂離子等濃度增大，在管道外壁與防腐蝕層的狹小空間內形成的水膜的導電力增加，腐蝕速率加快。而土壤中HCO3－和SO42－為結垢創造條件，易造成管道外壁垢下腐蝕。此外，Cl－會促進點腐蝕。對西氣東輸管道區域土壤取樣的分析結果表明，其含鹽平均百分比大于1.2%，腐蝕性強[2]。另外因西氣東輸管道敷設地區的土壤環境各不相同，土壤中所含離子的種類和數量也不同，因此管道的防腐問題要針對不同區域具體分析。

1.1.4 土壤含氧量

空氣中的氧氣與土壤為暢通環境，使得土壤中含有的一定量的氧溶解于管道外壁與防腐蝕層間的電解質溶液中，這會進一步促進管壁的腐蝕。溶解氧含量越多，電化學反應的速率越快，腐蝕程度也就越嚴重。此外，溶解氧含量還受土壤孔隙的影響。一般管道敷設填埋的土壤未經壓實處理，孔隙度較大，因此土壤中氧的溶解能力也較大。有報道顯示，從現場大量腐蝕產物形貌來分析，腐蝕產物主要為鐵的氧化物，所以氧腐蝕的影響占主導地位[2]。當管壁接觸到含水土壤和水膜，溶解氧發生去極化反應，微小腐蝕坑就會在管道內壁形成。天然氣管道外防腐層破損及腐蝕機理如圖1所示。

圖1 天然氣管道外防腐層破損及腐蝕機理

1.2 內腐蝕原理分析

1.2.1 管道內的游離水和高氣相流速

由于壓力降的作用，天然氣管道中的飽和天然氣，會出現自由液相。這種高氣液比使得管道內出現兩種流型：一是環狀流；二是層流。其中，當氣液比相對較高時，會形成環狀流，特點是液膜涂覆于管壁上，氣體向前對小液滴進行卷吸。當氣液比較低時，出現層流現象，此時液相的運動發生于管道下部，而氣相的運動發生于上部。另外，當氣體流速增加時，沖蝕能力也隨之增加，即腐蝕速率與氣體流速成正比。

1.2.2 雜質氣體及溫度和壓力

首先天然氣管道中除了天然氣之外，還存在部分雜質氣體，如CO2、SO2、H2S和水蒸氣等，而水蒸氣受溫度和壓力的影響，在流管中會冷凝變成液態水，所形成的液態水與CO2及SO2結合會形成碳酸（H2CO3）與亞硫酸（H2SO3）等酸性液體，嚴重腐蝕管道。其次，溫度升高，酸性液體對管道內部的腐蝕速率加快，同時土壤硫化物對管道外壁的腐蝕速率也加快。最后，酸性物質的活性會隨著壓力的增大而增強，酸性液體與管道金屬之間的反應能力也隨之增強，最終導致管道腐蝕。

2 管道腐蝕檢測技術

2.1 埋地管道外腐蝕檢測技術

天然氣埋地鋼質管道采用外防腐層和陰極保護系統組成的聯合腐蝕防護系統。因此，外防腐層至關重要，若防腐層失效則管體就會發生腐蝕。防腐層在制作和施工過程中會不可避免地出現缺陷損傷，防腐管道埋入地下后，更是受到環境、土壤等各方面的影響，使防腐層產生老化、龜裂和剝離等現象，嚴重影響了天然氣管道的使用壽命。相關統計結果表明，天然氣管道90%以上的腐蝕都是由于防腐層的破損所致，因此對天然氣管道防腐層破損的檢修是非常重要的[2]。

2.1.1 電流電位檢測法

電流電位檢測法是將飽和硫酸銅作為參比電極，利用數字萬用表對保護電位和自然電位進行測量的一種方法。該檢測法的優點是能夠快速測量管道陰極保護電位，操作方便，但無法確定管道防腐層缺陷的位置、大小以及涂層是否剝離等。因此，該檢測法只適用于防腐層狀況較好的陰極保護檢測。

2.1.2 密間隔電位檢測法

密間隔電位檢測法（CIPS）是評價陰極保護系統能否達到有效保護的首選方法之一。與電流電位檢測法相比，用數據采集器代替常規的萬用表。其檢測基本原理是采集器的一端通過電纜與管道測試樁連接，另一端連接參比電極，每隔1～3 m測量并采集埋地管道的管道電位。測量時將得到兩種管道電位，一種是管道電位Von（陰極保護系統開啟時）；另一種是管道電位Voff（陰極保護系統關閉時），其中管道電位Voff是消除土壤中IR降后的保護電位。

CIPS法的優點是能夠檢測到管道沿線陰極保護電位的分布，從而準確評價整個管道的陰極保護狀況。CIPS法不僅能夠檢測定位可能發生的腐蝕部位，還能得到是否需要修補防腐層破損點的相關信息；缺點是隨著地磁場的運動，城市的發展，會存在部分的雜散電流，這將會影響CIPS檢測結果的準確性，若現場陰極保護無條件斷開，斷電電位也無法測試。

2.1.3 人體大地電容檢測法

人體大地電容檢測法[3]是給待測管道施加一個1 000 Hz左右的交變電流，使其沿管道方向傳播，在管道周圍產生一個交變磁場。利用此磁場使用帶有天線的探測儀準確探測管道的位置、走向、分支等；若管道外防腐層存在缺陷，則會向土壤泄露電流，電流經過大地回流到接地點，在缺陷處就會形成一個以缺陷點為中心的交變電場，該交變電場呈指數衰減。若兩個測試人員站在交變電場內，則每個人具有一定的交變電位，檢漏儀檢測出兩個人體間的電位差，若一個人站在缺陷中心，另一個人站在管道側面或無缺陷的管道上方時，儀器所接收的信號幅值最大，從而確定缺陷的準確位置。該檢測法的優點是不受陰極保護的影響，檢測效率高、速度快。缺點是信號傳輸的距離有限，發射點的位置需要不斷更換，對檢測人員的要求較高。

2.1.4 直流電壓梯度檢測法

直流電壓梯度檢測法（DCVG）是將特定頻率的電流信號施加于檢測管道，若管道防腐層有破損點，此處就會有信號電流流出。在土壤電阻的作用下，該電流在破損點與周圍大地之間產生電壓梯度，通過檢測電壓梯度便可確定天然氣管道防腐層破損點的位置和程度。

2.1.5 多頻管中電流檢測法

多頻管中電流檢測法（PCM）又稱電流衰減法，即主要測量管道中電流衰減的梯度。管道外防腐層的整體狀況一般通過外防腐層電阻率、電流衰減率、破損點分布等進行評估。PCM法[4]的工作原理為：施加一定頻率的電流信號于測試樁上，則在其周圍便會產生相應的電磁場，根據載流導線磁場原理換算出等效電流，管中電流大小與等效電流成正比，管中信號電流的大小可利用接收端從地表的磁場分量來測定，當管道防腐層完好時，管道周圍具有穩定的磁場，隨著施加信號點距離的增加，等效電流信號減小，衰減按照指數規律平穩變化，即 I=I0e－ax（其中a為電流衰減系數）；當管道防腐層存在缺陷時，防腐層破損點處的電流將漏失到土壤中，管中電流異常，衰減明顯。因此，若想對防腐層的狀況進行評估，可連續測量分析電流衰減變化規律并結合交流地電位差測量儀（A字架）對防腐層破損點進行定位。PCM檢測法的測試原理如圖2所示。

圖2 PCM法測試原理

PCM檢測法不用開挖埋地管道，檢測速度快、操作簡單、準確性和可靠性較高，結合后期數據處理軟件可以得到直觀的評價結果。缺點是受氣候影響，在凍土季節難于檢測，且測試距離較短，不適用于特殊部位如彎頭、三通等的檢測，且不能檢測出管道防腐層的剝離情況。

2.1.6 交流電壓梯度檢測法（ACVG）

采用多頻管中電流檢測法（PCM）與A字架配合使用，通過測量土壤中交流地電位梯度的變化，可以查找和準確定位埋地管道防腐層的破損點。

2.1.7 變頻選頻檢測法

變頻選頻檢測法的優點是測量時無需斷開陰極保護電源，測量管道的距離長，且測量結果不會受管段分支或絕緣法蘭的影響。該檢測法還能綜合評價測量管段的絕緣層電阻，現場應用方便。缺點是由于測量管道防腐層的絕緣電阻值有限，因而無法準確定位防腐層破損點的位置。該檢測法適用于管路情況較為簡單的管網防腐層的綜合性能評價，不適用于對城市埋地管網的評價[5]。

上述方法中，電流電位檢測法和密間隔電位檢測法是對管道陰極保護系統的全面檢查分析，而人體大地電容檢測法、DCVG、ACVG、PCM、變頻選頻檢測法是對管道外防腐層的全面檢測分析。各個檢測方法均有優缺點，單獨使用不能全面了解管道腐蝕控制的現狀，兩者結合的檢測方法是較為經濟、有效的管道腐蝕控制措施。因此，建議在管道檢測時，首先要掌握待測管道的基本情況，盡量避免干擾；其次是選用多種檢測方法進行檢測，并進行相互驗證和對比，最終得出較為可靠的檢測數據，為管道防腐系統的修復和評價提供科學的依據。

2.2 管道內腐蝕監測技術

管道內腐蝕會造成天然氣管道系統嚴重老化，從而導致管道泄漏，結構強度降低，使得整個輸氣系統的完整性、安全性和經濟性均受到嚴重影響。對天然氣管道事故的統計[6-7]結果表明，管道內腐蝕引起的事故約占15%。因此，對管道內腐蝕情況的預測和評估是十分必要的。但是，由于天然氣埋地管道的結構特殊，檢測工具不容易進入到管道內部，使得內腐蝕的檢測難度很大。

目前檢測埋地管道內腐蝕的方法主要有超聲波法、漏磁通法、電視測量法和渦流檢測法、智能球等。其中，電視測量法必須與其他方法配合使用才能得到較為準確的檢測結果，使得應用受到一定的限制；渦流檢測法適用于有色金屬和黑色金屬管道，可檢測局部的、全面的腐蝕、裂紋和孔蝕等，但穿透鐵磁材料的能力很弱，只能用來檢查管道表面的腐蝕。另外，如果腐蝕產物存在磁性垢層，對檢測結果會產生較大的影響。因此，國內外普遍采用的檢測管道內腐蝕方法有超聲波檢測法、漏磁通檢測法、清管檢測法、智能球等。

2.2.1 超聲波檢測法

超聲波檢測法是利用脈沖發射時間間隔來測量管壁受蝕后的厚度。測量過程中，探頭需要依次對管內外壁的反射波進行接收，再根據計算結果得到管壁厚度。該方法的檢測原理簡單，不易受管道材料和壁厚的影響，且管道的變形和內外壁腐蝕均可被檢測出，是管道腐蝕缺陷位置和深度的直接檢測方法。由于檢測數據簡單準確無需校驗，超聲波法可以用來計算管道最大允許輸送壓力，可為管道維修方案和適用期限的確定提供方便。此外，該方法還可用于管壁內缺陷和管道應力腐蝕破裂的檢測。該檢測法的缺點是超聲波在空氣中衰減很快，檢測時需要有聲波的傳播介質，如油或水等。

2.2.2 漏磁通檢測法

漏磁通檢測法的基本原理在于鐵磁材料具有高磁導率，在外磁場作用下埋地鋼管被磁化，鋼管的磁導率要遠大于因腐蝕產生缺陷處的磁導率。因此，當鋼管內部無缺陷時，磁力線通過鋼管均勻分布；當存在缺陷時，磁力線有一部分泄漏出鋼管表面，發生彎曲。該方法可以檢驗各種中小型管道管壁的缺陷，優點是不易產生漏檢且不需要耦合劑，缺點是檢測范圍較窄（僅限于材料表面和近表面區域），且管壁不宜太厚（壁厚≤12 mm），空間分辨力低，易受外在因素干擾；此外，由于壁厚和檢測精度成反比，即磁漏信號在小而深的管壁缺陷處過大，得到的檢測數據需要校驗；檢測過程中當所用的材料混有雜質時，還會出現虛假數據。在檢測過程中，如果能檢測速度控制得當，也能有效保證檢測精度。

2.2.3 清管檢測法

智能清管器是一種結合錄像觀察儀器利用超聲波、聲發射等原理進行無損探傷的設備。常用的智能清管器有漏磁法智能清管器、超聲波智能清管器等。該類清管器通常設置有200～300個探頭，可以清晰檢測到管道內外的腐蝕狀況以及由機械造成的損傷，并能判定損害的程度和位置。漏磁法智能清管器可用于檢測管道的腐蝕坑、管壁的腐蝕減薄量以及環向裂紋，但不能完全檢測又深又細的軸向裂紋。超聲波智能清管器可用于檢測管道的金屬損傷、應力腐蝕開裂、防腐層剝離和機械損傷等缺陷。彈性波儀器設置有輥輪接觸傳感器，因而不需要耦合劑，可用于氣體管道的檢測。我國曾經從國外引進了智能清管器，完成了克拉瑪依至烏魯木齊線、魯寧線等管道的檢測項目[8]。

2.2.4 智能球

智能球[9-10]是專門用來檢測管道泄漏點的球體，在其內部安裝有聲音傳感器。智能球會隨著介質在油氣管道內向前移動，并準確記錄泄漏處的異常聲音。智能球泄漏檢測系統采用具有自主知識產權的聲學檢測技術，可識別和定位非常微小的泄漏點（誤差控制在幾十厘米以內），并可估算每處泄漏點泄漏量的大小。智能球檢測過程中管道沿線無需安裝其他附加設備；具有高精度、高靈敏度和高可靠性；可測定無法清管的管道；可一次連續工作100 h以上；可以現場處理數據，并同時提供分析檢測報告。

2.2.5 天然氣管道內腐蝕直接評價方法

天然氣管道內腐蝕直接評價方法（DG－ICDA）是一種在輸氣管道某一給定管長度范圍內評價腐蝕可能性的方法，適用于正常條件下輸送干氣但可能遭受非經常性短期液體侵擾而引起損壞的天然氣管道[7]。天然氣管道內產生腐蝕的先決條件是管道中積聚了腐蝕性的水。DG－ICDA評價方法包含兩層意思：①最可能積液的部位沒有受到腐蝕損壞，則其他不太可能積液的位置更不會遭受腐蝕，則可確認一部分管道的完整性；②最可能積液的部位出現腐蝕，則可查出潛在的完整性問題，該方法也是有效的。DG－ICDA評價方法可應用于內檢測技術無法使用的管道部分；可以結合智能檢測器和試壓的輔助工具，以提高內腐蝕評價的準確度。

上述不開挖的埋地管道檢測技術大多應用于在役管道的防腐檢測。對于新建管道，要判斷其施工質量，一般采用高壓電火花檢測和水壓試驗檢測。高壓電火花檢測的過程為：在管道的針孔缺陷處穿入儀器中的高壓探針，若管道金屬表面具有較薄的防腐層，漏鐵微孔的電阻值和氣隙密度均較小，氣隙被擊穿時會產生火花放電，儀器便會自動發出報警信號，若沒有火花，則表示施工質量合格[8]。在新建管道的檢測中，靜水壓試驗是十分必要的。水壓試驗還可用于定位已建成管道的缺陷，并評價管道的完整性。但要注意的是，用水壓試驗檢測管道系統的完整性時，保壓時間要持續24 h，壓力一般是設計壓力的1.25倍。另外，水壓試驗還能發現智能清管器不能發現的缺陷（如焊縫失效和裂紋等）。但是，水壓試驗的檢測成本較高，是智能清管器檢測的6倍。雖然水壓試驗的成本較高，但由于其可以完整、有效地驗證管道系統的運行狀況，及時發現管道存在的安全隱患，因此，水壓試驗在目前的管道檢測及完整性評價中應用的較為廣泛。

3 結束語

長輸天然氣管道防腐工作的好壞直接關系到天然氣輸送的安全性、可靠性以及管道的使用壽命。了解管道的腐蝕機理，選擇合適的腐蝕檢測技術至關重要。分析管道所敷設地區的地理環境，并對腐蝕機理或腐蝕原因做出基本判斷，然后根據不同的腐蝕機理選擇不同的檢測方法。管道外防腐一般是防腐層加陰極保護，檢測時要綜合使用外防腐層和陰極保護系統的檢測方法，從而實現有效且經濟的檢測目的；在原有超聲波檢測和漏磁通檢測的基礎上，管道內腐蝕的檢測還有待進一步開發新的檢測方法，以期達到更好的效果。

[1]劉斌.天然氣管道腐蝕監測[J].化工管理，2014（24）：30.

[2]張江江，張志宏.雅克拉氣田天然氣西氣東輸管道腐蝕與檢測評價[J].腐蝕與防護，2015，36（3）：234-239.

[3]郭東光.油氣管道腐蝕檢測技術與防腐措施初探[J].科技創業家，2012（14）：103.

[4]史德化.高壓天然氣鋼質埋地管道外防腐系統檢測技術與應用[J].上海煤氣，2015（4）：20-22,33.

[5]江濤，于東升，李方圓.埋地管道外防腐層的檢測與修復[J].管道技術與設備，2013（2）： 44-46.

[6]郭秋月，劉磊，郭新鋒.天然氣管道內腐蝕直接評價方法原理與范例[J].焊管，2011，34（3）： 65-70.

[7]梁軍營，張濤，伍廣.長輸干燥天然氣管道內腐蝕的直接評價技術[J].石油化工腐蝕與防護，2013，30（6）：41-44.

[8]陳培寧.油氣管道腐蝕的檢測技術[J].科技與創新，2017（3）： 80，83.

[9]吳思瑤.天然氣管道腐蝕原因及檢測技術[J].廣東化工，2015，42（9）： 118，137.

[10]李紀初.天然氣長輸管道腐蝕檢測技術研究[J].中國化工貿易，2013（8）： 371-373.

Study on Corrosion Mechanism and Detection Technology of Long-distance Natural Gas Pipeline

WANG Mengmeng1，ZHANG Bentong1，ZONG Lina2，WU Chao1
（1.He-Fei Precinct of Petro-China West-to-East Gas Pipeline Company，Hefei 230000,China;2.Shengli College，China University of Petroleum,Dongying 257000,Shandong,China）

In order to further improve corrosion prevention of long-distance natural gas pipeline to ensure the safety and reliability of pipeline transportation,corrosion mechanism and reasons of the buried pipeline in different geographies were analyzed,and detection methods for different corrosion mechanisms were given.The external corrosion protection combined with cathodic protection was commonly used for external pipeline anticorrosion,and external corrosion detection method of buried pipeline included current-potential method,close interval potential measurements,human-earth capacitance survey,DC voltage gradient method and tube current method.Because of the difficulty of internal corrosion test on service pipeline,a new detect method based on ultrasonic detection and leakage flux detection should be developed to achieve better detect effects.

corrosion；protection;long-distance natural gas pipeline;corrosion mechanism;detection method

TE988.2

B

10.19291/j.cnki.1001-3938.2017.11.013

王孟孟（1987—），男，山東東營人，助理工程師，主要從事鋼質管道腐蝕與防護等領域的相關研究工作。

2017-08-05

編輯：謝淑霞