王愛玲　余東亮　楊健 祝烺賢 李文雷

中國石油西南管道公司

摘要：隨著長輸油氣管道的建設，管道完整性管理工作越來越引起人們的重視。為落實油氣管道定期檢驗工作，確保管道安全平穩運行，通過對西南管道公司所轄某天然氣管道進行外腐蝕直接檢測，根據檢測結果進行合于使用評價。檢測評價結果表明：管道允許使用，再評價間隔5年。

關鍵詞：防腐層檢測；陰保有效性評價；開挖直接檢驗；剩余強度評估；剩余壽命預測

結合法定檢驗相關要求[1]，對西南管道公司某新投產三年的天然氣管道開展首次全面檢驗。檢驗流程按照TSG D7003―2010《壓力管道定期檢驗規則—長輸（油氣）管道》進行。該管道全長112.413 km，設計壓力6.3～10.0 MPa，因輸量無法滿足內檢測要求，選擇基于直接檢測的合于使用評價方法。采用外加強制電流陰極保護，共設置陰保站2座以及測試樁111根（其中5根為臨時犧牲陽極測試樁）。

1 外腐蝕直接檢測

1.1 敷設環境調查

包括：收集和分析現有技術資料、劃分檢測區段、選擇檢測工具、制定檢測實施方案[2]。收集、勘察與管道檢測相關的信息，如：管道基礎數據、管道建設數據、管道管理數據、管道敷設環境數據、管道運行數據以及以往檢測報告等。

1.2 防腐層狀況不開挖檢測

（1）交流電流衰減法（PCM）檢測

交流電流衰減法（PCM）通過ESREC軟件模擬，對現場采集的電流數據進行處理和分析，由管中電流衰減曲線圖（圖1）可以看出管道整體的電流衰減不明顯，管道防腐層面電阻率Rg≥300.0  kΩ·m2，防腐層狀況評級等級為優。

圖1管中電流衰減曲線

（2）交流地電位梯度法（ACVG）檢測

采用交流地電位梯度法（ACVG） [3]，該管道全線共檢出防腐層破損點64個，平均每千米0.57個，對檢測出的防腐層破損點全部進行修復。

1.3 陰極保護系統有效性檢測

（1）通、斷電位測試

根據GB/T 21246―2007《埋地鋼質管道陰極保護參數測量方法》，利用GPS同步電流中斷器以瞬間斷電法測試該管道陰極保護通電、斷電電位，結果分別為-1 203  ～-2 000 mV，-490 ～-1 250 mV，如圖2所示。結果顯示100#—102#、105#—-107#樁處管道斷電電位未達標，該處管道欠保護。

圖2  通、斷電位測試結果

（2）CIPS測試

對該管線過保護和欠保護管段進行CIPS測試[3]，結果顯示斷電電位均位于-850 ～-1 200 mV，處于有效的陰極保護狀態。總體評價該管線陰極保護系統狀況良好，有效保護率為100%。

（3）犧牲陽極開路、閉路測試

測試5個臨時犧牲陽極測試樁的保護電位、開路電位、極化電位、輸出電流，結果（表1）顯示，各臨時犧牲陽極陰極保護有效。

測試2個陰保站恒電位儀運行參數及外圍連接，結果如表2、表3所示，各陰保站恒電位儀運行狀態均正常。

（5）絕緣接頭檢測

采用電位法測量絕緣接頭絕緣性能，結果（表4）顯示，各絕緣接頭性能正常。

（6）土壤電阻率測試

依據GB/T 21447―2008《鋼制管道外腐蝕控制規范》測試土壤電阻率，該管線沿線敷設環境的土壤電阻率均大于50 Ω•m，土壤腐蝕性弱。

（7）管道雜散電流干擾檢測

采用雙參比電極法測定直流干擾電流地電位梯度、單參比電極法測定管道交流感應電壓，并按照SY/T 0087.1－2006《鋼質管道及儲罐腐蝕評價標準埋地鋼質管道外腐蝕直接評價》和GB50698－2011《埋地鋼制管道交流干擾防護技術標準》進行評價[4]。

檢測全線111處直流雜散電流干擾，其中弱干擾61處、中度干擾42處、強度干擾8處。對直流地電位梯度與管道通電電位的對比結果進行分析，直流地電位梯度雖然在干擾強度上評價為中度，但管線整體保護電位變化趨勢顯示，測試樁附近管段與相鄰測試樁之間電位無明顯變化，不存在背離正常情況的電位偏移，且不存在電位隨直流地電位梯變化而顯著變化的情況，由此可看出此段管線上無明顯靜態直流雜散電流干擾存在。同時，沿線測試樁的通斷電位和CIPS測試結果顯示，管道電位測試過程中自身電位不隨時間變化而變化（排除受施加斷流器進行通斷電位測試的影響因素），管線不存在直流雜散電流干擾。

檢測全線111處交流雜散電流干擾，其中弱干擾111處，無中度干擾和強度干擾。管道交流電壓0.40～2.62 V，均低于4 V，管道交流電壓小，無需進行排流保護。

1.4 開挖直接檢驗

選取檢測過程中發現的防腐層有缺陷、曾發生泄漏搶險事故或位于較高風險地段的管段，存在彎頭（管道變向點）、變坡點、三通等管件的管段，以及管道埋設于地勢低洼處、雜散電流干擾較強的管段，按檢測長度在上述三類管段上開挖10處進行直接檢驗。

（1）防腐層測試

對開挖處管道防腐層進行電火花檢測[5]，經檢測管道機械損傷5處，回填傷4處，其它1處。10處防腐層結構均為3PE，外觀光滑平整。依據GB/T 23257―2009《埋地鋼質管道聚乙烯防腐層》，10處開挖點管道防腐層厚度均大于2.2mm，符合聚乙稀“普通級”防腐層厚度標準要求。10處檢測點管道防腐層黏接力均為“無變化”。

（2）管地電位測試

采用近參比法對10處開挖點進行管地電位測試，管地電位-1.32 ～-1.78 V（圖3）。

圖3 管地電位測試結果

（3）管道壁厚檢測

采用超聲波測厚方法[5]檢測管道壁厚，結果（表5）顯示，最小剩余壁厚是標稱壁厚的93.9%~95.1%。

（4）管道外壁腐蝕檢測

參照SY/T 0087.1－2006《鋼制管道及儲罐腐蝕評價標準 埋地鋼質管道外腐蝕直接評價》[5]，根據防腐層缺陷形態、缺陷狀況的檢查、管體腐蝕狀況的檢查以及腐蝕產物分析的結果，對管體腐蝕類型進行判定[6]。在剝去管道外防腐層后，徹底清除管道表面檢測區域的防腐材料及腐蝕產物，并使用焊接檢驗尺進行外腐蝕區域的腐蝕坑深測試，對連成片的蝕坑，測量最深腐蝕部位的腐蝕坑深。在10個檢測點中，發現5處無腐蝕、5處露鐵生銹。

2 合于使用評價

2.1 管道應力分析計算

利用應力分析軟件“CAESAR II”建模并計算[7] ，該管道持續應力和膨脹應力最大點均在同一個彎頭位置，持續應力最大為45 276.0 kPa，為許用應力的18.7%;膨脹應力最大為40 271.2 kPa，為許用應力的17.3%。依據GB50251―2015 《輸氣管道工程設計規范》，操作條件的管系持續應力、膨脹應力均在允許的小于90%管道最小屈服強度內，管道結構設計合理。

2.2 管道剩余強度評估

10處破損點腐蝕情況和管道壁厚測試結果（表5）表明，破損點的管體未發生腐蝕，管道壁厚減薄較小，管道最小剩余壁厚超過90%壁厚，按照三步評價法[7]第一步最小剩余壁厚評價得出管道可以繼續使用，結論明確則無需進行危險截面評價和殘余強度評價。

2.3 管道剩余壽命預測

（1）壽命預測

根據10處防腐層破損點開挖檢測結果，整條管線均未發生腐蝕，則無需計算剩余使用壽命，視為與新建管道剩余壽命相同[8]。如后期進行管道破損點開挖發現管道發生腐蝕，則需要根據腐蝕情況，對管道的剩余壽命進行重新評價[9]。

（2）再評價間隔

根據SYT0087.1―2006，缺乏被評價管道的實際腐蝕速率時，推薦按0.4 mm/年的點蝕速度作為被評價管道的外壁腐蝕速率。考慮到該管線外防腐層狀況、陰極保護系統狀況以及若管道外部環境發生改變對管道狀況的影響，根據TSG D7003―2010第23條的規定，綜合評價該管線再評價間隔為 5 年。

3 小結

直接檢測采用多種檢測手段從管道防腐層、陰極保護、環境腐蝕性等方面對管道外腐蝕情況和防腐保護系統進行了全面檢驗，并出具合于使用評價，是一種綜合的完整性評價方法，符合法定檢驗的要求，其評價結果可作為管道完整性管理的可靠依據，可據此制定管道的維修方案和預防措施。隨著我國管道建設的快速發展，在役油氣管道里程將迅速增加，開展管道法定檢驗將日顯重要，尤其對于因輸量等無法滿足內檢測要求的管道，基于直接檢測的合于使用評價將得到更加廣泛的應用。

參考文獻：

[1]《質檢總局 國資委 能源局關于規范和推薦油氣輸送管道法定檢驗工作的通知》（國質檢特聯﹝2016﹞560號）.2016-11-23.

[2]王樹輝，劉永峰.外腐蝕直接評價(ECDA)在西一線管道的應用[J].管道保護,2017，(5)：40-43.

[3]王鴻.天然氣管道防腐層外檢測評價技術的應用[J].中國高新技術企業,2014，(33)：62-63.

[4] 葉遠錫，李明.輸油管道雜散電流干擾的檢測及應對措施[J].腐蝕與防護, 2016 , 37 (5) :360-363.

[5] 霍晉，姚呈祥，黃楠.長北項目管道防腐層檢測方法及結果分析[J].化工管理,  2014 (6) :58-59.

[6]翁永基，盧綺敏.腐蝕管道最小壁厚測量和安全評價方法[J].油氣儲運,2003（22）:40-43.

[7] 龍忠輝.CAESAR II管道應力分析軟件開發應用[J].化工設備與管道,2001(03).

[8]楊繼承，楊成賓.管道腐蝕剩余壽命預測方法對比研究[J].廣州化工,2012（40）:47-49.

[9] 龍媛媛,王遂平等. 油氣長輸管道腐蝕檢測評估技術研究與應用[J]. 石油工程建設. 2011(06)：27-30.

作者簡介：王愛玲，女，1988年生，工程師， 2013年碩士畢業于中國石油大學（華東）油氣儲運專業，現主要從事長輸油氣管道完整性專業方向的研究工作

《管道保護》2018年第4期（總第41期）