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(shè)，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(wěn)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(jù)檢測結(jié)果進行合于使用評價。檢測評價結(jié)果表明：管道允許使用，再評價間隔5年。

關(guān)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(jié)合法定檢驗相關(guān)要求[1]，對西南管道公司某新投產(chǎn)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(guī)則—長輸（油氣）管道》進行。該管道全長112.413 km，設(shè)計壓力6.3～10.0 MPa，因輸量無法滿足內(nèi)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(shè)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(shè)環(huán)境調(diào)查

包括：收集和分析現(xiàn)有技術(shù)資料、劃分檢測區(qū)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(guān)的信息，如：管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、管道建設(shè)數(shù)據(jù)、管道管理數(shù)據(jù)、管道敷設(shè)環(huán)境數(shù)據(jù)、管道運行數(shù)據(jù)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(xiàn)場采集的電流數(shù)據(jù)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(yōu)。

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(tǒng)有效性檢測

（1）通、斷電位測試

根據(jù)GB/T 21246―2007《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護參數(shù)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(jié)果分別為-1 203  ～-2 000 mV，-490 ～-1 250 mV，如圖2所示。結(jié)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(jié)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(jié)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(tài)。總體評價該管線陰極保護系統(tǒng)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(jié)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(shù)及外圍連接，結(jié)果如表2、表3所示，各陰保站恒電位儀運行狀態(tài)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(jié)果（表4）顯示，各絕緣接頭性能正常。

（6）土壤電阻率測試

依據(jù)GB/T 21447―2008《鋼制管道外腐蝕控制規(guī)范》測試土壤電阻率，該管線沿線敷設(shè)環(huán)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(zhì)管道及儲罐腐蝕評價標準埋地鋼質(zhì)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(shù)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(jié)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(tài)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(jié)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(fā)現(xiàn)的防腐層有缺陷、曾發(fā)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(shè)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(jīng)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(jié)構(gòu)均為3PE，外觀光滑平整。依據(jù)GB/T 23257―2009《埋地鋼質(zhì)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(jié)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(jié)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(zhì)管道外腐蝕直接評價》[5]，根據(jù)防腐層缺陷形態(tài)、缺陷狀況的檢查、管體腐蝕狀況的檢查以及腐蝕產(chǎn)物分析的結(jié)果，對管體腐蝕類型進行判定[6]。在剝?nèi)ス艿劳夥栏瘜雍螅瑥氐浊宄�管道表面檢測區(qū)域的防腐材料及腐蝕產(chǎn)物，并使用焊接檢驗尺進行外腐蝕區(qū)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(fā)現(xiàn)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(xù)應力和膨脹應力最大點均在同一個彎頭位置，持續(xù)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(jù)GB50251―2015 《輸氣管道工程設(shè)計規(guī)范》，操作條件的管系持續(xù)應力、膨脹應力均在允許的小于90%管道最小屈服強度內(nèi)，管道結(jié)構(gòu)設(shè)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(jié)果（表5）表明，破損點的管體未發(fā)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(xù)使用，結(jié)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(jù)10處防腐層破損點開挖檢測結(jié)果，整條管線均未發(fā)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(fā)現(xiàn)管道發(fā)生腐蝕，則需要根據(jù)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(jù)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�？紤]到該管線外防腐層狀況、陰極保護系統(tǒng)狀況以及若管道外部環(huán)境發(fā)生改變對管道狀況的影響，根據(jù)TSG D7003―2010第23條的規(guī)定，綜合評價該管線再評價間隔為 5 年。

3 小結(jié)

直接檢測采用多種檢測手段從管道防腐層、陰極保護、環(huán)境腐蝕性等方面對管道外腐蝕情況和防腐保護系統(tǒng)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(jié)果可作為管道完整性管理的可靠依據(jù)，可據(jù)此制定管道的維修方案和預防措施。隨著我國管道建設(shè)的快速發(fā)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(nèi)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(zhì)檢總局 國資委 能源局關(guān)于規(guī)范和推薦油氣輸送管道法定檢驗工作的通知》（國質(zhì)檢特聯(lián)﹝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(shù)的應用[J].中國高新技術(shù)企業(yè),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(jié)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(fā)應用[J].化工設(shè)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(shù)研究與應用[J]. 石油工程建設(shè). 2011(06)：27-30.

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

《管道保護》2018年第4期（總第41期）