输气站场管道的外腐蚀检测技术

第４３卷第６期　２０１４年６月　当　代　化　工　Ｃｏｎｔｅｍｐｏｒａｒｙ　Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｉｎｄｕｓｔｒｙ　Ｖｏ］．４３．ＮＯ．６　Ｊｕｎｅ．２０１４　输气站场管道的外腐蚀检测技术　王旭超　，王　东　，任　帅　，谷醒林　，刘　刚　，钱东良　（Ｉ．中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司，河北任丘０６２５５０；　２．西南石油大学石油工程学院，四川成都６１０５００）　摘　要：为了确保输气站场管道安全稳定运行，防止站场管道发生腐蚀穿孔，需要对站场管道进行外腐蚀　检测，知道站场管道状态做出安全评估。采用ＰＣＭ检测方法检测管道防腐涂层损坏程度就可间接得到管道的　腐蚀情况，从而实现埋地管线的不开挖检测。提出一些检测时需改进的意见。检测之前，要了解清楚站场管道　的走向和埋深状况，以及各处配件状况，从而确定检测的管段和信号接入点位置；检测过程中，应尽量关闭埋　地电源线的电源；检测完毕之后要对管道防腐涂层破损处进行定位，对于电磁信号波动比较大的地方，应多次　测量，排除干扰因素，还可以开挖检测。所以，通过ＰＣＭ检测防腐涂层来判断站场管道的外腐蚀情况是经济　可行的方法。　关键词：站场；ＰＣＭ检测；防腐涂层；管道　文献标识码：　Ａ　文章编号：　１６７１—０４６０（２０１４）０６—１０７０—０２　中图分类号：ＴＤ　８２２．１　Ｄｅｔｅｃｔｉｏｎ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｆｏｒ　Ｅｘｔｅｒｎａｌ　Ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｏｆ　Ｇａｓ　Ｓｔａｔｉｏｎ　Ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ＷＡＮＧＸｕ—ｃｈａｏ　，ＷＡＮＧ　Ｄｏｎｇ２ＲＥＮＳｈｕａｉ　，ＧＵＸｉｎｇ－ｌｉｎ　，ＬＩＵ　Ｇａｎｇ２ＱＩＡＮＤｏｎｇ—ｌｉａｎｇ２　，，（１．Ｃｈｉｎａ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ．Ｈｕａｂｅｉ　Ｃｏｍｐａｎｙ，Ｈｕａｂｅｉ　Ｒｅｎｑｉｕ　０６２５５０，Ｃｈｉｎａ；　２．Ｓｃｈｏｏｌ　ｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｓｉｃｈｕａｎ　Ｃｈｅｎｇｄｕ　６１０５００，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｏ　ｅｎｓｕｒｅ　ｓａｆｅ　ａｎｄ　ｓｔａｂｌｅ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｇａｓ　ｓｔａｔｉｏｎ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ａｎｄ　ｐｒｅｖｅｎｔ　ｔｈｅ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｐｅｒｆｏｒａｔｉｏｎ，　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ｅｘｔｅｒｎａｌ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｎｅｅｄ　ｂｅ　ｄｅｔｅｃｔｅｄ　ｔｏ　ｍａｋｅ　ｓａｆｅｔｙ　ａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ　ｏｆｔｈｅ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ．Ｄｅｔｅｃｔｉｎｇ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｃｏａｔｉｎｇ　ｄａｍａｇｅ　ｄｅｇｒｅｅ　ｂｙ　ＰＣＭ　ｔｅｓｔｉｎｇ　ｍｅｔｈｏｄ　ｃａｎ　ｉｎｄｉｒｅｃｔｌｙ　ｏｂｔａｉｎ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｓｉｔｕａｔｉｏｎ，ｓｏ　ａｓ　ｔｏ　ｒｅａｌｉｚｅ　ｔｈｅ　ｉｎｓｐｅｃｔｉｏｎ　ｗｉｔｈｏｕｔ　ｅｘｃａｖａｔｉｏｎ　ｏｆｂｕｒｉｅｄ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ．Ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｐａｐｅｒ，ｓｏｍｅ　ｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎｓ　ｔｏ　ｉｍｐｒｏｖｅ　ｔｈｅ　ｄｅｔｅｃｔｉｏｎ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｗｅｒｅ　ｐｕｔ　ｆｏｒｗａｒｄ．Ｂｅｆｏｒｅ　ｔｅｓｔｉｎｇ，ｔｈｅ　ｓｔａｔｕｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｓｔａｔｉｏｎ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ｒｏｕｔｅ　ａｎｄ　ｂｕｆｆｅｄ　ｄｅｐｔｈ　ｓｈｏｕｌｄ　ｂｅ　ｕｎｄｅｒｓｔｏｏｄ　ａｓ　ｗｅｌｌ　ａｓ　ｖａｒｉｏｕｓ　ａｃｃｅｓｓｏｒｉｅｓ，ｓｏ　ａｓ　ｔｏ　ｄｅｔｅｒｍｉｎｅ　ｔｈｅ　ｄｅｔｅｃｔｉｏｎ　ｓｅｃｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｓｉｇｎａｌ　ａｃｃｅｓｓ　ｐｏｉｎｔ　ｌｏｃａｔｉｏｎ；Ｉｎ　ｄｅｔｅｃｔｉｎｇ　ｐｒｏｃｅｓｓ，　ｔｈｅ　ｐｏｗｅｒ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｂｕｒｉｅｄ　ｐｏｗｅｒ　ｃｏｒｄ　ｓｈｏｕｌｄ　ｔｕｍｅｄ　ｏｆｆ；Ａｆｔｅｒ　ｄｅｔｅｃｔｉｏｎ，ｂｒｅａｋａｇｅ　ｐａｒｔ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｃｏａｔｉｎｇ　ｎｅｅｄ　ｂｅ　ｌｏｃａｔｅｄ，ｔｈｅ　ｐｌａｃｅ　ｗｈｅｒｅ　ｅｌｅｃｔｒｏｍａｇｎｅｔｉｃ　ｓｉｇｎａｌ　ｆｌｕｃｔｕａｔｉｏｎ　ｉｓ　ｂｉｇｇｅｒ　ｓｈｏｕｌｄ　ｂｅ　ｍｅａｓｕｒｅｄ　ｆｏｒ　ｍａｎｙ　ｔｉｍｅｓ；ｉｎ　ｏｒｄｅｒ　ｔｏ　ｅｌｉｍｉｎａｔｅ　ｉｎｔｅｒｆｅｒｅｎｃｅ　ｆａｃｔｏｒｓ，ｔｈｅ　ｅｘｃａｖａｔｉｏｎ　ｍａｙ　ｂｅ　ｃａｒｒｉｅｄ　ｏｕｔ　ｔｏ　ｔｅｓｔ　ｔｈｅ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｃｏａｔｉｎｇ．Ｓｏ　ＰＣＭ　ｔｅｓｔｉｎｇ　ｔｏ　ｊｕｄｇｅ　ｏｕｔｅｒ　ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｓｉｔｕａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｓｔａｔｉｏｎ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ａｎｔｉｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｃｏａｔｉｎｇ　ｉｓ　ａｎ　ｅｃｏｎｏｍｉｃ　ａｎｄ　ｆｅａｓｉｂｌｅ　ｍｅｔｈｏｄ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：Ｇａｓ　ｓｔａｔｉｏｎ；ＰＣＭ　ｔｅｓｔｉｎｇ；Ａｎｔｉ－ｃｏｒｒｏｓｉｏｎ　ｃｏａｔｉｎｇ；Ｐｉｐｅ　输气站场内埋地管道一般都是钢制管道，管道　射机向管道施加一个频率接近直流的４　Ｈｚ电流和　外壁涂有防腐层，可以根据管道防腐层的损坏程度，　１２８　Ｈｚ／６４０　Ｈｚ的定位电流　，当电流通过管道时会　从而判断管道受腐蚀的情况。如果是开挖检测防腐　在管道周围产生有规律的电磁场，工作人员手持便　涂层，不仅工作量大，而且影响正常的生产，所以　携式接收机在垂直于管道方向测量，跟踪采集电磁　应考虑非开挖的检测方法。目前还没有一种检测方　场信号，能够精确定位管道的位置，准确测量管线　法可以全面检测站场内的管道，根据国内常用ＰＣＭ　的埋深，并且利用计算机可以测绘出管道各处的电　检测法对长距离输送管道进行防腐涂层检测，采用　ＰＣＭ检测方法间接检测管道腐蚀。但是站场上埋地　管道布局错综复杂，并带有弯头、大小头、三通等　流强度大小和电流方向。由于防腐涂层有良好的绝　缘性能，所以当管径大小和周围土壤环境不变的情　况下，电流强度沿管道衰减是比较小的，如果管道　多种因素影响，加大了ＰＣＭ检测在输气站场上的操　作难度…。因此提出一些检测时需改进的意见。　的防腐层出现损坏，则管道上电流衰减就会变大，　电流衰减程度越大，防腐涂层损坏越严重ｐ　。通过　对该信号的检测就可以间接得到管道防腐涂层剥　落、老化、损伤的程度和破损处的位置，从而实现　１　ＰＣＭ检测原理　ＰＣＭ系统分为发射机和接收机两部分，ＰＣＭ发　埋地管线的不开挖检测。。　收稿日期：２０１　３－１ｉ－０８　作者简介：王旭超（１９８６一），男，河北沧州人，助理工程师，主要从事油气长输管道设计、油气储运安全和腐蚀方面的研究。　Ｅ－ｍａｉｌ：ｃｐｅｈｂｗｘｃ＠ｌ　６３．ｃｏｍ。　第４３卷第６期　王旭超，等：输气站场管道的外腐蚀检测技术　１０７１　２检测方法的改进意见　检测之前，要确定检测的管段和信号接入点位　置，需要仔细查看整个输气站场的平面布置图和设　计安装图，了解清楚管道的走向和埋深状况　，以　及各处配件状况，对于不清楚的状况要及时询问站　内相关人员。因为站内管道布置错综复杂，管道过　防腐涂层部分失效的地方，应持续监测　，有条件　也应该修复。同时应该分析腐蚀发生的原因，给站　场提出防护维修的具体建议。　３结语　通过ＰｃＭ检测防腐涂层来判断站场管道的外　腐蚀情况是经济可行的方法。因为ＰＣＭ检测法操作　密会造成电磁信号相互干扰，管径大小会影响检测　简单，测量结果准确，实现了管道非开挖，不停输　信号的强弱，对于弯头、大小头、三通等处，磁场　检测。通过ＰｃＭ检测可以有效地降低管道泄漏的风　信号会发生大的变化，从而造成检测不准确。同时　险，保证了站场管道的安全稳定运行，提高了整个　还要参考站场管道腐蚀真实情况和历史维修记录，　站场的完整性管理水平。　对于腐蚀严重的管段应重点检测。　参考文献：　检测过程中，应尽量关闭埋地电源线的电源。　由于站场自动化程度较高，压缩机、照明等都需要　电源，所以站场内也布置了许多电源线，电源线产　［１］王维斌，艾慕阳，赵卿，等．油气管道站场缺陷检测与安全评价　技术删．无损检测，２００８，３０（９）：６１０．　［２］李长俊．天然气管道输送［Ｍ］．２版．北京：石油工业出版社，２００８：　２９７－２９８．　生的磁场也会对管道的电磁信号产生影响，所以要　尽量避免电源线的干扰　。同时应注意杂散电流和　外防腐层周围土壤环境对检测信号的影响。　检测完毕之后要对管道防腐涂层破损处进行　定位，对于电磁信号波动比较大的地方，应多次测　量，排除干扰因素，还可以开挖检测。对于测量出　来防腐涂层损坏严重的地方，应该开挖补强。对于　［３］张炜强，郭晓男，陈圣乾，等．埋地管道外防腐蚀层检测技术ｆＪ１．石　油化工腐蚀与防护，２０１０，２７（３）：５２．　［４］任虹宇，杨洋，张旭输气站站内埋地管道防腐层ＰＣＭ检ＮＨ］．天　然气与石油，２０１２，３０（６）：５９．　［５］王新华，马永超，何仁洋，等．埋地钢管交流电流检测技术ｌＪ】＿石　油机械，２００８．３６（６）：３７—４０．　［６］赵君，蒋先尧，张丰，等．输油站场管道腐蚀调查与分析【ＪＪ．管　道技术与设备．２０１２（１）：５８—５９．　（上接第１０６９页）　对于Ａｉｒ—Ｒ干馏过程，干酪根的一些反应位点　在３００　ｏＣ之前就与来自空气中的氧逐渐反应，以至　于在３００℃之后能够与氧迅速发生反应的反应位　点变少。因此，在短时间内无法释放足够的能量以　提高温度，进而不能引发链式反应释放大量热量。　当然，以上论述并不足以彻底说明在Ｎｚ—Ａｉｒ—Ｒ干馏　过程中发生自热反应的原因，油页岩是干酪根和各　种无机矿物质的复杂混合物，其发生热解的过程是　系列复杂的自由基反应，涉及多种自由基，所产　一条件下进行干馏，油页岩床层可以自热升温并能够　达到干馏所需温度。与Ｎ：一Ｒ和Ａｉｒ—Ｒ干馏相比，　可以降低能量输入，从而简化了干馏过程。　（２）Ｎ：一Ａｉｒ—Ｒ干馏过程的出油率为１０．１％，　Ｎ：一Ｒ和Ａｉｒ—Ｒ干馏过程的出油率分别为ｌ１．Ｏ％和　９＿４％　（３）三种干馏方式得到的页岩油组成和轻组　分含量相近，均为碳氢化合物。　参考文献：　［１］候祥麟．中国页岩油工业［Ｍ］．北京：石油工业出版社，１９８４：１２８—１　６８．　生自由基的类型和数量与干馏反应的条件有关。因　此，Ｎ　一Ａｉｒ—Ｒ、Ａｉｒ—Ｒ和Ｎ　一Ｒ三种干馏过程可能经　历了不同的自由基反应过程。在Ｎｚ—Ａｉｒ—Ｒ干馏过程　中能够获得令人满意的自热升温效果的另一个原因　可能是由于氮气被空气取代后，干酪根高效的转化　成了自由基，如图５－ｃ所示，在３５０　ｏＣ时红外光谱　中的ｃ—Ｈ键的特征吸收峰完全消失，而图５－ａ和　５－ｂ中Ａｉｒ—Ｒ和Ｎ　一Ｒ干馏过程要达到４５０　ｏＣ时，　［２］Ｂｒｅｎｄｏｗ　Ｋ　Ｇ．Ｏｉｌ　ｓｈａｌｅ　ｉｓｓｕｅｓ　ａｎｄ　ｐｅｒｓｐｅｃｔｉｖｅｓ　ｌＪ】．Ｏｉｌ　Ｓｈａｌｅ，２００３，　２Ｏｆｌ１：８１—９２．　［３］Ｂｒａｎｄｔ　Ａ　Ｒ．Ｃｏｎｖｅｒｔｉｎｇ　ｏｉｌ　ｓｈａｌｅ　ｔｏ　ｌｉｑｕｉｄ　ｆｕｅｌｓ　ｗｉｔｈ　ｔｈｅ　Ａｌｂｅｒｔａ　Ｔａｃｉｕｋ　ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ：Ｅｎｅｒｇｙ　ｉｎｐｕｔｓ　ａｎｄ　ｇｒｅｅｎｈｏｕｓｅ　ｇａｓ　ｅｍｉｓｓｉｏｎｓ［Ｊ１．Ｅｎｅｒｇｙ　Ｆｕｅｌｓ，２００９，２３：６２５３—６２５８．　［４］肇永辉．我国油页岩的主要性质及利用【ＪＪ．沈阳化工，２０００，２９（１）：　３７－３９．　ｃ—Ｈ键的特征吸收峰才完全消失。　［５］钱家麟，尹亮，等．油页岩一石油的补充能源［Ｍ］．中国石化出版社，　２Ｏ０８：７８－１０５．　３结论　（１）Ｎ：一Ａｉｒ—Ｒ过程可使油页岩在低温载气的　［６］周洁琼，张丽，等．油页岩含氧低温载气干馏过程实验ｆＪ］．化工进　展．２０１２　３ｌ：１２３８—１２４３．