2应用现状

长输油气管道外腐蚀检测与评价技术相对成熟，内腐蚀和应力腐蚀开裂检测与评价技术尚处于试点和摸索阶段。油气管道腐蚀检测技术选型和检测强度与企业生产需求和管理水平密切相关。TSGD7003-2010《压力管道定期检验规则一-长输管道》将外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀开裂的检测与评价统称为外检测，并未明确要求在定期检验过程中对所有管道全部开展.上述检测，管道运营公司可根据需求灵活选择。

2.1外腐蚀检测

外腐蚀检测与评价是长输管道定期检验的重要内容，通常按照新建管道3年内完成基线检测,随后每5年定期开展ECDA,最大时间间隔不超过8年。虽然当前外腐蚀控制水平有很大提升,但随着管道运行年限的增加,防腐层老化、剥离、破损及杂散电流干扰问题将越来越突出。2019年，中石油管道有限责任公司组织开展了针对所辖管道ECDA效能评价工作, .针对各地区公司所辖管道ECDA实施情况进行了调研,发现存在以下问题:①ECDA的4步流程执行效果不好，尤其预评价和后评价不充分;②检测服务商技术水平参差不齐,存在技术运用不当的问题;③检测服务商自行制定的评价准则差异较大,或评价指标运用不当;④对检测数据的分析和利用不够,数据统计分析形式多种多样，导致多次检测结果无法对比分析。主要原因可归纳为4个方面:

(1)标准的指导作用有限。SY/T 0087.1是一部方法类的标准,重点规范的是ECDA的流程和评价准则,对检测技术执行和数据分析的指导作用十分有限。总体而言,中国缺乏相应的技术规范来指导检测技术执行、数据分析,现行标准中评价指标、准则以定性为主，检测服务商运用评价准则的尺度把握各不相同，在实际应用过程中难以规范操作。而国外除ECDA方法标准外,还有配套的技术规范作为支撑。

(2)检测技术的局限性大。现有的间接检测技术对检测人员的经验和水平依赖性较大,且本身存在局限性,在涂层剥离、高电阻率环境、深埋管段、杂散电流干扰段、管道埋深超过正常值的特殊管段,外腐蚀检测与评价技术难以应用，部分方法抗干扰能力差,精度低。

(3)过程管理不够严格。在工程实践中,相同条件下ECDA评价结果存在差异,这与管道运营公司的管理水平及检测服务商的技术水平密切相关。管道运营公司虽然制定了管理流程，但一些公司的过程管理由分公司或基层站队负责,因缺乏专业技术人员,故对检测方案审查、检测过程管理监督、报告验收、质量控制的管理力度不够。

(4)数据分析和利用不充分。在ECDA工作完成后,部分检测服务商只提供报告,不提供原始数据,报告中也只列出一-些典型问题。管道运营公司无法验证检测数据的准确性,也无法对数据进行再分析和深度挖掘，多次检测数据无法进行对比分析,无法与管道内检测、风险评价、完整性评价数据深入融合。

2.2内腐蚀检测

在对1.1X10*km涵盖天然气、原油、成品油等输送介质管道内检测数据进行分析的过程中，将内部金属损失确认为内腐蚀缺陷，得到不同输送介质管道的内部金属损失缺陷密度(图4)。可见:原油管道内腐蚀较为严重，其次为成品油管道，天然气管道内腐蚀最轻。天然气管道内腐蚀分布没有明显规律,管道底部相对较多，其他部位内腐蚀分布随机性较大,没有明显的时钟特征,与服役年限没有明显的对应关系，表明内腐蚀由投产前形成的可能性较大,局部位置的内腐蚀可能与清扫后干燥不彻底有关。液体管道内腐蚀存在明显的时钟分布规律,主要集中在管道下半部分,表现为显著的积水腐蚀特征。服役年限较长的马惠线、秦京线、铁秦线、铁抚线等原油管道及兰郑长线、港枣线、兰成渝线等成品油管道,内腐蚀缺陷密度高，内腐蚀相对严重,表明内腐蚀随着管道服役年限的增加趋于严重。

(1)建立统一的技术规范。目前，油气管道腐蚀检测相关标准以直接评价标准为主,更注重方法流程，对技术应用条件和实施过程的规定不够细化。管道运营公司应着手建立统一的规范,从检测资质、检测方案、技术运用、评价准则、数据格式、报告内容、验收标准等方面提出统一要求。

(2)建立数据管理平台。目前，外检测服务商提交的报告差异大,不便于后期的数据挖掘和综合分析。北美地区的检测服务公司会自行编制数据管理软件,并提供给管道运营企业,从而为管道运营企业后期数据使用提供便利。对于同-一条管道，通过重复利用原始数据,可有效提高ECDA工作效率。管道运营公司应该着手建立统--的数据管理平台,对腐蚀检测数据进行集中管理,并且加大内外检测数据的对齐和对比分析。

(3)建立专业化腐蚀检测效能评价队伍。外检测实施效果与具体检测人员的素质、责任心有很大关系。为了提升外检测管理效果，管道运营公司应建立专业化腐蚀检测效能评价队伍，统一管理标准和尺度,加强腐蚀检测的过程管理和最终检测质量的评估。

3.2技术提升

(1)持续开展应力腐蚀开裂检测与评价技术研究。中国长输油气管道虽然尚未发现应力腐蚀开裂的案例，但随着运行年限的增加,应力腐蚀开裂风险会越来越大。3PE防腐层粘结力降低或发生剥离,都可能导致应力腐蚀开裂风险增大。北美地区针对应力腐蚀开裂的研究持续了50年,直至2012年仍有应力腐蚀开裂事故发生。目前，近中性pH-SCC的断裂机理、硫酸盐还，原菌(SRB)在应力腐蚀开裂中发挥的作用,都还.有很多细节需要深入研究。未来仍需在高强钢应力腐蚀开裂机理、敏感性分析,风险识别和现场检测技术等方面持续开展深入研究。

(2)启动微生物腐蚀机理和检测技术研究。中国关于微生物的腐蚀最早发生在成品油管道内壁,而最近在长输管道外壁也发现了微生物腐蚀案例。微生物腐蚀机理复杂，腐蚀发展快,目前仍处于实验室研究阶段。对于长输油气管道，微生物与土壤成分、管道金属材料、防腐层类型、运行温度等因素的相互关系尚不确定，且缺乏有效的检测手段和防护措施。

(3)开展针孔腐蚀缺陷的检测与验证技术研究。内检测可以检出针孔缺陷，但要测量缺陷的真实深度却很难。目前已有案例表明，在存在交流干扰腐蚀的管道上,漏磁内检测报告结论是缺陷深度为壁厚的40%,但实际开挖检测发现，缺陷深度已达壁厚的60%。漏磁内检测技术对针孔缺陷的检出率低于80%,缺陷深度检测误差均大于20%，报告给出的缺陷深度远低于实际缺陷深度,严重影响评价结果的准确性。对于管道内腐蚀形成的直径小于4mm的针孔缺陷，常规的超声波检测技术也很难准确检出缺陷的实际深度。对于发展不规则的针孔缺陷，定点的超声波测厚和壁厚监测均难以满足工程实际需求。此时,不仅需要高精度的探头，还需要精密控制探头的扫描步进。

(4)开展组合式内外检测工具研发。为了保障长输油气管道安全平稳运行,需要定期开展外腐蚀检测及内检测。如果在内检测设备.上,搭载- -些可以实施腐蚀检测的装置,如管中电流测试、积水测试、微生物浓度检测，则可在实施内检测的同时同步完成管道的内外腐蚀检测。2008年,壳牌、贝克休斯公司开发了阴极保护电流在线检测工具CPCM(CathodicProtection Current Measurement),并已实现工程应用。

第一作者简介

吴志平,男,1971年生,教授级高工, 1994年毕业于西安公路交通大学桥梁工程专业,现主要从事长输油气管道保.护、管道维抢修、地质灾害等方面的管理工作。

来源：中国石油石化腐蚀与防护技术大会