油氣管道腐蝕防護(hù)系統(tǒng)是確保管道長期安全運(yùn)行的基本保障，隨著國家對油氣管道安全監(jiān)督力度的加強(qiáng)，油氣管道腐蝕檢測成為管道安全防護(hù)的重要環(huán)節(jié)和技術(shù)手段。腐蝕貫穿鋼質(zhì)管道全生命周期，是導(dǎo)致油氣管道失效事故的主要誘因之一。定期對管道開展腐蝕檢測，及時、準(zhǔn)確地發(fā)現(xiàn)腐蝕缺陷，并采取相應(yīng)的控制、維修、更換措施，可有效降低腐蝕事故發(fā)生概率。目前，中國在油氣管道腐蝕檢測方面已經(jīng)形成以直接評價為核心的相對完善的檢測與評價技術(shù)體系，包括外腐蝕直接評價（ECDA）、內(nèi)腐蝕直接評價（ICDA）、應(yīng)力腐蝕開裂直接評價（SCCDA）。2000年左右，直接評價技術(shù)被引入中國，經(jīng)過大量工程應(yīng)用，已經(jīng)形成自己的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，相關(guān)內(nèi)容也納入油氣管道定期檢驗項目“。近年來，針對油氣管道管體缺陷的非開挖檢測技術(shù)也得到較多工程應(yīng)用，如瞬變電磁技術(shù)（TEM）、超聲導(dǎo)波檢測技術(shù)、磁應(yīng)力檢測技術(shù)（MTM）等。工程實踐表明：直接評價雖然存在一定的局限性，但仍是目前用于評估油氣管道腐蝕控制狀況或腐蝕風(fēng)險的有效手段，對于埋地長輸油氣管道而言，外腐蝕直接評價的工程應(yīng)用最為廣泛，技術(shù)也更加成熟。

1 技術(shù)現(xiàn)狀

1.1外腐蝕檢測與評價技術(shù)

1.1.1發(fā)展概況

在2000年以前，埋地鋼質(zhì)管道的外腐蝕檢測主要依靠開挖調(diào)查。當(dāng)時主流的防腐層質(zhì)量檢測技術(shù)是中國自主研發(fā)的變頻-選頻法，其以一定長度的管道為評估對象，通過測試單位面積防腐層與遠(yuǎn)方大地之間的電阻，評估埋地鋼質(zhì)管道外防腐層的狀況[2]。該方法適用于評價一段管道防腐層的整體質(zhì)量，無法定位找出防腐層破損位置，目前已很少應(yīng)用。關(guān)于陰極保護(hù)有效性的評價，雖然提出了IR降的概念，但電位測量仍主要依賴于試片或極化探頭，檢測效率低。

在2000年以后，隨著一些檢測設(shè)備（如英國雷迪公司的RD-PCM測量設(shè)備、加拿大CATH-TECH公司的CIPS測量設(shè)備、中國自主研發(fā)的SL系列防腐層檢漏儀）的研發(fā)與應(yīng)用，外檢測和評價技術(shù)得到快速發(fā)展，逐步形成以交流電流衰減法（ACAS）、交流電壓梯度法（ACVG）、皮爾遜法（PERSON）、密間隔電位測量法（CIPS）、直流電壓梯度法（DCVG）為核心的技術(shù)體系，建立了一套科學(xué)的外腐蝕直接評價技術(shù)流程（圖1），提高了外腐蝕檢測的效率和準(zhǔn)確率，成為目前外腐蝕檢測和評價的主流方法。

通過不同檢測方法的組合應(yīng)用，可系統(tǒng)評估管道外防腐層質(zhì)量、陰極保護(hù)有效性、雜散電流干擾的總體狀況，并結(jié)合防腐層破損處的開挖調(diào)查，對管體腐蝕缺陷及環(huán)境腐蝕性進(jìn)行直接檢測和評價。但相關(guān)檢測設(shè)備的應(yīng)用需要通過大地形成良好的回路，在一些特殊管段的應(yīng)用存在困難，測量結(jié)果的準(zhǔn)確性也因此受到影響，主要包括：①大型穿跨越、連續(xù)水網(wǎng)區(qū)等測試人員難以到達(dá)的管段；②鋪砌路面、凍士、鋼筋混凝土、含有大量巖石回填物等導(dǎo)電性較差的管段；③防腐層剝離、套管、保溫層等易造成電屏蔽的管段；④雜散電流干擾嚴(yán)重的管段。

圖1油氣管道外腐蝕直接評價（ ECDA）技術(shù)流程圖

1.1.2技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)

中國最早用于指導(dǎo)油氣管道內(nèi)外腐蝕檢測的標(biāo)準(zhǔn)是SY/T0087-1995《鋼質(zhì)管道及儲罐腐蝕防護(hù)與調(diào)查方法標(biāo)準(zhǔn)》，其中開挖調(diào)查相關(guān)規(guī)定一直沿用至SY/T5919-1994《埋地鋼質(zhì)管道干線電法保護(hù)技術(shù)管理規(guī)程》主要用于指導(dǎo)陰極保護(hù)和交直流雜散電流干擾的檢測與評價，其中的陰極保護(hù)度、陰極保護(hù)有效率概念也一直沿用至今。2004 年，中國石油規(guī)劃總院、中國石油大學(xué)（北京）、中國石油管道公司沈陽調(diào)度中心等單位，非等效采標(biāo)美國防腐蝕工程師協(xié)會（NACE）標(biāo)準(zhǔn)NACE RP 0502-2002《管道外腐蝕直接評價方法》，編制了SY/T 0087.1- 2006《鋼制管道及儲罐腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)埋地鋼質(zhì)管道外腐蝕直接評價》，形成了以間接檢測為核心的外腐蝕直接評價技術(shù)規(guī)程。目前，該標(biāo)準(zhǔn)已經(jīng)完成第二次修訂，最新發(fā)布版本為SY/T0087.1-2018,該標(biāo)準(zhǔn)較好地指導(dǎo)和推動了中國油氣管道外腐蝕檢測工作的開展，在工程實踐中積累了大量寶貴經(jīng)驗，同時也發(fā)現(xiàn)一-些不足，如流程過于復(fù)雜，檢測技術(shù)適用范圍受限，評價指標(biāo)可操作性不強(qiáng)等。

自NACE RP 0502-2002之后，NACE又先后發(fā)布了一系列標(biāo)準(zhǔn)，對于提高ECDA的有效性起到了很好的支撐作用。NACE SP 0207-2010《埋地或地下水金屬管道上密間距和直流電壓梯度測量》提出了CIPS和DCVG檢測流程及技術(shù)要求，NACE TM0109-2009《地下管道防腐層狀況評價地面檢測技術(shù)》提出了間接檢測技術(shù)的操作流程和數(shù)據(jù)分析方法，NACE SP 0210-2010《管道外腐蝕確認(rèn)直接評價》提出了綜合運(yùn)用多個指標(biāo)、多種因素評估和判斷外腐蝕風(fēng)險的流程。目前，中國除SY/T 0087.1之外，針對具體檢測方法的標(biāo)準(zhǔn)尚未形成完整的標(biāo)準(zhǔn)體系，SY/T0087.1- 2018在原標(biāo)準(zhǔn)的基礎(chǔ)上重點修訂了評價準(zhǔn)則以及間接檢測與評價部分，由原來的單-指標(biāo)評價改為綜合指標(biāo)評價，采用風(fēng)險矩陣的思路將土壤腐蝕性、防腐層破損程度、陰極保護(hù)水平、雜散電流干擾程度等單一指標(biāo)進(jìn)行組合，以綜合評估外腐蝕風(fēng)險，確定開挖調(diào)查的優(yōu)先級，促進(jìn)了評價思路的完善，但尚未完全解決檢測技術(shù)的規(guī)范性問題。

1.2內(nèi)腐蝕檢測與評價技術(shù)

1.2.1 發(fā)展概況

埋地鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕檢測與評價技術(shù)的發(fā)展與外腐蝕檢測與評價技術(shù)基本相同，最初也是主要依賴介質(zhì)腐蝕性分析和開挖調(diào)查。目前，針對內(nèi)腐蝕的檢測與評價，除內(nèi)檢測技術(shù)外，主要采用內(nèi)腐蝕直接評價（ICDA）方法。2006 年，NACE發(fā)布了干氣管道內(nèi)腐蝕直接評價標(biāo)準(zhǔn)NACE SP 0206-2006《干氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法（DG-ICDA）》，國內(nèi)也同步開始了輸氣管道內(nèi)腐蝕直接評價的應(yīng)用研究，隨后多相流管道內(nèi)腐蝕直接評價方法（MF-ICDA），濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法（WG-ICDA）、液體管道內(nèi)腐蝕直接評價方法（LP-ICDA）陸續(xù)進(jìn)入研究應(yīng)用階段。中國石油規(guī)劃總院通過持續(xù)開展ICDA研究與應(yīng)用，積累了豐富經(jīng)驗。ICDA分為預(yù)評價、間接檢測、詳細(xì)檢查、后評價4步流程（圖2），其中間接檢測是核心，主要通過流體力學(xué)模型計算給出可能的內(nèi)腐蝕風(fēng)險點，再結(jié)合腐蝕預(yù)測模型分析其發(fā)展趨勢。常用的流體分析軟件包括Fluent、OLGA等，結(jié)合管道走向、流體狀態(tài)，預(yù)測水或腐蝕性介質(zhì)易沉積的位置，并通過現(xiàn)場開挖進(jìn)行驗證。

圖2油氣管道外腐蝕直接評價（ICDA ）技術(shù)流程圖

這些預(yù)測方法或模型并不是唯一的，通常不具有普遍適用性。北美地區(qū)的一些管道運(yùn)營公司往往結(jié)合所轄管道的實際情況，開發(fā)有針對性的計算模型或軟件，可以重復(fù)使用和持續(xù)修正。

近年來，一-些油氣長輸管道因游離水沉積或介質(zhì)質(zhì)量控制不到位等問題而發(fā)生內(nèi)腐蝕，因而推進(jìn)了ICDA技術(shù)的應(yīng)用，但總體應(yīng)用效果不如ECDA技術(shù)成熟。在各種內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)中，天然氣干線管道內(nèi)腐蝕預(yù)測模型較為成熟，在國外已有較多的成功應(yīng)用案例，而液體管道、多相流管道的腐蝕分析模型因介質(zhì)情況復(fù)雜，成功應(yīng)用案例較少，目前大都處于探索階段。科威特石油公司采用液體石油管道內(nèi)腐蝕直接評價技術(shù)，通過引入新的點蝕因子，實現(xiàn)了對內(nèi)腐蝕的準(zhǔn)確預(yù)測。張國忠等在成品油的攜水能力方面開展了大量的數(shù)值計算和實驗研究，提出了水相梯度計算公式，分析了成品油在不同工況下的攜水能力1-8]。中國雖然在輸氣管道、液體管道、多相流管道均開展了ICDA應(yīng)用，但整體處于試驗研究階段，目前面臨的問題主要包括：①在流場計算和腐蝕模型預(yù)測方面經(jīng)驗不足，特別是液體管道、 多相流管道計算參數(shù)繁多，不同模型對不同管道的適用性各不相同；②現(xiàn)有計算軟，件或模型在長距離管道流體計算分析方面精度不高，計算能力有限。

1.2.2 技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)

自2006年起，NACE先后發(fā)布了針對不同輸送介質(zhì)管道的ICDA技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，包括NACE SP 0206-2006、NACESP0208-2008《液體石油管道內(nèi)腐蝕直接評價方法（LP-ICDA）》、NACE SP 0110-2018《濕氣管道內(nèi)腐蝕直接評價方法（ WG-ICDA）》、NACE SP 0116-2018《多相流管道內(nèi)腐蝕直接評價方法》。每一部標(biāo)準(zhǔn)都針對具體的流體特性，給出流場計算和腐蝕預(yù)測的推薦模型，如Adams模型、Crolet 模型、Dayalan模型等。這些模型與管道輸送介質(zhì)的屬性、運(yùn)行工況、敷設(shè)條件等參數(shù)的選取密切相關(guān)，直接決定計算精度和預(yù)測準(zhǔn)確率。工程應(yīng)用實踐表明：選擇合適的流場計算模型、腐蝕預(yù)測模型及工況參數(shù)是保證內(nèi)腐蝕直接評價結(jié)果準(zhǔn)確性的必要條件。

在2006年之前，中國用于指導(dǎo)內(nèi)腐蝕檢測與評價的標(biāo)準(zhǔn)主要是SY/T 0087-1995。2010 年，中國石油規(guī)劃總院牽頭編制了SY/T 0087.2一2012《鋼制管道及儲罐腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)第2部分：埋地鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕直接評價》。SY/T 0087.2-2012與NACE發(fā)布的標(biāo)準(zhǔn)雖然都建立了ICDA”四步“流程，但核心內(nèi)容存在本質(zhì)區(qū)別。SY/T 0087.2 - 2012推薦采用地面非開挖檢測技術(shù)（TEM、超聲導(dǎo)波、超聲測厚等）確定管道內(nèi)腐蝕位置，這些非開挖檢測技術(shù)在實際應(yīng)用中存在諸多局限性，對管道敷設(shè)條件和外界環(huán)境干擾較為敏感，也無法區(qū)分內(nèi)、外腐蝕缺陷。目前，在管道內(nèi)腐蝕檢測與評價方面，中國一般參照NACE標(biāo)準(zhǔn)推薦的做法，而流場計算模型的運(yùn)用則多種多樣。GB/T 34349-2017《輸氣管道內(nèi)腐蝕外檢測方法》和GB/T34350一2017《輸油管道內(nèi)腐蝕外檢測方法》中關(guān)于內(nèi)腐蝕檢測與評價的要求與NACE標(biāo)準(zhǔn)一致。

1.3 應(yīng)力腐蝕開裂檢測與評價技術(shù)

1.3.1 發(fā)展概況

應(yīng)力腐蝕開裂（SCC）是材料在應(yīng)力和腐蝕環(huán)境共同作用下產(chǎn)生的以裂紋生長和脆性斷裂為特征的一種環(huán)境敏感斷裂形式，油氣長輸管道以外壁應(yīng)力腐蝕開裂為主，裂紋常以群落的方式集中出現(xiàn)在某- -區(qū)域， 裂紋群內(nèi)可能存在幾十到幾百個相互平行的微小裂紋‘ 12]。1965年3月，美國路易斯安那州Natchitoches輸氣管道發(fā)生第一起SCC事故。20,世紀(jì)90年代，高pH值SCC開裂機(jī)理得到業(yè)界的普遍認(rèn)可，近中性pH-SCC開裂機(jī)理也得到不斷發(fā)展。中國從2001年開始對埋地鋼質(zhì)管道的應(yīng)力腐蝕開裂問題開展專項研究，對四川天然氣管網(wǎng)、陜京輸氣管道、澀寧蘭輸氣管道進(jìn)行現(xiàn)場調(diào)查，并開展系統(tǒng)的實驗室研究工作[13-14]

SCC從萌生到引發(fā)事故是一個非常緩慢的過程，不易被發(fā)現(xiàn)或檢出，引發(fā)事故前，裂紋常潛伏于管體幾十年。應(yīng)力腐蝕開裂直接評價方法（SCCDA）包括預(yù)評價、間接檢測、直接檢查、后評價4步流程，通過敏感性分析及開挖調(diào)查識別、確認(rèn)管道的SCC風(fēng)險，建立SCC敏感段開挖選點原則（圖3）。

在SCCDA之外，北美地區(qū)的管道運(yùn)營公司開展了數(shù)千公里基于內(nèi)檢測的應(yīng)力腐蝕裂紋檢測。漏磁檢測是目前比較成熟的管道內(nèi)檢測方法，但管道表面裂紋形態(tài)各異，增加了裂紋檢測和量化難度，通過檢測信號難以精確識別出裂紋，只有當(dāng)外加磁場方向最大限度地與被檢缺陷正交時，才能激勵出最大的漏磁場。美國TDW公司開發(fā)的螺旋漏磁檢測技術(shù)（SMFL），結(jié)合周向漏磁檢測技術(shù)的優(yōu)點及傳統(tǒng)軸向漏磁檢測技術(shù)的精度特性，在未明顯增加測量節(jié)長度的情況下，能夠?qū)崿F(xiàn)對各個方向狹長裂縫的精確測量。但針對軸向裂紋、尺寸較小裂紋和其他類裂紋缺陷的漏磁檢測技術(shù)有待開展深入研究。超聲波檢測技術(shù)對裂紋等平面型缺陷較敏感，檢測精度高，但對耦合條件要求較高。GE-PII、ROSEN、NDT等管道檢測公司均擁有基于壓電超聲的腐蝕、裂紋檢測技術(shù)。ROSEN公司研發(fā)的電磁超聲裂紋檢測器不需要液體耦合劑，適用于輸氣管道的檢測，可以檢測裂紋、防腐層剝離，但檢測效果仍需通過工程應(yīng)用加以驗證。Enbridge公司的檢測實1踐表明，管道夾雜會影響超聲波信號的傳播，超聲檢測在裂紋尺寸和深度測量方面存在- -定誤差，需要結(jié)合管道實際情況和開挖驗證情況，對檢測信號進(jìn)行分析處理。目前，中國裂紋內(nèi)檢測設(shè)備尚處于實驗室研發(fā)和樣機(jī)試驗階段，實際應(yīng)用效果不理想。應(yīng)力腐蝕裂紋檢測的另一個技術(shù)難點是定量化問題，超聲相控陣（PAUT）是目前唯--能夠檢測應(yīng)力腐蝕裂紋并給出定量尺寸和深度的技術(shù)，但對管道表面的耦合條件要求較高，檢測效率低，只適用于開挖調(diào)查。

圖3應(yīng)力腐蝕開裂直接評價方法（SCCDA ）技術(shù)流程圖

1.3.2 技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)

國外針對埋地管道應(yīng)力腐蝕開裂開展了大量的實際調(diào)查和科學(xué)研究，形成多個技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，包括NACE.SP0204-2008《應(yīng)力腐蝕開裂直接評價方法》、ASMEB31.8S-2014《輸氣管道系統(tǒng)完整性管理》、ASME STP-PT-011-2008《高后果區(qū)內(nèi)天然氣管道應(yīng)力腐蝕開裂的完整性管理》、API RP 1160-2013《危險液體管道的完整性管理》，以及加拿大能源管道協(xié)會編制發(fā)布的《應(yīng)力腐蝕開裂評價推薦作法》。這些應(yīng)力腐蝕風(fēng)險識別和直接評價方面的標(biāo)準(zhǔn)，主要借鑒北美地區(qū)的相關(guān)經(jīng)驗，受服役環(huán)境影響在中國的適用性有待驗證。目前，中國的應(yīng)力腐蝕開裂檢測與評價標(biāo)準(zhǔn)GB/T36676-2018《埋地鋼制管道應(yīng)力腐蝕開裂（SCC）外檢測方法》和SY/T 0087.4- 2016《鋼質(zhì)管道及儲罐腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)第4部分：埋地鋼質(zhì)管道應(yīng)力腐蝕開裂直接評價》在應(yīng)力腐蝕開裂敏感性分析、敏感段識別和SCC裂紋評價方面主要參照NACE SP0204-2008。

1.4穿越段管道外腐蝕檢測與評價技術(shù)

1.4.1 河流穿越

河流定向鉆穿越段管道埋深大，無法實施地面檢測，主要依靠設(shè)計、建設(shè)期提高防腐等級保證其使用壽命。GB/T 37369一2019《埋地鋼質(zhì)管道穿跨越段檢驗與評價》對穿跨越段管道的檢測與評價提出了年度檢查和定期檢驗的要求，重點提出了檢測項目和要求，但具體的檢測方法和技術(shù)手段涉及較少。NACE TM0102-2002《地下管道涂層電導(dǎo)率測試標(biāo)準(zhǔn)》推薦采用防腐層電導(dǎo)率評價定向鉆穿越段管道防腐層質(zhì)量，但該方法僅適合在施工完成后尚未與其他管段連接時應(yīng)用。中國石油天然氣集團(tuán)有限公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)QSY1477- -2012《定向鉆穿越管道外涂層技術(shù)規(guī)范》要求河流穿越段管道在水平定向鉆穿越后且未與主管道碰頭前，實施穿越段管道防腐層測試與評價，該方法可實現(xiàn)對穿越段管道防腐層質(zhì)量的整體評價，但無法準(zhǔn)確定位防腐層缺陷位置。羅旭[5）研究了基于”電纜回路“和”管地回路“的電磁法水下管道埋深檢測及防腐層缺陷定位技術(shù)的可行性，繪制了沿管道方向的磁場強(qiáng)度曲線，可實現(xiàn)對管道防腐層缺陷區(qū)域的定位，該方法目前尚未在實際檢測中應(yīng)用，而且應(yīng)用于實際檢測的工程量將非常大。中國石油管道科技研究中心研發(fā)了評價定向鉆穿越段管道陰極保護(hù)有效性的數(shù)值模擬計算模型，假設(shè)定向鉆穿越段管道防腐層破損點均勻分布，通過測量管道的極化曲線、不同層土壤電阻率，結(jié)合加拿大SES公司CDEGS軟件模擬結(jié)果，評估了爬坡段管道陰極保護(hù)電流需求量及電位分布情況。天津嘉信技術(shù)工程公司自主研發(fā)的河流穿越段管道外腐蝕檢測系統(tǒng)River-ROV,結(jié)合潛水和聲吶設(shè)備，實現(xiàn)了對穿越段管道的定位。埋深測量、電位測量及防腐層破損點的定位功能，在多條河流穿越段實現(xiàn)了應(yīng)用。

定向鉆穿越段管道投入運(yùn)行后，防腐層質(zhì)量評估的意義已經(jīng)不大。現(xiàn)有檢測技術(shù)大都無法準(zhǔn)確判斷防腐層破損位置和破損程度，即使定位后也無法采取修復(fù)措施。目前，對于普遍使用的3PE防腐層，局部破損也并不會顯著影響其絕緣電阻率。因此，應(yīng)該重點關(guān)注陰極保護(hù)有效性評價，目前主要是基于數(shù)值模擬計算的方法來分析河流穿越段管道的陰極保護(hù)電流和電位分布狀況，但在模型邊界條件選取、土壤分層、防腐層破損點分布、絕緣電阻等方面仍需開展深入細(xì)致的研究。

1.4.2 金屬套管穿越

關(guān)于金屬套管穿越段管道的檢測與評價問題，目前相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)并未給出具體的測試與評價方法，以至于管道運(yùn)營公司無法及時掌握金屬套管穿越段管道的腐蝕狀況。近年來，金屬套管已逐漸被水泥套管取代，金屬套管穿越段管道檢測與評價的需求越來越小。美國交通運(yùn)輸部管道與危險物質(zhì)安全管理局（PHMSA）根據(jù)美國《2002年管道安全改進(jìn)法令》提出了高后果區(qū)管段完整性管理的要求，并于2010年3月發(fā)布了《高后果區(qū)套管中天然氣管道的完整性評價導(dǎo)則（0版）》，強(qiáng)調(diào)了套管穿越段管道的完整性管理問題。

金屬套管與輸送管道的腐蝕問題與兩者之間的絕緣狀況密切相關(guān)。NACE RP 0200-2000《管道鋼質(zhì)套管操作規(guī)程》推薦了通過測量金屬套管與管道電位差評估腐蝕風(fēng)險的方法。Pikas',I6]提出了金屬套管穿越段管道的腐蝕風(fēng)險評價指標(biāo)及金屬套管穿越段管道腐蝕直接評價的4步流程。中國石油管道公司基于上述方法，曾連續(xù)開展金屬套管穿越段管道的檢測工作，實際驗證了該流程的可靠性，以及超聲導(dǎo)波技術(shù)在金屬套管穿越段管道檢測上的技術(shù)優(yōu)勢。

1.5 其他地面非開挖檢測技術(shù)

1.5.1 瞬變電磁技術(shù)

1951年，加拿大物理學(xué)家Wait首先提出瞬變電。磁（TEM）技術(shù)原理。1960 年，蘇聯(lián)研制出第一。臺檢測裝置，用于地下礦體探測、地質(zhì)勘探及埋地管道檢測。中國從20世紀(jì)70年代開始研究，已成功研制出可用于埋地鋼質(zhì)管道檢測的裝置。該技術(shù)原理是：利用施加脈沖電流的發(fā)射線圈在埋地管道周圍激勵磁場，脈沖電流的瞬間變化會引起磁場的變化，變化的磁場在埋地管道上激勵出一種隨時間衰減的”渦流“，由衰變”渦流“激勵出隨時間衰減的磁場又會在接收線圈中感應(yīng)出電動勢，感應(yīng)電動勢的大小與電阻率和磁導(dǎo)率相關(guān)，當(dāng)管道無缺陷時，電阻率和磁導(dǎo)率是均勻的，而缺陷截面則會引起電導(dǎo)率和磁導(dǎo)率的變化，感應(yīng)電動勢的大小隨之變化17。

TEM技術(shù)根據(jù)管道壁厚或物理特性變化識別缺陷，優(yōu)缺點包括：操作簡單，無需開挖和清管；可獲得埋地鋼質(zhì)管道平均壁厚或金屬損失量，但與實際壁厚有一定偏差，無法識別出缺陷面積，不能檢測點蝕缺陷；檢測時受管輸介質(zhì)、土壤、并行管道及外部電磁干擾影響較大；難以對埋深過大的管道進(jìn)行檢測。總體而言，該技術(shù)在長輸管道應(yīng)用較少，在埋深淺、干擾小的油田集輸管道應(yīng)用較多。

1.5.2 超聲導(dǎo)波技術(shù)

1997年，英國導(dǎo)波公司（GUL）成功推出壓電式超聲導(dǎo)波檢測設(shè)備，并迅速在歐洲得到應(yīng)用。美國西南研究院（SWRI）也于20世紀(jì)90年代，研發(fā)出磁致伸縮式超聲導(dǎo)波檢測設(shè)備。這是目前超聲導(dǎo)波的兩大技術(shù)流派。其原理是：利用陣列式超聲波探頭激發(fā)沿管道軸向傳播的超聲導(dǎo)波，當(dāng)遇到管道橫截面積的任何改變時，都會反射一一個回波信號，信號強(qiáng)度取決于橫截面積的改變量。通過信號的對稱與非對稱特征可識別出管道上的環(huán)焊縫、彎頭、法蘭、支管、缺陷等特征，最小可檢測到橫截面積變化的3%。

超聲導(dǎo)波可在不開挖或局部開挖條件下，在較長管段上實現(xiàn)”點“對”線“的快速掃查，定位出整個管段的內(nèi)、外壁缺陷，識別出法蘭、焊縫、支管等特征，但無法精確測量缺陷深度，面積等參數(shù)，需要局部開挖，配合采用其他無損檢測技術(shù)實施缺陷定量測量。對于地上管段，可檢測上百米，但對于埋地管段，檢測距離較短，單側(cè)檢測長度一般只有5~25m。目前，超聲導(dǎo)波技術(shù)主要應(yīng)用于站場工藝管道和套管穿越段管道的檢測。

1.5.3 磁應(yīng)力檢測技術(shù)

1994年，俄羅斯Doubov教授首次提出金屬磁記憶概念，即鐵磁性金屬構(gòu)件因受載荷和地磁場共同作用，在應(yīng)力和變形集中區(qū)域發(fā)生具有磁致伸縮性質(zhì)的磁疇組織定向和不可逆的重新取向，這種狀態(tài)的變化是不可逆的，在載荷消除后不僅會保留，而且與最大作用應(yīng)力有關(guān)，”記憶“著金屬構(gòu)件表面微觀缺陷或應(yīng)力集中的位置，即所謂的磁記憶效應(yīng)18-21。磁應(yīng)力檢測（MTM）技術(shù)就是基于金屬磁記憶效應(yīng)開發(fā)的一種弱磁檢測技術(shù)，檢測處于地磁場環(huán)境中的鐵磁性構(gòu)件在缺陷或應(yīng)力集中區(qū)域的漏磁場，從而實現(xiàn)缺陷定位。檢測人員只需要手持檢測儀器，在管道正上方行走，即可開展缺陷掃描。

MTM技術(shù)可檢測管道金屬損失缺陷和應(yīng)力集中區(qū)域，對應(yīng)力集中缺陷較敏感，但受外界電磁干擾及管道內(nèi)檢測后的剩磁影響較大。該技術(shù)產(chǎn)品自2002年商業(yè)化以來，目前已發(fā)展至第二代產(chǎn)品，在埋地鋼質(zhì)管道實現(xiàn)了應(yīng)用，主要應(yīng)用于俄羅斯。中國近年來也開展了試應(yīng)用，但檢測效果差異較大，仍需通過大量工程實踐驗證其檢測的準(zhǔn)確性。

總體而言，上述檢測技術(shù)都是通過識別管道橫截面變化判斷管體缺陷，并不能區(qū)分外壁缺陷和內(nèi)壁缺陷。其優(yōu)點是：無需開挖，操作簡單，檢測效率高，對管道檢測條件要求不高，適合局部管段的快速掃查，應(yīng)用于長輸管道全面檢測效率不高。其缺點是：精度低，易受外界電磁環(huán)境影響，檢出率不高，只能給出缺陷的相對，嚴(yán)重程度，無法精確測量管壁或缺陷尺寸。2019 年，中國石油管道公司嘗試采用MTM技術(shù)定位管道環(huán)焊縫，結(jié)果表明定位準(zhǔn)確率只有50%。

2 應(yīng)用現(xiàn)狀

長輸油氣管道外腐蝕檢測與評價技術(shù)相對成熟，內(nèi)腐蝕和應(yīng)力腐蝕開裂檢測與評價技術(shù)尚處于試點和摸索階段。油氣管道腐蝕檢測技術(shù)選型和檢測強(qiáng)度與企業(yè)生產(chǎn)需求和管理水平密切相關(guān)。TSGD7003-2010《壓力管道定期檢驗規(guī)則一-長輸管道》將外腐蝕、內(nèi)腐蝕、應(yīng)力腐蝕開裂的檢測與評價統(tǒng)稱為外檢測，并未明確要求在定期檢驗過程中對所有管道全部開展。上述檢測，管道運(yùn)營公司可根據(jù)需求靈活選擇。

2.1外腐蝕檢測

外腐蝕檢測與評價是長輸管道定期檢驗的重要內(nèi)容，通常按照新建管道3年內(nèi)完成基線檢測，隨后每5年定期開展ECDA,最大時間間隔不超過8年。雖然當(dāng)前外腐蝕控制水平有很大提升，但隨著管道運(yùn)行年限的增加，防腐層老化、剝離、破損及雜散電流干擾問題將越來越突出。2019年，中石油管道有限責(zé)任公司組織開展了針對所轄管道ECDA效能評價工作， .針對各地區(qū)公司所轄管道ECDA實施情況進(jìn)行了調(diào)研，發(fā)現(xiàn)存在以下問題：①ECDA的4步流程執(zhí)行效果不好，尤其預(yù)評價和后評價不充分；②檢測服務(wù)商技術(shù)水平參差不齊，存在技術(shù)運(yùn)用不當(dāng)?shù)膯栴}；③檢測服務(wù)商自行制定的評價準(zhǔn)則差異較大，或評價指標(biāo)運(yùn)用不當(dāng)；④對檢測數(shù)據(jù)的分析和利用不夠，數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析形式多種多樣，導(dǎo)致多次檢測結(jié)果無法對比分析。主要原因可歸納為4個方面：

（1）標(biāo)準(zhǔn)的指導(dǎo)作用有限。SY/T 0087.1是一部方法類的標(biāo)準(zhǔn)，重點規(guī)范的是ECDA的流程和評價準(zhǔn)則，對檢測技術(shù)執(zhí)行和數(shù)據(jù)分析的指導(dǎo)作用十分有限。總體而言，中國缺乏相應(yīng)的技術(shù)規(guī)范來指導(dǎo)檢測技術(shù)執(zhí)行、數(shù)據(jù)分析，現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)中評價指標(biāo)、準(zhǔn)則以定性為主，檢測服務(wù)商運(yùn)用評價準(zhǔn)則的尺度把握各不相同，在實際應(yīng)用過程中難以規(guī)范操作。而國外除ECDA方法標(biāo)準(zhǔn)外，還有配套的技術(shù)規(guī)范作為支撐。

（2）檢測技術(shù)的局限性大。現(xiàn)有的間接檢測技術(shù)對檢測人員的經(jīng)驗和水平依賴性較大，且本身存在局限性，在涂層剝離、高電阻率環(huán)境、深埋管段、雜散電流干擾段、管道埋深超過正常值的特殊管段，外腐蝕檢測與評價技術(shù)難以應(yīng)用，部分方法抗干擾能力差，精度低。

（3）過程管理不夠嚴(yán)格。在工程實踐中，相同條件下ECDA評價結(jié)果存在差異，這與管道運(yùn)營公司的管理水平及檢測服務(wù)商的技術(shù)水平密切相關(guān)。管道運(yùn)營公司雖然制定了管理流程，但一些公司的過程管理由分公司或基層站隊負(fù)責(zé)，因缺乏專業(yè)技術(shù)人員，故對檢測方案審查、檢測過程管理監(jiān)督、報告驗收、質(zhì)量控制的管理力度不夠。

（4）數(shù)據(jù)分析和利用不充分。在ECDA工作完成后，部分檢測服務(wù)商只提供報告，不提供原始數(shù)據(jù)，報告中也只列出一-些典型問題。管道運(yùn)營公司無法驗證檢測數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，也無法對數(shù)據(jù)進(jìn)行再分析和深度挖掘，多次檢測數(shù)據(jù)無法進(jìn)行對比分析，無法與管道內(nèi)檢測、風(fēng)險評價、完整性評價數(shù)據(jù)深入融合。

2.2內(nèi)腐蝕檢測

在對1.1X10*km涵蓋天然氣、原油、成品油等輸送介質(zhì)管道內(nèi)檢測數(shù)據(jù)進(jìn)行分析的過程中，將內(nèi)部金屬損失確認(rèn)為內(nèi)腐蝕缺陷，得到不同輸送介質(zhì)管道的內(nèi)部金屬損失缺陷密度（圖4）。可見：原油管道內(nèi)腐蝕較為嚴(yán)重，其次為成品油管道，天然氣管道內(nèi)腐蝕最輕。天然氣管道內(nèi)腐蝕分布沒有明顯規(guī)律，管道底部相對較多，其他部位內(nèi)腐蝕分布隨機(jī)性較大，沒有明顯的時鐘特征，與服役年限沒有明顯的對應(yīng)關(guān)系，表明內(nèi)腐蝕由投產(chǎn)前形成的可能性較大，局部位置的內(nèi)腐蝕可能與清掃后干燥不徹底有關(guān)。液體管道內(nèi)腐蝕存在明顯的時鐘分布規(guī)律，主要集中在管道下半部分，表現(xiàn)為顯著的積水腐蝕特征。服役年限較長的馬惠線、秦京線、鐵秦線、鐵撫線等原油管道及蘭鄭長線、港棗線、蘭成渝線等成品油管道，內(nèi)腐蝕缺陷密度高，內(nèi)腐蝕相對嚴(yán)重，表明內(nèi)腐蝕隨著管道服役年限的增加趨于嚴(yán)重。

圖4不同輸送介質(zhì)管道內(nèi)部金屬損失缺陷密度柱狀圖

目前，在內(nèi)腐蝕檢測方面，對于具備內(nèi)檢測條件的長輸管道，管道運(yùn)營公司優(yōu)先選擇內(nèi)檢測技術(shù)手段識別出內(nèi)腐蝕高風(fēng)險點，再結(jié)合定點監(jiān)測和檢測持續(xù)關(guān)注內(nèi)腐蝕高風(fēng)險點的發(fā)展，如超聲定點測厚、安裝腐蝕監(jiān)測探頭等，而ICDA在長輸管道上的應(yīng)用目前整體處于嘗試階段。

2.3應(yīng)力腐蝕開裂檢測

在應(yīng)力腐蝕開裂檢測方面，除2001年開展了系統(tǒng)研究和調(diào)查以外，直未開展大規(guī)模研究與應(yīng)用，主要原因是：目前中國埋地鋼質(zhì)管道尚未發(fā)生典型的高pH-SCC或近中性pH-SCC案例。對于影響應(yīng)力腐蝕開裂敏感性的各項因素，中國管道具有以下特點： .

（1）管道服役時間短。國外統(tǒng)計資料表明，應(yīng)力腐蝕開裂通常在管道運(yùn)行20年后進(jìn)入高發(fā)期，且主要發(fā)生在采用瀝青、纏帶和煤焦油瓷漆類等低性能防腐層或施工質(zhì)量低的管道。中國輸氣管道僅陜京-線投產(chǎn)運(yùn)行超過20年，澀寧蘭- -線投產(chǎn)運(yùn)行接近20年，而且中國管道普遍采用工廠預(yù)制的3PE和FBE防腐層，防腐層使用壽命長。

（2）管道運(yùn)行壓力相對較低。國外案例分析表明，應(yīng)力腐蝕通常發(fā)生在運(yùn)行壓力大于管道屈服強(qiáng)度60%以上的管段。中國大部分管道設(shè)計壓力在屈服強(qiáng)度的60%~70%之間，但實際運(yùn)行壓力低于設(shè)計壓力，只有陜京一線和西氣東輸--線的實際服役壓力大于管道屈服強(qiáng)度的60%。同時，中國自行生產(chǎn)的管線鋼的屈服強(qiáng)度一般高于標(biāo)準(zhǔn)要求，如X80管線鋼屈服強(qiáng)度實測值通常在600MPa以上，高于標(biāo)準(zhǔn)要求的555MPa,因此，管道實際運(yùn)行壓力高于管道屈服強(qiáng)度60%以上的情況較少。

（3）中國管道發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂的主要風(fēng)險點為補(bǔ)口、劃傷等易產(chǎn)生陰保屏蔽、陰保不足及存在雜散電流干擾的位置。近年來，中國長輸油氣管道外腐蝕控制水平持續(xù)提升，內(nèi)、外檢測技術(shù)大規(guī)模應(yīng)用后，通過及時開挖修復(fù)及雜散電流干擾專項治理，外腐蝕風(fēng)險降低，應(yīng)力腐蝕開裂風(fēng)險也隨之降低。

3 總結(jié)與思考

近20年來，中國油氣管道腐蝕檢測技術(shù)水平整體提升較快，管理精細(xì)化程度不斷提高，但也存在一些技術(shù)和管理問題亟待解決。未來的管理和技術(shù)提升應(yīng)重點關(guān)注以下內(nèi)容。

3.1管理提升

（1）建立統(tǒng)一的技術(shù)規(guī)范。目前，油氣管道腐蝕檢測相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)以直接評價標(biāo)準(zhǔn)為主，更注重方法流程，對技術(shù)應(yīng)用條件和實施過程的規(guī)定不夠細(xì)化。管道運(yùn)營公司應(yīng)著手建立統(tǒng)一的規(guī)范，從檢測資質(zhì)、檢測方案、技術(shù)運(yùn)用、評價準(zhǔn)則、數(shù)據(jù)格式、報告內(nèi)容、驗收標(biāo)準(zhǔn)等方面提出統(tǒng)一要求。

（2）建立數(shù)據(jù)管理平臺。目前，外檢測服務(wù)商提交的報告差異大，不便于后期的數(shù)據(jù)挖掘和綜合分析。北美地區(qū)的檢測服務(wù)公司會自行編制數(shù)據(jù)管理軟件，并提供給管道運(yùn)營企業(yè)，從而為管道運(yùn)營企業(yè)后期數(shù)據(jù)使用提供便利。對于同-一條管道，通過重復(fù)利用原始數(shù)據(jù)，可有效提高ECDA工作效率。管道運(yùn)營公司應(yīng)該著手建立統(tǒng)--的數(shù)據(jù)管理平臺，對腐蝕檢測數(shù)據(jù)進(jìn)行集中管理，并且加大內(nèi)外檢測數(shù)據(jù)的對齊和對比分析。

（3）建立專業(yè)化腐蝕檢測效能評價隊伍。外檢測實施效果與具體檢測人員的素質(zhì)、責(zé)任心有很大關(guān)系。為了提升外檢測管理效果，管道運(yùn)營公司應(yīng)建立專業(yè)化腐蝕檢測效能評價隊伍，統(tǒng)一管理標(biāo)準(zhǔn)和尺度，加強(qiáng)腐蝕檢測的過程管理和最終檢測質(zhì)量的評估。

3.2技術(shù)提升

（1）持續(xù)開展應(yīng)力腐蝕開裂檢測與評價技術(shù)研究。中國長輸油氣管道雖然尚未發(fā)現(xiàn)應(yīng)力腐蝕開裂的案例，但隨著運(yùn)行年限的增加，應(yīng)力腐蝕開裂風(fēng)險會越來越大。3PE防腐層粘結(jié)力降低或發(fā)生剝離，都可能導(dǎo)致應(yīng)力腐蝕開裂風(fēng)險增大。北美地區(qū)針對應(yīng)力腐蝕開裂的研究持續(xù)了50年，直至2012年仍有應(yīng)力腐蝕開裂事故發(fā)生。目前，近中性pH-SCC的斷裂機(jī)理、硫酸鹽還，原菌（SRB）在應(yīng)力腐蝕開裂中發(fā)揮的作用，都還。有很多細(xì)節(jié)需要深入研究。未來仍需在高強(qiáng)鋼應(yīng)力腐蝕開裂機(jī)理、敏感性分析，風(fēng)險識別和現(xiàn)場檢測技術(shù)等方面持續(xù)開展深入研究。

（2）啟動微生物腐蝕機(jī)理和檢測技術(shù)研究。中國關(guān)于微生物的腐蝕最早發(fā)生在成品油管道內(nèi)壁，而最近在長輸管道外壁也發(fā)現(xiàn)了微生物腐蝕案例。微生物腐蝕機(jī)理復(fù)雜，腐蝕發(fā)展快，目前仍處于實驗室研究階段。對于長輸油氣管道，微生物與土壤成分、管道金屬材料、防腐層類型、運(yùn)行溫度等因素的相互關(guān)系尚不確定，且缺乏有效的檢測手段和防護(hù)措施。

（3）開展針孔腐蝕缺陷的檢測與驗證技術(shù)研究。內(nèi)檢測可以檢出針孔缺陷，但要測量缺陷的真實深度卻很難。目前已有案例表明，在存在交流干擾腐蝕的管道上，漏磁內(nèi)檢測報告結(jié)論是缺陷深度為壁厚的40%,但實際開挖檢測發(fā)現(xiàn)，缺陷深度已達(dá)壁厚的60%。漏磁內(nèi)檢測技術(shù)對針孔缺陷的檢出率低于80%,缺陷深度檢測誤差均大于20%，報告給出的缺陷深度遠(yuǎn)低于實際缺陷深度，嚴(yán)重影響評價結(jié)果的準(zhǔn)確性。對于管道內(nèi)腐蝕形成的直徑小于4mm的針孔缺陷，常規(guī)的超聲波檢測技術(shù)也很難準(zhǔn)確檢出缺陷的實際深度。對于發(fā)展不規(guī)則的針孔缺陷，定點的超聲波測厚和壁厚監(jiān)測均難以滿足工程實際需求。此時，不僅需要高精度的探頭，還需要精密控制探頭的掃描步進(jìn)。

（4）開展組合式內(nèi)外檢測工具研發(fā)。為了保障長輸油氣管道安全平穩(wěn)運(yùn)行，需要定期開展外腐蝕檢測及內(nèi)檢測。如果在內(nèi)檢測設(shè)備。上，搭載- -些可以實施腐蝕檢測的裝置，如管中電流測試、積水測試、微生物濃度檢測，則可在實施內(nèi)檢測的同時同步完成管道的內(nèi)外腐蝕檢測。2008年，殼牌、貝克休斯公司開發(fā)了陰極保護(hù)電流在線檢測工具CPCM（CathodicProtection Current Measurement），并已實現(xiàn)工程應(yīng)用。

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第一作者簡介

吳志平，男，1971年生，教授級高工， 1994年畢業(yè)于西安公路交通大學(xué)橋梁工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事長輸油氣管道保。護(hù)、管道維搶修、地質(zhì)災(zāi)害等方面的管理工作。