輸氣站站內埋地管道防腐層PCM檢測

任虹宇 楊 洋 張 旭

1.西南石油大學，四川 成都 610500 2.冀東油田勘察設計研究院，河北 唐山 063000

0 前言

輸氣站站內埋地管道防腐層完整性是風險評價的重要支撐內容。開挖檢測不僅工程量大，而且影響生產，考慮采用外防腐層非開挖檢測技術PCM檢測。PCM檢測在國內外長輸埋地輸氣管道外防腐層缺陷檢測中已較成熟，但輸氣站站內管道的外防腐層檢測卻因現(xiàn)場操作難度大而較少應用。

PCM檢測是以管中電流梯度測試法為基礎的改進型防腐層檢測方法，該方法可評價防腐層絕緣電阻并對防腐層的破損點準確定位［1］。 基本原理是［2］：使用信號發(fā)射機向管道施加某一頻率或多個頻率的電流信號，在地面上沿路由檢測管道電流產生的交變電磁場的強度及變化規(guī)律，利用載流導線磁場原理換算出等效電流，當管道防腐層破損或老化時，防腐層破損點和老化段就有電流漏失，由于電流漏失使管中電流減小，管道周圍產生的磁場強度減弱，接收機測出的等效電流強度數(shù)值出現(xiàn)相應的異常減弱。根據(jù)等效電流梯度大小可定性評價防腐層絕緣性能、確定防腐層破損點的位置。

1 站內PCM檢測的特點

輸氣站站內PCM檢測與站外PCM檢測有諸多不同。若操作方法不當，檢測結果準確度很低。通過現(xiàn)場檢測發(fā)現(xiàn)以下幾個主要問題。

1.1 站內管道密集

輸氣站內不僅有進出氣管道、分離過濾區(qū)管道、自用氣管道、排污管道、放空管道，還有眾多用戶氣管道，較大的站場可能有15路以上的用戶輸氣管道。而中國石油天然氣集團公司現(xiàn)役的輸氣站中不乏有建于20世紀80、90年代的老站場，經過數(shù)次工藝改造，站內埋地管道布局錯綜復雜，極不規(guī)范。管道過密造成發(fā)射機的檢測信號相互干擾，衰減過快。

1.2 線纜、接地線眾多

輸氣站工藝區(qū)內分布了不少用于站控室遠程控制的信號線纜及探照燈、報警器等站內用電設備的電源線。線纜雖然使用絕緣套包裹，但其中通過的電流信號，也會干擾接收機對磁場信號的檢測［3］。

站內避雷針和大型設備的接地線埋地部分是在地下串接的鐵片，與設備相連，而設備與發(fā)射機信號接入點相連，也會干擾檢測［4］。

1.3 絕緣接頭影響進站管道檢測

某些老輸氣站進站管道沒有絕緣接頭［5］，可將信號接入點置于站外最后一個陰極保護樁的電流測試夾上，檢測進站埋地管道。但大部分輸氣站進站管道前設置有絕緣接頭。檢測進站管道時，如果將信號接入點置于進站截斷閥前，根據(jù)進站截斷閥后設備的接地電阻影響，信號可能無法向站外傳播，無法檢測進站管道。

1.4 接地點電阻過大

在部分管道檢測過程中，可能出現(xiàn)檢測線路接好后，發(fā)射機的實際電流無法達到檢測所需最小電流，發(fā)射機出現(xiàn)電壓超限警告。排除接線錯誤后，需考慮更換發(fā)射機接地點，接地點不合適可能導致檢測發(fā)射機接地點和管道接地點之間電阻過大，讓回路無法達到需求的電流值。

1.5 路面導電性較差

輸氣站外的管道環(huán)境多為土地，而站內幾乎沒有直接裸露的土地。碎石鋪設的工藝區(qū)和泥土覆蓋的綠化區(qū)，可直接用A字架接收機插入地表檢測。站內部分管道位于水泥硬化的路面下，水泥的導電性較差，A字架的檢測受到影響。

1.6 放空管道相互連接

輸氣站的出站管道較多，各出站分輸管道的放空管道連通后接入主放空管道至站外放空。檢測放空管線時，如果將信號點依次置于各放空管線上，信號很可能會直接接入出站管道，因此產生巨大的工作量。

2 現(xiàn)場操作要點

影響站內PCM檢測的外界因素較多，現(xiàn)場操作應考慮周全，如信號接入點位置、連通設備的接地情況等，操作不當可能使檢測結果不真實，甚至無法進行檢測。分析PCM檢測以上特點，提出以下現(xiàn)場操作要點以提高檢測成功率。

a）檢測前，務必向站內人員或施工人員詢問埋地管道、埋地電源線、接地線的現(xiàn)場具體走向和埋深。尤其是當管道并行、搭接十字交叉時，檢測磁場容易畸變，導致設備反饋的信號失真，不能真實反映防腐層破損情況。如果埋地管道走向不明確，應采用探管器或PCM機的探管功能探測管道走向。

b）檢測過程中，電流信號通過與管道相連的設備、容器、儀表等接地線流失。為盡量減少站內接地網(wǎng)產生的信號流失，應在確保生產和安全的前提下，盡量關閉使用現(xiàn)場埋地電源線的設備，檢測時避開埋地電源線上方。若有無法避開的管段，則需在與電源線交叉的位置注意分辨真假信號。如果信號波動較大，可多次檢測，若信號仍然大幅波動，應懷疑有電源線干擾。

c）檢測有絕緣接頭的站場進氣管段時，信號接入點不能置于絕緣接頭外側。如果管道沒有露出地表，需要在絕緣接頭站內一側開挖，破開管道防腐層接入有效信號。

根據(jù)PCM機檢測原理，若埋地管道防腐層是點狀破壞，信號則可傳遞很遠，一次接線可檢測很長管道。若防腐層有重大漏損，出現(xiàn)大面積脫落，則電信號極易散失?？上却_定重大漏損位置，定點開挖修復后，繼續(xù)檢測。

d）接線完成后檢測主機若顯示電壓超限的警告，首先應排除接線錯誤，考慮將發(fā)射機接地點與管道接地點適量靠近，但不能低于10m，可置于同一塊綠化帶兩端。如果電壓仍然超限，則將兩個接地點移置另一塊綠化帶，甚至可用較長導線接到站外的農田、綠地。

e）硬化地面上方的PCM檢測A字架無法插入地表，可用水將A字架的尖端和地面接觸部分浸濕，連通與地面的回路，接收機即可接收到地面的散發(fā)性電場，實現(xiàn)檢測。

f）針對放空管道的檢測較靈活，因不同站場的放空管道走線不同，與放空管道相連的設備的接地電阻也不同，但共同點是各設備的放空管道相互連接，可能出現(xiàn)在管道某一處接入信號，而信號電流全部流往別處?？纱蚰サ粽就夥趴樟⒐艿孛娌糠值耐鈱咏^緣漆，將接入點置于立管露出的金屬表面，然后探測站內埋地放空管道上方的電流信號強弱，如果剩余電流在可以接受的范圍內（＞30%），可開始反向檢測。

3 某輸氣站現(xiàn)場檢測及設備改進意見

結合以上PCM站內檢測經驗，采用英國雷迪公司的RD-PCM+管道外防腐絕緣層狀況檢測儀，在非開挖狀況下對四川某輸氣站站場工藝管道外防腐絕緣層破損狀況進行整體評估和防腐絕緣層破損漏電點定位。對站內26條管道防腐絕緣層進行PCM檢測，并對相關管道的防腐絕緣層破損漏電點進行定位。

由于該站建站時間較早，部分管道運營時間近15年，管道防腐層漏損現(xiàn)象較嚴重，共發(fā)現(xiàn)防腐層破損點112個。根據(jù)現(xiàn)場環(huán)境實際情況，共開挖探坑12處（對應的破損漏電點共計20個）對PCM檢測結果準確性進行驗證，除主進氣管道檢測出的三個點后經電火花檢測驗證為誤報外，其余17個點均被證實存在破損漏電點，檢測成功率為85%（主進氣管道三個點均有工藝區(qū)接地線經過，疑為受其干擾導致誤測）。

現(xiàn)場檢測驗證了PCM檢測的可靠性，對PCM+設備的優(yōu)化設計提出建議。檢測儀信號接入管道時，為連通電流信號，必須破開管道絕緣層，才能將導線與管道金屬接觸連通。探管儀采用的磁場夾信號接入方法無需破開管道絕緣層就可給管道施加電流信號，考慮采用相似的磁場夾產生電流信號，避免破開防腐層帶來的二次破壞，可提高檢測效率。

4 結論

對比各種檢測手段，由于PCM非開挖檢測設備的易操作性以及檢測結果的準確性，PCM檢測仍是埋地管道防腐層缺陷檢測的理想方法。檢測原理簡單、設備操作易上手，但由于檢測準確性直接影響后續(xù)開挖修復的工程量，對技術人員的熟練程度和操作經驗要求較高，要準確排除干擾，判斷設備反饋數(shù)據(jù)的可靠性就要依托技術人員經驗的積累。

［1］邱煥勇，楊 鑫.PCM防腐層檢測技術在燃氣管道防腐層檢測中的應用［J］.全面腐蝕控制，2009，23（9）：10-13，

［2］劉 合，王淑英，孫洪義.埋地管道防腐層不開挖檢測技術探討及應用［J］.油氣田地面工程，2000，19（1）：49，76.

［3］李長俊，汪玉春，陳祖澤，等.天然氣管道輸送［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008，266-287.

［4］唐林華，蔡英華，路 芳，等.川西氣田輸氣管道防腐層檢測調查分析［J］.天然氣與石油，2008，26（4）：19-23.

［5］廖柯熹，?；?，張學洪，等.川氣東送管道典型站場風險量化評價［J］.天然氣與石油，2012，30（1）：5-9.