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摘 要：油气站场管道的腐蚀状况关系到油气储运的安全运行。通过对国内多座典型油气站场的现场调研，分析总结了油气站场埋地管道的特点，收集整理了近年来相关的检测报告，对涉及到的站内埋地管道腐蚀检测技术及检测综合方法进行了分析，提出了适合于油气站场埋地管道腐蚀检测技术实施的建议，用以提高油气站场管道完整性管理水平。
关键词：站场；埋地管道；腐蚀检测；分析
油气站场管道的腐蚀状况关系到油气生产的安全运行，随着国家对安全生产的重视以及管道完整性管理的要求，管道运行管理单位每年都要对辖区的站场埋地管道有计划地进行检测和维护，以保证油气管网枢纽的安全运行。
1 油气站场埋地管道现状
油气站场埋地管道，铺设工艺管网复杂，穿线管、防雷接地等存在搭接，构成复杂的工艺管网。场站在设计和建设过重中，存在未能减少埋地管道并行、管径多样，弯头、三通、异性弯管较多，套管、支墩保护管的设置较多，直管段较短等问题。使得站场埋地管道在检测技术实施时，难于快速有效的进行，且检测数据分析的干扰因素较多。由于站场埋地管道的敷设长度较短，结构复杂、功能多样、材质和口径不同，站内建设有大量地面设施的情况下，很难采用机械化作业为埋地管道进行防腐层预制，防腐质量参差不齐，进而影响了站场埋地管道腐蚀检测技术实施的难度，如何采取有效检测手段进行腐蚀检测，一直困扰着油气企业的管理者和检测单位。
2 常用的埋地管道腐蚀检测技术
埋地管道检测，从检测形式上可分为地面非开挖检测和开挖直接检测两大类。地面非开挖检测包括管道外壁腐蚀直接评价、管道本体检测和管道内检测。开挖检测又可以分为全面开挖检测和探坑开挖检测。
地面管道本体检测主要检测管道本体的腐蚀状况，采用的检测方法有瞬变电磁法（TEM）、金属磁记忆法。
管道内检测最为典型的是智能清管器检测法，主要检测管道的壁厚，椭圆度以及蚀坑、裂纹等管体的缺陷情况，采用的检测原理有漏磁、超声波。由于站场管道复杂、管道内难以实施。
站场埋地管道检测的开挖检测分为全面开挖和探坑开挖，检测内容包括管道防腐层状况、管体腐蚀缺陷状况、焊缝及热影响状况，采用的检测方法有电火花检漏、涂层测厚、管体超声波测厚、超声导波检测、远场涡流检测、焊缝及热影响区的无损检测方法，包括：射线、磁粉、渗透、超声波、超声相控阵、TOFD检测、金属磁记忆法等。
3 站场埋地管道检测技术的配置方案分析
站场埋地管道的检测技术实施应遵循一定的配置原则：“快速定位、定性，精确定量”。这也是近年来国内外站场埋地管道检测技术实施过程中一项基本要求。
站场埋地管道检验技术实施应先进行非开挖检验评价，埋地管道腐蚀防护系统检测及评价主要分为三大类：环境腐蚀性、防腐层质量和阴极保护效果。环境腐蚀性主要检测技术基本是采用WINNER四极法测土壤电阻率，土壤电位梯度、电位法、感应法测杂散电流；防腐层的主要检测技术手段主要是，交流电位梯度法（ACVG）检测防腐层局部破损，交流电流衰减法。
在非开挖检测技术实施过程中，如何在针对检测方法选择，为提高检测结果的准确性，应根据被检管道材质、制造方法、工作介质、使用条件等预计可能产生的缺陷种类、形状、部位和取向，选择合适的检测方法。如采用同种检测方法、不同检测工艺进行检测，当检测结果不一致时，应以质量级别最差的级别为准。
站场埋地管道检验实施开挖直接检验应对位置选择及数量确定原则，开挖检验项目主要从六个方面进行验证。在环境土壤检查方面，应考虑到质地、分层情况、干湿度等关键基础数据；在外防腐层检测技术实施方面，应考虑管材的类型、状况、厚度、粘结性、破损情况及无破损处质量等关键数据的采集或考证；在管体外腐蚀检查阶段，应对腐蚀缺陷尺寸、相对位置、腐蚀形貌进行科学的测量；在管线内腐蚀情况检查过程中，宜采取各种仪器对管体剩余壁厚精确检测，为管道剩余寿命计算和安全评价做好数据积淀；对可能发生H2S 腐蚀的管道，应进行焊接接头的硬度测试；同时，要留取开挖现场缺陷部位的数字和影像材料。
針对不同位置，通过历年站场埋地管道现场检测技术实施，总结出较为合适的配置方案。如：焊缝区域适合采用磁记忆应力、超声波方法进行定性定位测试，相控阵、TOFD进行定量检测；管道本体宜采用声发射、超声导波进行定性定位测试，C扫描、超声测厚进行定量检测；法兰和三通宜采用磁记忆应力检测定性定位测试、相控阵定量的检测技术。连接焊缝法兰侧不适宜采用常规超声波探伤，可采用声束为扇形区域的超声波相控阵检测做连接焊缝质量检测。
根据近5年站场埋地管道检测技术实施过程的总结及检测报告，笔者归纳出常规检测方法和非常规检测方法的优缺点，可供参考，如表1、表2。
4 建议
根据油气站场埋地管道场现场检测技术实施情况和调研报告进行分析，对油气站场埋地管道腐蚀检测提出以下建议：
①油气站场埋地管道腐蚀检测应采用地面非开挖检测和开挖检测相结合的方式进行。
②结合油气站场管道原始资料，对进出站主管线、越站管线、不同工艺区之间的连接管道等相对简单的管线采用ACVG进行防腐层地面检测，确定可能发生管体腐蚀的部位，配合探坑开挖进行检测。
③对于弯头、三通、汇管等重点部位采用全面开挖检测，检测防腐层状况、管体腐蚀状况。
④管道应力检测方面，如果检测发现埋地管道和支撑的沉降及变形导致了管道材料内部的应力上升，应将沉降、变形的支撑和管道进行校正并采取加固措施，防止继续沉降。建议在输油站内设置控制点，应对管道的沉降趋势进行应力监测。
参考文献：
[1]GB/T 21246-2007，埋地钢质管道阴极保护参数测量方法[S].
[2]杨永.埋地钢管外防腐层破损检测中的电位梯度法[J].管道技术与设备，2008（3）：55-56.
[3]SY/T 0087.2-2012，钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价[S].
关键词：站场；埋地管道；腐蚀检测；分析
油气站场管道的腐蚀状况关系到油气生产的安全运行，随着国家对安全生产的重视以及管道完整性管理的要求，管道运行管理单位每年都要对辖区的站场埋地管道有计划地进行检测和维护，以保证油气管网枢纽的安全运行。
1 油气站场埋地管道现状
油气站场埋地管道，铺设工艺管网复杂，穿线管、防雷接地等存在搭接，构成复杂的工艺管网。场站在设计和建设过重中，存在未能减少埋地管道并行、管径多样，弯头、三通、异性弯管较多，套管、支墩保护管的设置较多，直管段较短等问题。使得站场埋地管道在检测技术实施时，难于快速有效的进行，且检测数据分析的干扰因素较多。由于站场埋地管道的敷设长度较短，结构复杂、功能多样、材质和口径不同，站内建设有大量地面设施的情况下，很难采用机械化作业为埋地管道进行防腐层预制，防腐质量参差不齐，进而影响了站场埋地管道腐蚀检测技术实施的难度，如何采取有效检测手段进行腐蚀检测，一直困扰着油气企业的管理者和检测单位。
2 常用的埋地管道腐蚀检测技术
埋地管道检测，从检测形式上可分为地面非开挖检测和开挖直接检测两大类。地面非开挖检测包括管道外壁腐蚀直接评价、管道本体检测和管道内检测。开挖检测又可以分为全面开挖检测和探坑开挖检测。
地面管道本体检测主要检测管道本体的腐蚀状况，采用的检测方法有瞬变电磁法（TEM）、金属磁记忆法。
管道内检测最为典型的是智能清管器检测法，主要检测管道的壁厚，椭圆度以及蚀坑、裂纹等管体的缺陷情况，采用的检测原理有漏磁、超声波。由于站场管道复杂、管道内难以实施。
站场埋地管道检测的开挖检测分为全面开挖和探坑开挖，检测内容包括管道防腐层状况、管体腐蚀缺陷状况、焊缝及热影响状况，采用的检测方法有电火花检漏、涂层测厚、管体超声波测厚、超声导波检测、远场涡流检测、焊缝及热影响区的无损检测方法，包括：射线、磁粉、渗透、超声波、超声相控阵、TOFD检测、金属磁记忆法等。
3 站场埋地管道检测技术的配置方案分析
站场埋地管道的检测技术实施应遵循一定的配置原则：“快速定位、定性，精确定量”。这也是近年来国内外站场埋地管道检测技术实施过程中一项基本要求。
站场埋地管道检验技术实施应先进行非开挖检验评价，埋地管道腐蚀防护系统检测及评价主要分为三大类：环境腐蚀性、防腐层质量和阴极保护效果。环境腐蚀性主要检测技术基本是采用WINNER四极法测土壤电阻率，土壤电位梯度、电位法、感应法测杂散电流；防腐层的主要检测技术手段主要是，交流电位梯度法（ACVG）检测防腐层局部破损，交流电流衰减法。
在非开挖检测技术实施过程中，如何在针对检测方法选择，为提高检测结果的准确性，应根据被检管道材质、制造方法、工作介质、使用条件等预计可能产生的缺陷种类、形状、部位和取向，选择合适的检测方法。如采用同种检测方法、不同检测工艺进行检测，当检测结果不一致时，应以质量级别最差的级别为准。
站场埋地管道检验实施开挖直接检验应对位置选择及数量确定原则，开挖检验项目主要从六个方面进行验证。在环境土壤检查方面，应考虑到质地、分层情况、干湿度等关键基础数据；在外防腐层检测技术实施方面，应考虑管材的类型、状况、厚度、粘结性、破损情况及无破损处质量等关键数据的采集或考证；在管体外腐蚀检查阶段，应对腐蚀缺陷尺寸、相对位置、腐蚀形貌进行科学的测量；在管线内腐蚀情况检查过程中，宜采取各种仪器对管体剩余壁厚精确检测，为管道剩余寿命计算和安全评价做好数据积淀；对可能发生H2S 腐蚀的管道，应进行焊接接头的硬度测试；同时，要留取开挖现场缺陷部位的数字和影像材料。
針对不同位置，通过历年站场埋地管道现场检测技术实施，总结出较为合适的配置方案。如：焊缝区域适合采用磁记忆应力、超声波方法进行定性定位测试，相控阵、TOFD进行定量检测；管道本体宜采用声发射、超声导波进行定性定位测试，C扫描、超声测厚进行定量检测；法兰和三通宜采用磁记忆应力检测定性定位测试、相控阵定量的检测技术。连接焊缝法兰侧不适宜采用常规超声波探伤，可采用声束为扇形区域的超声波相控阵检测做连接焊缝质量检测。
根据近5年站场埋地管道检测技术实施过程的总结及检测报告，笔者归纳出常规检测方法和非常规检测方法的优缺点，可供参考，如表1、表2。
4 建议
根据油气站场埋地管道场现场检测技术实施情况和调研报告进行分析，对油气站场埋地管道腐蚀检测提出以下建议：
①油气站场埋地管道腐蚀检测应采用地面非开挖检测和开挖检测相结合的方式进行。
②结合油气站场管道原始资料，对进出站主管线、越站管线、不同工艺区之间的连接管道等相对简单的管线采用ACVG进行防腐层地面检测，确定可能发生管体腐蚀的部位，配合探坑开挖进行检测。
③对于弯头、三通、汇管等重点部位采用全面开挖检测，检测防腐层状况、管体腐蚀状况。
④管道应力检测方面，如果检测发现埋地管道和支撑的沉降及变形导致了管道材料内部的应力上升，应将沉降、变形的支撑和管道进行校正并采取加固措施，防止继续沉降。建议在输油站内设置控制点，应对管道的沉降趋势进行应力监测。
参考文献：
[1]GB/T 21246-2007，埋地钢质管道阴极保护参数测量方法[S].
[2]杨永.埋地钢管外防腐层破损检测中的电位梯度法[J].管道技术与设备，2008（3）：55-56.
[3]SY/T 0087.2-2012，钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价[S].