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摘 要：本文以某天然气管道为例开展腐蚀检测工作，并分析腐蚀原因，各处专业风险评价，通过风险评价准确了解天然气管道使用的风险等级及可能出现的问题，之后给出合理解决意见，保证天然气传输安全。
关键词：输气管道;腐蚀风险评价;应用
输气管道质量不单单会影响天然气输送效率，还会对输送过程安全及周边人们的安全带来较大影响。一旦出现输气管道泄露问题，轻则会因为天然气释放使周边居民出现恶心、呕吐等不适感，重则会因为遇到明火而发生爆炸，对周边环境及居民安全构成威胁。而导致输气管道泄露最根本的原因为管道腐蚀，所以做好该项工作分析，给出专业性的风险评价报告，这对于处理高危现象有着重要意义。
1风险评价的基本概念与常规步骤
风险评价是一种以系统理论认知、系统运行管理实践经验以及系统完整性影响因素分析结果为基础的科学方法。通过对风险进行量化对比与细化分析，为风险管理决策的制定提供可靠的参考依据，进而达到降低风险系数，提高风险管理水平的目的。
风险评价经过长期的理论探究与实践积累，已经逐步形成得到共性认知的常规步骤。风险评价的常规步骤如下：收集可靠的文件资料;明确风险变量因素;创建风险变量预估模型;风险变量的量化处理与细化分析;风险概率评估计算;风险数值计算分析。
2天然气管道腐蚀检测案例分析
以某天然气管线为例，在对该天然气管道展开腐蚀检测时，如果所需检测的影响因素种类与数量较多，且存在一定的客观性检测限制因素，相关人员可以采用既有的一种或多种检测数值作为参考依据。通常，选择的具有代表性的影响因素主要包括杂散电流、覆盖层电阻率、阴极保护状况等。其中，阴极保护状况又包括氧化还原电位、管地自然电位、管地保护电位和阴极保护度等影响因素。杂散电流极易受到周围环境因素的干扰，而导致杂散电流失稳的原因是多样化的，复杂化的。一般情况下，影响杂散电流稳定性的因素主要包括电流泄漏和电位梯度两种。
本次工作的重点内容主要包括杂散电流测试、电性能测试、线路外防腐层绝缘保护测试、阴极保护系统测试和导波测试。
3某天然气管道腐蚀检测
3.1杂散电流检测
结合管道特征共设置5处检测点，检测管道上存在的杂散电流情况。经最终检测结果分析可知，在5处检测点内有一处存在微弱的杂散电流干扰，整体影响效果不明显，可忽略不计。
3.2电性能检测
电性能检测是为确定阴极保护效果，维持阀室、站场设备正常运行。根据本项目所选管道特征，分别在以下几个区域开展电性能检测工作：阀室、站场绝缘法兰、绝缘固定支墩、绝缘垫片、跨接电缆及阳极地床埋设区域，获取准确的电阻值或电阻率数，分析绝缘效果。
（1）绝缘性检测
在站内共设置4个检测点开展绝缘性检测，测试结果分别为：-0.766/-0.765、-1.091/-0.781、-0.715/-0.712、-0.698/-0.572。从这组数据中看出，第三组数据下的绝缘检测性能较差，其余均呈现良好反应。
（2）阳极地床检测
该检测环节主要是为获取阳极地床电阻值及土壤的电阻率参数。测试结果显示，阳极地床接地电阻1.28欧，土壤电阻率为每米36.6欧，与规范标准相符，说明阳极地床上的绝缘法兰、接头及固定支架有着较好的绝缘效果，不存在腐蚀问题。
（3）外防腐层检测
外防腐层检测选择的方式以交流电流衰减法为主，该方法属于非开挖检测技术的一种，可在不破坏防腐层结构的基础上，对管道外防腐层存在问题及破损点位置予以指出和说明。具体措施为：将电流施加到管道内，观察电流通过管道后产生的变化，记录和分析衰减值，以此判断外防腐层绝缘电阻参数及破损点位置。同时整个检测过程中，还能对管道的埋设深度、搭接情况及电导系数予以获取和记录。本项目中共设置8段电流衰减测试段，测试点有196个之多，保证了最终检测结果的准确性。
3.3阴极保护检测
阴极保护检测中最常使用方法以常规参比电极法、CIPS法和DCVG法这三种为主。常规参比电极法属于传统测试方法，是通过测试桩、暴露观点、开挖点对管地电位实行检测的一种方法，目的是判断管道保护电位是否达到标准要求[1];CIPS法是利用近间距电位测量方式，在每隔1-2米距离内设置测量点，对管地电位加以测量，判断阴极保护情况;DCVG及直流电压梯度法，利用的是电流通过外防腐层钢管位置产生的电压梯度变化参数，确定存在的干扰点及问题。在使用传统方法开展检测工作时，管地电位测量点设置在测试桩位置上，共设置9个，测得管地电位参数在-0.65--0.777之间，9个测试点的管地電位均未达到阴极保护要求。
使用CIPS和DCVG检测法过程中，要确保两种方法的同时作业，将管道分为三部分开展测试工作，即井站A至井站B、井站B至阀室C和井站D至阀室C。测试得出结果发现，每段的阴极保护电位均在-850MV以下，未达到标准要求。由此可知，测试区域管道存在阴极保护不合理的现象，如果不能加以处理，在后续使用中会存在析氢、阴极剥离等危害管线的问题[2]。相应建议为，利用恒电位保护仪开展调整工作：输出电流30A;输出电压54V;最大输出功率30kW;最高保护电位-1.25V;最低保护电位-0.85V;安装地点：各站场;数量：2个。
3.4导波检测
导波检测是为确定探伤点所在位置，分析故障问题。通常情况下，探伤点所在位置集中在：制造安装中，出现返修情况的焊接接头及固定焊口位置;存在严重咬边或错边的焊接接头;闸室的第一道焊接接头;跨越部位的焊接接头。在探伤过程中，需要对这些部位加以检查，判断是否存在明显的应力集中问题。导波检测得出结果为，在跨越区域内存在明显的信号异常情况，说明该区域管道存在腐蚀问题，接口位置不严。使用长距离超声导波再次进行检验，结果与上述完全吻合。 4风险评价
4.1因素风险评估值
本项目输气管道规格为Φ273.1×6.4，管道压力控制在4兆帕左右，管线总长度约11千米，采用的阴极保护以强制电流保护为主。从上了解到，管道产生问题的原因有第三方破坏、腐蚀破坏和失误这三方面。结合这三方面因素开展风险评估并给出最终评分。即测得数据，开展风险评估，管道裸露程度评分为20分，保护措施评分为30分，内压波动评分为24分，疲劳破坏因素74分，悬空因素20分，洪水抵抗能力45分，失稳、强度破坏因素79分。
4.2相对风险评估值
该评估值是从分析指数和管理相对风险指数两方面实现的。从指数评分值可以看出，管道影响因素中腐蚀破坏评分最低，为54分，分值越低越说明管道存在的腐蚀现象越严重。故而有必要加强该段管道检测，确定腐蚀位置及严重程度，给出合理解决方案。从管理相对风险指数来看，指标数相对正常，但这恰恰说明管道已经进入到危险阶段，需要加大检测力度，并且需要结合管道施工基础数据资料，确定管道具体情况，给出专业的解决方案。
最终综合评价指数得出，输气管道存在较低、较高和高风险问题，其中较低风险段的管道长度在9.75%左右，高峰险段6.92%。
5结论
经过3个月时间开展的检测和计算工作，最终得出检测区域内管线存在破损位置34个左右，平均每千米有三个破损点，防腐层等级在93.57%，其中等级较差的防腐层在1.76%左右。深坑内管道检测并未发现明显缺陷。但由于管道阴极保护为零，增加了管道的危险性，所以重点对阴极保护实行调整，维护管道安全性[3]。在实际作业中，一是对阴极保护率较低的原因展开分析和探讨，给出专业评价报告，根据报告内容，制定针对性的整改措施;
二是因阴极保护实效，所以在管道作业中需做好破损点实时检测，不断尝试方案调整和优化;
三是埋深较浅的管道，要么增加回填层厚度，要么设置加固标志，避免第三方破坏;
四是及时清理构筑物，减少占压面积，改进管道质量。注重管道埋设区域土壤结构检测，对软性土壤实施技术处理，避免沉降、塌陷问题;
五是根据管道特征实施相应的防腐处理，科学控制混凝土材料的含水率，为管道埋设提供良好环境;
六是对已经发现的破损点重新实施防腐和保温处理，对存在严重缺陷、材质硬化问题的区域予以补强。
6结语
上文对输气管道腐蚀检测及其方法展开分析和探讨，并结合工程的实际情况，总结管道腐蚀问题产生原因及集中区域，之后利用所得数据开展风险评价，给出专业评价报告，帮助施工人員了解管道问题所在，从而制定针对性的改善方案，对现存问题加以处理，以维护输气管道运行的安全性，降低危险系数。
参考文献：
[1]李红霞，郭小飞.基于多源信息融合的天然气管网风险评价[J].消防科学与技术，2019，038（010）：1470-1472.
[2]马玉宝，金勇国，杨航，等.中缅天然气管道典型管段风险评估[J].化工机械，2019，046（003）：259-263.
[3]颜东洲，卜夕军，蔡洪，等.内腐蚀风险分析在输气管道安全分析中的应用[J].全面腐蚀控制，2019，33（02）：79-82.
关键词：输气管道;腐蚀风险评价;应用
输气管道质量不单单会影响天然气输送效率，还会对输送过程安全及周边人们的安全带来较大影响。一旦出现输气管道泄露问题，轻则会因为天然气释放使周边居民出现恶心、呕吐等不适感，重则会因为遇到明火而发生爆炸，对周边环境及居民安全构成威胁。而导致输气管道泄露最根本的原因为管道腐蚀，所以做好该项工作分析，给出专业性的风险评价报告，这对于处理高危现象有着重要意义。
1风险评价的基本概念与常规步骤
风险评价是一种以系统理论认知、系统运行管理实践经验以及系统完整性影响因素分析结果为基础的科学方法。通过对风险进行量化对比与细化分析，为风险管理决策的制定提供可靠的参考依据，进而达到降低风险系数，提高风险管理水平的目的。
风险评价经过长期的理论探究与实践积累，已经逐步形成得到共性认知的常规步骤。风险评价的常规步骤如下：收集可靠的文件资料;明确风险变量因素;创建风险变量预估模型;风险变量的量化处理与细化分析;风险概率评估计算;风险数值计算分析。
2天然气管道腐蚀检测案例分析
以某天然气管线为例，在对该天然气管道展开腐蚀检测时，如果所需检测的影响因素种类与数量较多，且存在一定的客观性检测限制因素，相关人员可以采用既有的一种或多种检测数值作为参考依据。通常，选择的具有代表性的影响因素主要包括杂散电流、覆盖层电阻率、阴极保护状况等。其中，阴极保护状况又包括氧化还原电位、管地自然电位、管地保护电位和阴极保护度等影响因素。杂散电流极易受到周围环境因素的干扰，而导致杂散电流失稳的原因是多样化的，复杂化的。一般情况下，影响杂散电流稳定性的因素主要包括电流泄漏和电位梯度两种。
本次工作的重点内容主要包括杂散电流测试、电性能测试、线路外防腐层绝缘保护测试、阴极保护系统测试和导波测试。
3某天然气管道腐蚀检测
3.1杂散电流检测
结合管道特征共设置5处检测点，检测管道上存在的杂散电流情况。经最终检测结果分析可知，在5处检测点内有一处存在微弱的杂散电流干扰，整体影响效果不明显，可忽略不计。
3.2电性能检测
电性能检测是为确定阴极保护效果，维持阀室、站场设备正常运行。根据本项目所选管道特征，分别在以下几个区域开展电性能检测工作：阀室、站场绝缘法兰、绝缘固定支墩、绝缘垫片、跨接电缆及阳极地床埋设区域，获取准确的电阻值或电阻率数，分析绝缘效果。
（1）绝缘性检测
在站内共设置4个检测点开展绝缘性检测，测试结果分别为：-0.766/-0.765、-1.091/-0.781、-0.715/-0.712、-0.698/-0.572。从这组数据中看出，第三组数据下的绝缘检测性能较差，其余均呈现良好反应。
（2）阳极地床检测
该检测环节主要是为获取阳极地床电阻值及土壤的电阻率参数。测试结果显示，阳极地床接地电阻1.28欧，土壤电阻率为每米36.6欧，与规范标准相符，说明阳极地床上的绝缘法兰、接头及固定支架有着较好的绝缘效果，不存在腐蚀问题。
（3）外防腐层检测
外防腐层检测选择的方式以交流电流衰减法为主，该方法属于非开挖检测技术的一种，可在不破坏防腐层结构的基础上，对管道外防腐层存在问题及破损点位置予以指出和说明。具体措施为：将电流施加到管道内，观察电流通过管道后产生的变化，记录和分析衰减值，以此判断外防腐层绝缘电阻参数及破损点位置。同时整个检测过程中，还能对管道的埋设深度、搭接情况及电导系数予以获取和记录。本项目中共设置8段电流衰减测试段，测试点有196个之多，保证了最终检测结果的准确性。
3.3阴极保护检测
阴极保护检测中最常使用方法以常规参比电极法、CIPS法和DCVG法这三种为主。常规参比电极法属于传统测试方法，是通过测试桩、暴露观点、开挖点对管地电位实行检测的一种方法，目的是判断管道保护电位是否达到标准要求[1];CIPS法是利用近间距电位测量方式，在每隔1-2米距离内设置测量点，对管地电位加以测量，判断阴极保护情况;DCVG及直流电压梯度法，利用的是电流通过外防腐层钢管位置产生的电压梯度变化参数，确定存在的干扰点及问题。在使用传统方法开展检测工作时，管地电位测量点设置在测试桩位置上，共设置9个，测得管地电位参数在-0.65--0.777之间，9个测试点的管地電位均未达到阴极保护要求。
使用CIPS和DCVG检测法过程中，要确保两种方法的同时作业，将管道分为三部分开展测试工作，即井站A至井站B、井站B至阀室C和井站D至阀室C。测试得出结果发现，每段的阴极保护电位均在-850MV以下，未达到标准要求。由此可知，测试区域管道存在阴极保护不合理的现象，如果不能加以处理，在后续使用中会存在析氢、阴极剥离等危害管线的问题[2]。相应建议为，利用恒电位保护仪开展调整工作：输出电流30A;输出电压54V;最大输出功率30kW;最高保护电位-1.25V;最低保护电位-0.85V;安装地点：各站场;数量：2个。
3.4导波检测
导波检测是为确定探伤点所在位置，分析故障问题。通常情况下，探伤点所在位置集中在：制造安装中，出现返修情况的焊接接头及固定焊口位置;存在严重咬边或错边的焊接接头;闸室的第一道焊接接头;跨越部位的焊接接头。在探伤过程中，需要对这些部位加以检查，判断是否存在明显的应力集中问题。导波检测得出结果为，在跨越区域内存在明显的信号异常情况，说明该区域管道存在腐蚀问题，接口位置不严。使用长距离超声导波再次进行检验，结果与上述完全吻合。 4风险评价
4.1因素风险评估值
本项目输气管道规格为Φ273.1×6.4，管道压力控制在4兆帕左右，管线总长度约11千米，采用的阴极保护以强制电流保护为主。从上了解到，管道产生问题的原因有第三方破坏、腐蚀破坏和失误这三方面。结合这三方面因素开展风险评估并给出最终评分。即测得数据，开展风险评估，管道裸露程度评分为20分，保护措施评分为30分，内压波动评分为24分，疲劳破坏因素74分，悬空因素20分，洪水抵抗能力45分，失稳、强度破坏因素79分。
4.2相对风险评估值
该评估值是从分析指数和管理相对风险指数两方面实现的。从指数评分值可以看出，管道影响因素中腐蚀破坏评分最低，为54分，分值越低越说明管道存在的腐蚀现象越严重。故而有必要加强该段管道检测，确定腐蚀位置及严重程度，给出合理解决方案。从管理相对风险指数来看，指标数相对正常，但这恰恰说明管道已经进入到危险阶段，需要加大检测力度，并且需要结合管道施工基础数据资料，确定管道具体情况，给出专业的解决方案。
最终综合评价指数得出，输气管道存在较低、较高和高风险问题，其中较低风险段的管道长度在9.75%左右，高峰险段6.92%。
5结论
经过3个月时间开展的检测和计算工作，最终得出检测区域内管线存在破损位置34个左右，平均每千米有三个破损点，防腐层等级在93.57%，其中等级较差的防腐层在1.76%左右。深坑内管道检测并未发现明显缺陷。但由于管道阴极保护为零，增加了管道的危险性，所以重点对阴极保护实行调整，维护管道安全性[3]。在实际作业中，一是对阴极保护率较低的原因展开分析和探讨，给出专业评价报告，根据报告内容，制定针对性的整改措施;
二是因阴极保护实效，所以在管道作业中需做好破损点实时检测，不断尝试方案调整和优化;
三是埋深较浅的管道，要么增加回填层厚度，要么设置加固标志，避免第三方破坏;
四是及时清理构筑物，减少占压面积，改进管道质量。注重管道埋设区域土壤结构检测，对软性土壤实施技术处理，避免沉降、塌陷问题;
五是根据管道特征实施相应的防腐处理，科学控制混凝土材料的含水率，为管道埋设提供良好环境;
六是对已经发现的破损点重新实施防腐和保温处理，对存在严重缺陷、材质硬化问题的区域予以补强。
6结语
上文对输气管道腐蚀检测及其方法展开分析和探讨，并结合工程的实际情况，总结管道腐蚀问题产生原因及集中区域，之后利用所得数据开展风险评价，给出专业评价报告，帮助施工人員了解管道问题所在，从而制定针对性的改善方案，对现存问题加以处理，以维护输气管道运行的安全性，降低危险系数。
参考文献：
[1]李红霞，郭小飞.基于多源信息融合的天然气管网风险评价[J].消防科学与技术，2019，038（010）：1470-1472.
[2]马玉宝，金勇国，杨航，等.中缅天然气管道典型管段风险评估[J].化工机械，2019，046（003）：259-263.
[3]颜东洲，卜夕军，蔡洪，等.内腐蚀风险分析在输气管道安全分析中的应用[J].全面腐蚀控制，2019，33（02）：79-82.