输油管道防腐层DCVG和CIPS检测与评价

索 苏

（东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318）

输油管道防腐层DCVG和CIPS检测与评价

索 苏

（东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318）

管道运输具有效率高、成本低和可靠性等优点，在油气输送方面发挥着越来越重要的作用。但是，由于运行年限增长、环境变化和腐蚀等原因，管道易发生防腐层破损，油气泄露等现象，造成巨大的经济损失，并给人民生命财产和生存环境带来了巨大的潜在威胁。因此，为了保证管道的安全运行，必须定期对管道的防腐层和阴极保护效果进行检测，判断外防腐层的保护状态。以大庆油田输油管道为例，通过现场DVCG和CIPS检测和测试数据处理分析，对输油管道防腐层和阴极保护效果进行评价研究，为管道管理者提供科学的、准确地防腐系统数据，也为管道防腐层的修复提供科学的依据。

输油管道；防腐层；DCVG检测；CIPS检测

腐蚀是影响管道系统可靠性和使用寿命的关键因素。我国输油管道在投产1～2 a后，管线腐蚀穿孔已屡见不鲜，不仅会造成油、气和水的泄漏，污染环境，还会引起由于维修带来的材料和人力上的浪费，停工停产造成的经济损失，甚至可能因腐蚀引起火灾，威胁人身安全，后果极其严重［1］。

由于输油管道一般为埋地敷设，一旦投产运行，很难停产检验。因此，防腐层的检测是建立在管线不开挖前提下，利用设备非接触性的对防腐层进行综合性能检测，准确和经济的对防腐层的破损缺陷进行定位，并分类统计缺陷的大小，对缺陷的大小和数量进行评价，用于指导管道经营者掌握输油管道的防腐层状况，及时维护，保证防腐层的完好性［2］。目前，输油管道防腐层的检测技术有标准管/地电位法（P/S）、直流电压梯度法（DCVG）、密间隔电位测量法（CIPS）、多频管中电流法（PCM）、皮尔逊Pearson检测法（PS）、C-Scan法、变濒-选频法和杂散电流测绘仪法等。其中，DCVG和CIPS检测技术是国内外公认的比较先进的针对埋地管道（尤其是有阴极保护系统的管道）防腐层破损及阴极保护检测技术，已获得广泛应用［3-5］。

1 DCVG和CIPS技术检测原理

1.1 DCVG技术检测原理和评价标准

埋地管道防腐层缺陷直流电压梯度测试技术（Direct Current Voltage Gradient）是采用直流脉冲技术与阴极保护技术相结合，对输油管道防腐层进行缺陷检测的技术。DCVG技术可以检测到较小的防腐层破损点，并精确地定位破损点的位置，误差为±15 cm；与此同时，DCVG技术还可以对防腐层的缺陷大小和破损点管线的腐蚀情况进行判断。

在有阴极保护措施的输油管道上，防腐层发生破损时，电流经土壤流入管线防腐层的破损处，将会在管线防腐层的破损位置处地面上产生电压梯度。由于土壤电阻率存在差异，电压梯度在十几米至几十米区间变化。如果防腐层的缺陷较大，电流的流动会形成200～500 mV电压梯度，如果防腐层的缺陷较小，也会形成50～200 mV电压梯度。考虑到实测输油管道的距离较长，DCVG测试数据很多，利用实测数据和标准电压梯度的对比结果对防腐层缺陷进行判断的工作量非常大。而且，在实际检测中，由于检测位置的变化，检测的电压梯度变化也较大。因此，为了方便判断，可对DCVG测试数据进行转换，引入一个标准电压V标准（mV），定义为：

当0V标准≥ 时，防腐层基本无缺陷；

当0V标准＜ 时，防腐层很可能存在缺陷。

通常，输油管道防腐层的缺陷面积越大、与破损点距离越近，电压梯度越大且集中。为了不受其它电源干扰，DCVG检测技术利用不对称直流间断电压信号施加在输油管道上，间断周期为1 s，其中“断”阴极保护的时间为2/3 s，“通”阴极保护的时间为1/3 s［6，7］。

目前，先进的DCVG检测仪器都有显示屏直接显示电位梯度值，检测人员根据电压梯度判断防腐层是否破损以及破损程度都根据实践经验来判断，以破损点周围直流电位梯度值判断防腐层破损程度，并进行分级的准则，如表1所示。

表1 根据电位梯度判断防腐层破损程度准则Table 1 The standard of the damaged degree of anticorrosive coating of based on voltage gradient

1.2 CIPS技术检测原理和IR降评价

密间隔电位测量（Close Interval Potential Survey）是在通过对具有阴极保护的管线的沿管线变化管地电位进行测量（一般是每隔1～5 m测量一个点），从而对防腐层状况与阴极保护效果进行判断的技术。测量结果包括两类管地电位，一类为阴极保护电源开启时管地电位（onV状态电位）；第二类为阴极保护电流关闭瞬间时管地电位（offV状态电位）。通过分析onV状态电位沿管线变化的趋势，可以知道埋地管线防腐层的平均质量的优劣状况。

防腐层的质量和阴极保护电位间关系为：

式中：L— 管线长度；

α— 保护系数；

Emax、Emin为管线两端阴极保护的电位值（ Von）。

管道的外防腐层的质量合格时，单位距离下的Von值衰减较小；质量不合格时， Von值衰减较大。

Voff状态电位指阴极保护的电流对管线的“极化电位”，因为阴极保护关闭时，土壤内电流不流动，Voff电位中没有土壤IR的电压降。因此，Voff电位是实际有效的保护电位。

国外评价阴极保护效果优劣的方法主要用 Voff值来判断（即≤850 mV有效，≤1 250 mV过保护）。目前，在国内由于测量技术限制，仍主要沿用 Von电位对保护效果进行评价，此技术测量结果不够精确，往往在防腐层的破损判断上出现误判。

另外，可以通过计算输油管道防腐层破损处IR降的百分比，评价防腐层的缺陷程度，并确定缺陷的修复优先级和修复年限，具体计算公式为：

式中： Von— 破损处的开电位，mV；

Voff— 破损处的关电位，mV。

表2 根据IR%评价防腐层的破损程度准则Table 2 The standard of the damaged degree of anticorrosive coating of pipeline based on IR%

大量的现场实验和理论研究证明，IR%越大，阴极保护程度越低。在实际的工程应用中，考虑到IR%值与破损处深度和土壤电阻率等有关，只能近似估算防腐层破损面积大小。表 2是 NACE Standard RP 0502-2002 给出的根据 IR%评价防腐层破损程度的评价准则［8］。

2 检测结果及分析

以大庆油田某输油管道为例，通过现场DCVG和CIPS检测及测试数据处理分析，对输油管道防腐层的保护状态进行判断。

2.1 DCVG检测结果分析

利用 DCVG检测仪器对输油管道进行现场测试，如图1和图2所示。对DCVG测试数据进行处理分析，判断防腐层的破损程度，具体如表3所示。

图1 第一段管线DCVG检测图Fig.1 The DCVG detection figure of the first section of thepipeline

图2 第二段管线DCVG检测图Fig.2 The DCVG detection figure of the second section of the pipeline

表3 DCVG测试数据分析结果Table 3 The analysis results of DCVG test data

根据表3中输油管道DCVG测试结果可知：输油管道的腐蚀较为严重，且第一段管线腐蚀情况较第二段管线更为严重。在第一段管线中，防腐层良好，无缺陷段管长占总管长32.46%，有较小破损，短期内可以不开挖修复段管长占总管长29.67%，防腐层有较大缺陷，可考虑开挖修复段管长占总管长30.54%，防腐层缺陷很大，应立即开挖修复段管长占总管长7.33%；在第二段管线中，防腐层良好，无缺陷段管长占总管长30.63%，有较小破损，短期内可以不开挖修复段管长占总管长47.59%，防腐层有较大缺陷，可考虑开挖修复段管长占总管长21.77%，防腐层缺陷很大，应立即开挖修复段不存在。

2.2 CIPS检测结果分析

利用CIPS检测仪器对输油管道进行现场测试，如图3和图4所示。对CIPS测试数据进行处理分析，判断阴极保护和防腐层的保护状态，具体如表4所示。利用式（2），计算防腐层缺陷处IR降百分比，评价防腐层缺陷破损大小，具体如表5所示。

图3 第一段管线CIPS检测图Fig.3 The CIPS detection figure of the first section of thepipeline

图4 第二段管线CIPS检测图Fig.4 The CIPS detection figure of the second section of the pipeline

根据表4和表5中输油管道CIPS测试结果可知：输油管道均处于未保护状态，腐蚀情况较为严重，且第一段管线腐蚀情况较第二段管线更为严重，这也与DCVG测试数据处理结果相符。

表4 CIPS测试数据分析结果Table 4 The analysis results of CIPS test data

表5 IR%评价防腐层破损程度的分析结果Table 5 The analysis results of the damaged degree of anticorrosive coating of pipeline based on IR%

在第一段管线中，基本完好段管长占总管长53.75%，应1～3年内修复段管长占总管长37.87%，应1年内修复段管长占总管长5.41%，应立即修复段管长占总管长 2.97%；在第二段管线中，基本完好段管长占总管长62.06%，应1～3年内修复段管长占总管长 37.72%，应 1年内修复段管长占总管长0.25%，应立即修复段不存在。

3 结 论

（1）通过对输油管道 DCVG检测数据进行分析，可知：在第一段管线中，防腐层良好，无缺陷段管长占总管长32.46%，有较小破损，短期内可以不开挖修复段管长占总管长29.67%，防腐层有较大缺陷，可考虑开挖修复段管长占总管长30.54%，防腐层缺陷很大，应立即开挖修复段管长占总管长7.33%；在第二段管线中，防腐层良好，无缺陷段管长占总管长30.63%，有较小破损，短期内可以不开挖修复段管长占总管长47.59%，防腐层有较大缺陷，可考虑开挖修复段管长占总管长21.77%，防腐层缺陷很大，应立即开挖修复段不存在；

（2）通过对输油管道CIPS检测数据进行分析，可知：在第一段管线中，基本完好段管长占总管长53.75%，应1～3年内修复段管长占总管长37.87%，应1 a内修复段管长占总管长5.41%，应立即修复段管长占总管长2.97%；在第二段管线中，基本完好段管长占总管长62.06%，应1～3 a内修复段管长占总管长 37.72%，应 1年内修复段管长占总管长0.25%，应立即修复段不存在；

（3）综合DCVG和CIPS检测数据分析，可知：输油管道均处于未保护状态，腐蚀情况较为严重，且第一段管线腐蚀情况较第二段管线更为严重。

［1］李健.埋地管道防腐层缺陷检测技术的研究［D］.天津大学，2000.

［2］孙敬清.城市埋地燃气钢质管道外防腐层检测评价技术研究及检验软件开发［D］.北京化工大学，2004.

［3］李自力，尚兴彬，赵仲慧，等.埋地管道防腐蚀层评价方法［J］.腐蚀与防护，2012，33（12）：1104-1107.

［4］朱佳林，侯元春，薛华鑫，等.埋地管道外防腐层检测技术综述［J］.全面腐蚀控制，2013，27（12）：33-36.

［5］左延田，沈功田，曾鸣.在用埋地管道不开挖检测技术［J］.无损检测，2006，28（4）：203-208.

［6］周琰.埋地管道DCVG测试技术应用及改进［D］.天津大学硕士论文，2001.

［7］李健，陈世利，靳世久.埋地管道防腐层的DCVG与CIPS技术组合检测［J］.管道技术与设备，2003，1：38-39.

［8］王春起.密间隔电位测量技术CIPS在埋地钢质管道阴极保护系统检测与评价方面的应用［J］.岩石工程界，2000，3（9）：47-48.

DCVG and CIPS Detection and Evaluation on Anticorrosive Coating of Oil Pipeline

SUO Su
（College of Earth Sciences ， Northeast Petroleum University， Heilongjiang Daqing 163318， China）

Pipe transportation has the advantages of high efficiency， low cost and high reliability， so it is playing an increasingly important role in oil and gas transportation. However， due to operating years growth， environmental change and corrosion reasons， some phenomenon such as pipeline anticorrosive coating damage， oil and gas leak， etc. often occurred. This caused huge economic loss， and brought great potential threats to the people's life and property and the environment. Therefore， in order to ensure the safety of the pipeline operation， regular inspection of pipeline external coating and cathodic protection effect， judging the state of anticorrosive layer outside protection is necessary. As an example， through DVCG and CIPS detection and the analysis of test data of the oil pipeline in Daqing oilfield，the anticorrosion coating and cathodic protection effect evaluation were researched. The results can provide scientific and accurate pipeline corrosion protection system data to managers， and provide scientific basis for the repair of the external anticorrosive coating.

Oil pipeline； Anticorrosion coating； DCVG detection； CIPS detection

TE 988.2

A

1671-0460（2015）12-2847-04

2015-05-14

索苏（1987-），女，黑龙江讷河人，在读硕士研究生，2012年毕业于河北联合大学石油工程专业，研究方向：矿物学、岩石学、矿床学。E-mail：gl104313@163.com。