成品油管道检测数据分析及维护优化管理

摘要：为了保证长输管道的长治久安，根据法律法规要对长输管道对的安全进行要求评价。内检测是一种可以在正常输送介质的工况下就进行检测的技术，分为测径检测、超声检测等等，其中最重要的一个就是漏磁检测。漏磁检测是一种可以实现对管道全方位体检的检测技术，能够直接反映管道的腐蚀情况，通过数据的分析可以对管道做出全面的完整性评价。

关键词：长输管道、内检测、漏磁检测、阴极保护、完整性管理.

一、长输管道检测

1.长输管道内检测

管道调查主要是要了解包括收发球筒尺寸，管道介质，运行压力、温度等基本参数，工艺阀门，线路弯头、弯管信息，线路三通，穿跨越等管道基础信息，以及管道沿线地形地貌等。改造是需要通过管道调查，对影响检测器通过的管道附件进行改造或更换，使管道具备内检测条件。设备选择会根据管道调查及业主需求来进行设备选择，通过分析管道运行条件，判断管道面临的主要威胁，选择针对性的检测设备，可达到最优效果。线路踏勘对管道沿线进行现场勘察，了解管道走向及路况，并选择设标点位置。

2.漏磁检测

漏磁检测技术原理建立在铁磁性材料的高磁导率特性基础上，利用永磁体通过钢刷对管壁进行充分磁化，使其达到饱和或者近饱和状态，当管道中不存在缺陷时，磁力线平行于管道内部；当管道存在缺陷时，磁力线被其表面或者近表面的缺陷阻隔，使其部分磁力线漏出管道表面，产生漏磁通。利用磁敏元件检测该漏磁信号，从而判断缺陷的存在和特征。在实际应用中，漏磁信号受许多因素影响，如缺陷的外形参数尺寸、探头的提离值、缺陷的延伸方向，管道特殊部件产生的漏磁场、管道磁化强度和材料的应力变化以及检测装置的移动速度等。其中对漏磁场影响最大的是缺陷的外形尺寸及缺陷的延伸方向。

二、成品管道油漏磁检测信号分析

1.成品管道数据分析

（1）第一次内检测成品管道缺陷变化。第一次漏磁检测的检测时间为2009年6月，第一次检测收集了大于等于10%以上的缺陷数量，通过对成品油管线管道腐蚀检测数据的分析处理，共发现金属损失318处，数量统计可以得出在整个里程中缺陷比较集中的位置是在前10公里，对第一次检测的深度进行可视化处理。缺陷最大的位置可以达到35%，所以内检测的重点应该放在出口部分，缺陷出现较多且较深的位置集中在前1公里。

（2）第二次内检测成品管道缺陷变化。第二次内检测时间为2017年11月，经过近8年的使用，缺陷数量增长了很多，尤其检测里程50000到60000的位置，可以看到拟合缺陷数量的正态分布曲线，中心位置就在55000的位置说明此处缺陷相较于其他位置要更集中。比起第一次检测的时候，数量最多增加了5000多处金属腐蚀。虽然在50000至70000里程位置缺陷数量增长比较快，但是腐蚀程度并不严重，缺陷没有特别的需要修补的位置，但是在成品油出口位置的缺陷出现明显的异常，腐蚀最严重的位置深度已经达到59%，说明此处的管道防腐措施有明显的问题，应进行分析整改并同时开挖修理。

（3）第三次内检测成品管道缺陷变化。第三次内检测时间为2021年12月，第三次漏磁检测与第二次漏磁检测的缺陷数量对比，在60000到80000的位置缺陷增长了比较多，其他位置都是只有略微幅度的增长，但是缺陷的深度并不严重；在站场经历过阴保改造之后，过深的缺陷也被复合材料补强维修过，所以通过统计和拟合，缺陷深度主要集中在7%左右的位置，且缺陷的深度受里程的影响非常小。第三次漏磁检测重最深的缺陷是46%，没有发现缺陷深度异常的部位。

2.第二次漏磁检测缺陷信号分析

内检测里程在整个检测过程中是有很大误差的，只能作为一个参考值，所以为了更清楚确定缺陷的具体位置需要有明确里程信息的参考点，这些参考点可以是环焊缝和阀门等等。这次缺陷的位置就在出口位置，所以可以通过各个参考点来确定这些严重腐蚀的位置。最明确的是发球筒阀门，在发球筒12点位置存在一个小开孔，可以推测出为压力变送器，第二个小开孔在7点钟位置，并且在阀门同样始时钟点位有小开孔，应该为充压管线。发球筒阀门外三通部分，小开孔是变送器，后管道开始进入地下，所以开始有弯头出现弯头开始。在前一段弯头让管道向地下延伸，等埋地距离足够之后通过另一个弯头改变延伸方向，弯头结束为弯头与管道的环焊缝位置，阀门为成品油的出站阀门，在阀门旁管道已经出现很多金属损失点。阀门外侧金属损失越来越多，到绝缘法兰位置出现很深的腐蚀点，最重要的是在绝缘接头外侧管道上情况完全不同，法兰内侧35m内检测里程位置，腐蚀有75处，在法兰外侧35~120m出没有一处金属腐蚀，说明两侧金属的阴极保护有很大的差异导致内侧牺牲。分析内部腐蚀的特征，在内检测里程为30m的位置左右时钟位置为2：00左右有明显的缺陷聚集且有一处59%深度腐蚀，腐蚀深度与里程和管道时钟位置没有强关联。

三、输油站阴极保护对腐蚀缺陷影响分析

1.成品油出口段管道

（1）本段管道简介及阴极保护方式。输油站场内埋地管道在密闭区域内敷设、管线密集布置、管线口径规格多以及和接地网并行交叉敷设等诸多影响因素，因此油气站场埋地管道阴极保护存在设计死角、相互屏蔽等问题，导致油气站场局部区域埋地管道阴保电位存在分布不均衡或欠保护，站内埋地管道不能完全得到保护。以绝缘接头为分界，输油站采用强制电流区域阴极保护对绝缘接头内侧成品油出口端管道进行保护，绝缘接头外侧为线路阴极保护。

（2）历年区域阴保改造及阴保有效性分析。输油站于2006年8月建成投产，建设期未设计区域阴保系统，管道处于自然腐蚀状态，管道运行期间双兰线其他站场埋地管线出现了腐蚀穿孔；为减缓站内管线腐蚀速率，2013年4月输油站区域阴极保护系统建设完成投运，输油站共设置3回路阴保系统对站内埋地管网实施阴极保护。进出站区、越站区设置1路阴极保护系统，采用MMO柔性阳极作为深井阳极地床材料；阀组区至泵棚区埋地工艺管线设置1路阴极保护系统，采用柔性阳极作为深井阳极地床材料；原油、成品油泵棚区、罐区、换热器区以及阀组区南侧设置1路阴极保护系统，采用硅铁阳极作为阳极地床。

由于输油站2014年成品油密度计撬进油管管线发生腐蚀泄露情况。为保证区域阴极保护有效性，2014年实施区域阴保改造，泵棚区、加热炉区增加高硅铸铁浅埋阳极，对以上三个回路分别增加一组浅埋高硅铸铁阳极，提升区域阴极保护有效性；经过8年时间运行，原深井阳极电阻升高，站场多个区域欠保护，2022年实施区域阴保改造，放弃原深井阳极，埋设高硅铸铁阳极86支，分三个回路对站场实施区域阴极保护。

2.区域阴保投用情况对历次检测缺陷变化情况影响分析

（1）缺陷变化与阴保投用。为了更好体现阴极保护投用情况对于缺陷腐蚀的影响，选择5组数据比较2009年第一次漏磁检测到2017第二次再到2021年第三次检测缺陷的数据变化。站内的阴极保护的投用时间为2013年4月，那么第一次漏磁检测时站内没有投用阴极保护，第二检测时站内有4年时间没有投用阴极保护有4年投用了，第三次检测站内都是投用了阴保的。比较三次内检测的数据发现2009年到2017年期间的缺陷增长是最多的，2017年到2021年缺陷几乎没有再增长了。

（2）腐蚀产生的原因分析与结论。针对三次内检测的时间与阴保投用及改造时间线分析，管道2006年8月投产至2009年第一次检测该段管道未投用阴保，管道处于自然腐蚀状态，最大腐蚀速率达到1.02mm/a，预计管道在没有阴保的情况下10年将发生腐蚀穿孔。从第一次检测2009年至2017年第二检测，缺陷有所发展，2009至2013年阴保未投用，2013年至2017年阴保投用后腐蚀速率明显降低，8年平均最大腐蚀降低至0.44mm/a。从2017第二次检测至2021年三次检测数据可以看出，缺陷几乎没有发展，因此，阴保投用并达标后可使管道腐蚀速率降低至0.01mm/a，甚至不发生腐蚀。

四、总结及管控建议

（1）输油站进出站管道是我们腐蚀防护关注的重点，应该建立完善的基础资料，包括历次的检验检测数据分析资料、历年区域阴保改造的资料、绝缘接头内外侧干扰测试的资料；

（2）梳理最近一次检测数据，对照历史修复记录，确保缺陷应修尽修，没有遗漏；

（3）针对前期最大缺陷处可增加壁厚监测，电位智能采集等技术手段，实时掌握壁厚变化和阴保情况；

（4）针对输油站区域阴极保护，应每月测试断电电位，发现有阴保不达标的情况应立即整改，保证阴极保护有效率达到100%；

（5）应结合站内全面检验对历史缺陷严重点的修复情况进行开挖检查，重新开展适用性评价并进行修复。