摘要：管道外腐蚀直接评价(ECDA)是进行城市燃气管道完整性管理的重要手段。论述了ECDA的4个基本步骤——预评价、间接检测、直接检测、后评价。结合华南某市中压燃气管网的实际情况，将ECDA应用于城市燃气管道实际工程中，取得了良好的效果并为管道的完整性管理提供可靠依据。
关键词：城市燃气管道；外腐蚀直接评价；完整性管理；检测；外防腐层；阴极保护
Application of External Corrosion Direct Assessment to City Gas Pipeline
ZHOU Ting-he，PENG Shi-ni，LI Fan
Abstract：The external corrosion direct assessment(ECDA)is an important method for city gas pipeline integrity management(PIM).The four basic process steps of ECDA including pre-assessment，indirect inspection，direct inspection and post-assessment are discussed. Combined with the actual situation of medium pressure gas network in a city of South China，the ECDA is applied to the actual project of city gas pipeline，and good results are achieved，which provides a reliable basis for PIM.
Key words：city gas pipeline；external corrosion direct assessment；integrity management；inspection；external anticorrosive coating；cathodic protection
1 概述
在实施城市燃气管道完整性管理的过程中，管道检测是其中的重要环节，检测技术的水平如何直接决定着完整性评价的准确度。美国管道安全局提供了4种可供选择的检测技术[1、2]：内检测、压力试验、直接评价(包括外腐蚀直接评价和内腐蚀直接评价)和其他能够评价管道现状的技术，其中外腐蚀直接评价方法作为一套科学而规范的外腐蚀及防护检测评价手段得到了广泛的应用[3]。
管道外腐蚀直接评价(External Corrosion Direct Assessment，ECDA)是结合当前各种埋地管道检测工具，基于检测结果准确地定位外腐蚀、评价并降低外腐蚀对管道完整性的影响，从而提高管道安全状况的方法。ECDA包括预评价、间接检测、直接检测和后评价4个基本步骤。本文依据美国腐蚀协会(NACE)的推荐标准《管道外腐蚀直接评价方法》[4]，通过在华南某市中压燃气管道的实际应用，探讨ECDA在国内燃气管道外腐蚀直接评价中的适用性。
2 预评价
在预评价阶段，评价人员收集、整合并分析大量的相关数据，确定ECDA对所要评价的管道是否可行，选择间接检测工具，划分ECDA区。
① 数据收集
充足的数据资料是进行ECDA的前提。在该阶段，需要收集被评价管段的历史数据、当前数据、管道基本物性参数，其中包括：管体相关数据、管道施工相关数据、管道沿线的土壤及环境数据、管道腐蚀控制相关数据、管道历史运行数据等。数据收集的完整程度和准确性将直接影响到间接检测工具的选取和ECDA区的划分，从而进一步影响到数据分析及评价结果的准确性。收集的数据要满足开展ECDA所必须的最少数据需求并确定其中的关键数据。
该市中压管道的相关数据参照文献[4]中介绍的形式进行收集，数据来源主要有：a.通过该市港华燃气有限公司收集管道的设计、施工、运行及维护等基础数据；b.向公司工作人员咨询获取相关数据；c.沿管道收集管道及周围环境的数据。为了保证管道数据的完整性，便于燃气管道的完整性管理，应及时更新、整合以上收集的数据，保存为电子版本并及时录入到完整性管理数据库或GIS系统数据库中。
② 间接检测方法的选择
外腐蚀直接评价方法的实施需要间接检测方法作为技术支持。间接检测方法的选择原则是能沿管道方向可靠地检测到防腐层缺陷和可能发生腐蚀的部位。常用的检测方法有[5～7]：密间隔电位法(CIPS)、直流电压梯度法(DCVG)、管中交变电流衰减法(PCM)，皮尔逊法(Pearson)。间接检测方法的适用能力见表1。表1中，代码1表示可检出小的防腐层破损点(孤立的，面积一般小于600mm2)，它们一般不会引起管道阴极保护电位的波动；代码2表示可检出大的防腐层破损点(孤立或连续)，它们一般会引起管道阴极保护电位的波动；代码3表示不能应用此方法，或者说，在无附加考虑条件时不能应用此方法。
当管道沿线环境有较大变化时，为提高检测结果的可靠性，需在整个管段上使用两种或更多种功能互补的间接检测方法[8]。通过分析比较各检测方法及其组合方案的优缺点后，采用C-SCAN 2010型地下管道防腐层检测仪和SL-2088型地下管道防腐层探测检漏仪两种检测仪器对管道防腐层进行检测。
③ 划分ECDA区
ECDA区的划分是根据管道物理特征、腐蚀历史状态、土壤状况、阴极保护状况以及可以使用的间接检测方法等将管道划分成若干个相似的段区。该阶段划分的ECDA区是初步的，可以根据间接检测和直接检测的结果进行修改及细化调整。在该市中压燃气管道的外腐蚀直接评价过程中，根据管道沿线土壤环境特征、阴极保护系统绝缘装置的位置、河流穿越位置、套管及弯头位置等的不同情况将26.9km的中压管道划分为17个ECDA区。
表1 间接检测方法的适用能力
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环境
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密间隔电位法(CIPS)
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直流电压梯度法(DCVG)
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管中交变电流衰减法(PCM)
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皮尔逊法(Pearson)
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防腐层破损点
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2
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1，2
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1
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2
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裸管的阳极区
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2
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3
|
3
|
3
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靠近河流或水下穿越
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2
|
3
|
1，2
|
3
|
|
冻土地面下
|
3
|
3
|
1，2
|
3
|
|
杂散电流干扰
|
2
|
1，2
|
1，2
|
2
|
|
受屏蔽管道的腐蚀状况
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3
|
3
|
3
|
3
|
|
相邻处存在金属构筑物
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2
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1，2
|
1，2
|
3
|
|
附近存在平行管道
|
3
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1，2
|
1，2
|
3
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|
悬空的高压输电线下
|
2
|
1,2
|
3
|
2
|
|
短套管
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2
|
2
|
2
|
2
|
|
道路路面下
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3
|
3
|
1，2
|
3
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|
无套管穿越
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2
|
1，2
|
1，2
|
2
|
|
带套管管道
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3
|
3
|
3
|
3
|
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深埋区
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2
|
2
|
2
|
2
|
3 间接检测
间接检测是在不开挖、不影响管道正常运行的情况下对埋地管道进行检测，其目的是识别和确定防腐层缺陷和其他异常点的严重程度，确定管道上已经发生、正在发生或可能发生腐蚀的区域。通过间接检测可以达到以下目的：①全面检测外防腐层的现状(包括防腐层老化情况、破损位置及破损大小状况、破损处管体的腐蚀电流的流向等)，并评价其完整性状况；②全面掌握阴极保护系统的运行情况，对其保护水平(管道是否获得全面、合适的阴极保护，是否存在欠保护或过保护情况)给予评价。
3.1 外防腐层检测
防腐层绝缘电阻率是评价防腐层质量优劣的主要指标，绝缘电阻率越高，防腐层具有的屏蔽能力越好，其防护效果也越好。以C-SCAN 2010为主要检测仪，分段测量管道防腐层绝缘电阻率，定性地确定各管段防腐层总体质量状况；并结合SL-2088检测的结果，对管道防腐层缺陷进行综合评价、分类与定位。最后将两种仪器的检测结果进行比较，从而得到更准确的结果。
对17段ECDA区管段的检测结果进行统计分析得到：管道外防腐层绝缘电阻率为500～10000Ω·m2，平均值为5869.96Ω·m2，对ECDA区管段外防腐层缺陷程度的评价结果及处理措施列于表2。防腐层破损点共62个，其中防腐层严重破损、已基本失去防腐作用且需要立即进行修复的一类缺陷点有18个，防腐层质量很差、与管道之间已发生严重剥离但仍起到一定的防腐作用、需要在1～2年内进行修复的二类缺陷点有20个，防腐层老化、与管
道之间轻度剥离、防腐层变薄且绝缘电阻率偏小、可暂不修复的三类缺陷点有24个。
表2 管道防腐层评价结果及处理措施
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防腐层绝缘电阻率/(Ω·m2)
|
≥10000
|
10000～2000
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2000～500
|
≤500
|
|
评价等级
|
优
|
良
|
差
|
劣
|
|
管道长度/m
|
11730
|
8873
|
3193
|
3147
|
|
所占比例/%
|
43.54
|
32.93
|
11.85
|
11.68
|
|
老化程度及表现
|
基本无老化
|
老化轻微，无剥离和损坏，基本完整
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老化较严重，有剥离和较严重的透水现象
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老化、破损或剥离严重，轻剥即掉
|
|
应采取的措施
|
不需要维修、补漏
|
以2～3年为周期进行检漏开挖修补作业
|
重点监控，有计划地安排修复
|
结合破损点定位，近期开挖修复
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3.2 阴极保护系统检测
该市中压燃气管道于1997年建设并投入使用，管道采用3PE防腐层并安装了牺牲阳极阴极保护系统。GB/T 21448—2008《埋地钢质管道阴极保护技术规范》[9]规定，施加阴极保护后，管道阴极保护电位(相对于铜/饱和硫酸铜参比电极，CSE，以下同)应为-850～-1200mV。为详细地了解阴极保护系统运行10年后的情况，沿线选取了42个测试桩测量阴极保护系统的保护电位，结果见表3。其中有64.3%的管段得到有效的阴极保护；23.8%的管段没有得到有效的阴极保护；11.9%的管段处于过保护状态，可能因此而引起防腐层剥离甚至导致管道氢脆。
表3 阴极保护系统测试结果
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阴极保护电位/mV
|
＞-850
|
-850～-1200
|
＜-1200
|
|
测试点数量/个
|
10
|
27
|
5
|
|
所占比例/%
|
23.8
|
64.3
|
11.9
|
|
阴极保护状况
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欠保护
|
得到有效保护
|
过保护
|
4 直接检测
直接检测的目的是确定间接检测结果的严重程度并进一步收集数据来评价管体的腐蚀情况。该阶段要进行的主要工作有：地面检测结果异常点的处理优先级排序，开挖具有腐蚀活动的管段、采集数据并检测外防腐层破损点和管体腐蚀缺陷，剩余强度评价，腐蚀原因分析等。
4.1 优先级排序
对间接检测结果中的异常数据进行分析，确定其中的缺陷点及位置，并根据其当前的严重程度、发展趋势和历史资料来确定进行直接检测的优先顺序。对于正在发生的、随时可能对管道造成威胁的缺陷应列为立即维修等级；对于可能发生的、暂时不会对管道造成威胁的缺陷列为计划维修等级；对于发生可能性小、对管道造成威胁较小的缺陷列为监控等级。
4.2 开挖验证
开挖的目的是为了收集足够的数据来确定管道上可能存在的腐蚀缺陷特征，并验证间接检测的有效性。该环节是整个直接评价过程中最困难和昂贵的一环，良好的预评价和间接检测结果可使开挖数量最小化[7]。
依据间接检测结果和ECDA方法确定的开挖检验先后顺序，按照一定的比例在各类缺陷点中共选择了15个开挖点，其中一类缺陷点8个，二类缺陷点3个，三类缺陷点4个。在开挖前后、开挖过程中及剥除防腐层之前，按照ECDA要求进行下列工作：测量管地电位和土壤电阻率、拍摄照片、收集管道完整性评价所需的其他数据、检查外防腐层破损状况、确定外防腐层缺陷类型、测量外防腐层厚度、评价外防护层粘结性能、确定腐蚀缺陷尺寸等。
对开挖处的防腐层缺陷点进行相关检测及分析表明：开挖处防腐层缺陷点的间接检测准确率为100%。管体质量总体上较好，个别管段有管体腐蚀现象。使用超声波测厚仪对管道剩余壁厚进行测量，但未见管段壁厚明显减薄迹象。
4.3 剩余强度评价
ECDA要求对腐蚀缺陷发生处进行缺陷的剩余强度评价，以确定管道的最大允许工作压力和当前工作压力下的临界缺陷尺寸。计算剩余强度的常用方法有：美国机械工程师协会的推荐标准ASME B31G《腐蚀管道剩余强度评估手册》及其修订版RSTRENG和挪威船级社标准DNV RP-F101《腐蚀管道评估的推荐做法》等。
通过检测发现，管道的外防腐层整体状况较好，加上牺牲阳极阴极保护系统的保护，管道腐蚀缺陷较小，管壁腐蚀深度与管道原始壁厚之比小于10%。按照ASME B31G的规定，无须对被检测管道进行剩余强度评价。
4.4 腐蚀原因分析
管道沿线土壤电阻率为30.8～234.0Ω·m，平均值为79.7Ω·m，腐蚀性属“弱-中腐蚀”级别，大部分环境土壤细菌腐蚀倾向为“较弱”级别，且土壤pH值处于偏酸性范围，土壤存在的腐蚀伤害较小。相对应的埋地钢质管道平均腐蚀速率为0.05～0.10mm/a，局部(管道表面涂层破损点处)腐蚀速率则大于0.20mm/a。另外，局部腐蚀速率还受其他因素如杂散电流的影响，杂散电流的存在会加剧腐蚀。部分管段阴极保护电位不足，管道得不到有效的保护，也是造成管道腐蚀的重要原因之一。
5 后评价
后评价是对上述3个步骤作出的总结。通过对间接检测中发现的防腐层破损点进行开挖维修并验证间接检测的准确性；测量开挖点处燃气管道腐蚀缺陷尺寸，确定管道缺陷的严重程度，对管道剩余强度进行评价，预测管道剩余寿命；确定再检测的时间间隔，根据间接检测结果制定维修方案。后评价是对整个ECDA过程进行有效性验证，为燃气管道完整性管理进行性能测试。
在该市中压管道直接检测过程中，开挖验证没有发现腐蚀缺陷并对防腐层缺陷点进行了修复，因此，剩余寿命按照管道设计寿命计算。对于阴极保护电位未达标的管段，须加强保护措施且应定期检测管道阴极保护状况，检测周期不超过0.5年，以监控管道受保护效果；定期调查管道沿线土壤的腐蚀性，调查周期为1年，以监控管道腐蚀状态；定期进行腐蚀检测，该中压燃气管道已运行逾10年，根据CJJ 95—2003《城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程》[10]的有关规定，建议下一次防腐层定期检测周期为3年。
6 结语
管道外腐蚀直接评价是一种综合的完整性评价方法，可以根据管道实际情况选择合适的间接检测方法，灵活地使用该方法使其在实际应用中不断发展和完善。它比内检测、压力试验和内腐蚀直接评价方法更适用于城市燃气管道，但前提是收集大量的真实数据、合理地选择间接检测方法。管道外腐蚀直接评价结果可作为城市燃气管道完整性管理的可靠依据，据此制定管道的维修方案和预防措施。
参考文献：
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[4] NACE RP 0502-2002，Pipeline external corrosion assessment methodology[S].
[5] 车立新，孙立国.埋地钢管外防腐层直接检测技术与方法[J].煤气与热力，2007，27(1)：1-4.
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[8] ASME B3 1.8S-2001，Managing system integrity of gas pipelines(Supplement to ASME B31.4)[S].
[9] GB/T 21448—2008，埋地钢质管道阴极保护技术规范[S].
[10] CJJ 95—2003，城镇燃气埋地钢质管道腐蚀控制技术规程[S].
(本文作者：周廷鹤1 彭世尼2 李帆1 1.港华投资有限公司 广东深圳 518026；2.重庆大学 城市建设与环境工程学院 重庆 400045)
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