输气站站内埋地管道防腐层PCM检测

任虹宇 杨 洋 张 旭

1.西南石油大学，四川 成都 610500 2.冀东油田勘察设计研究院，河北 唐山 063000

0 前言

输气站站内埋地管道防腐层完整性是风险评价的重要支撑内容。开挖检测不仅工程量大，而且影响生产，考虑采用外防腐层非开挖检测技术PCM检测。PCM检测在国内外长输埋地输气管道外防腐层缺陷检测中已较成熟，但输气站站内管道的外防腐层检测却因现场操作难度大而较少应用。

PCM检测是以管中电流梯度测试法为基础的改进型防腐层检测方法，该方法可评价防腐层绝缘电阻并对防腐层的破损点准确定位［1］。 基本原理是［2］：使用信号发射机向管道施加某一频率或多个频率的电流信号，在地面上沿路由检测管道电流产生的交变电磁场的强度及变化规律，利用载流导线磁场原理换算出等效电流，当管道防腐层破损或老化时，防腐层破损点和老化段就有电流漏失，由于电流漏失使管中电流减小，管道周围产生的磁场强度减弱，接收机测出的等效电流强度数值出现相应的异常减弱。根据等效电流梯度大小可定性评价防腐层绝缘性能、确定防腐层破损点的位置。

1 站内PCM检测的特点

输气站站内PCM检测与站外PCM检测有诸多不同。若操作方法不当，检测结果准确度很低。通过现场检测发现以下几个主要问题。

1.1 站内管道密集

输气站内不仅有进出气管道、分离过滤区管道、自用气管道、排污管道、放空管道，还有众多用户气管道，较大的站场可能有15路以上的用户输气管道。而中国石油天然气集团公司现役的输气站中不乏有建于20世纪80、90年代的老站场，经过数次工艺改造，站内埋地管道布局错综复杂，极不规范。管道过密造成发射机的检测信号相互干扰，衰减过快。

1.2 线缆、接地线众多

输气站工艺区内分布了不少用于站控室远程控制的信号线缆及探照灯、报警器等站内用电设备的电源线。线缆虽然使用绝缘套包裹，但其中通过的电流信号，也会干扰接收机对磁场信号的检测［3］。

站内避雷针和大型设备的接地线埋地部分是在地下串接的铁片，与设备相连，而设备与发射机信号接入点相连，也会干扰检测［4］。

1.3 绝缘接头影响进站管道检测

某些老输气站进站管道没有绝缘接头［5］，可将信号接入点置于站外最后一个阴极保护桩的电流测试夹上，检测进站埋地管道。但大部分输气站进站管道前设置有绝缘接头。检测进站管道时，如果将信号接入点置于进站截断阀前，根据进站截断阀后设备的接地电阻影响，信号可能无法向站外传播，无法检测进站管道。

1.4 接地点电阻过大

在部分管道检测过程中，可能出现检测线路接好后，发射机的实际电流无法达到检测所需最小电流，发射机出现电压超限警告。排除接线错误后，需考虑更换发射机接地点，接地点不合适可能导致检测发射机接地点和管道接地点之间电阻过大，让回路无法达到需求的电流值。

1.5 路面导电性较差

输气站外的管道环境多为土地，而站内几乎没有直接裸露的土地。碎石铺设的工艺区和泥土覆盖的绿化区，可直接用A字架接收机插入地表检测。站内部分管道位于水泥硬化的路面下，水泥的导电性较差，A字架的检测受到影响。

1.6 放空管道相互连接

输气站的出站管道较多，各出站分输管道的放空管道连通后接入主放空管道至站外放空。检测放空管线时，如果将信号点依次置于各放空管线上，信号很可能会直接接入出站管道，因此产生巨大的工作量。

2 现场操作要点

影响站内PCM检测的外界因素较多，现场操作应考虑周全，如信号接入点位置、连通设备的接地情况等，操作不当可能使检测结果不真实，甚至无法进行检测。分析PCM检测以上特点，提出以下现场操作要点以提高检测成功率。

a）检测前，务必向站内人员或施工人员询问埋地管道、埋地电源线、接地线的现场具体走向和埋深。尤其是当管道并行、搭接十字交叉时，检测磁场容易畸变，导致设备反馈的信号失真，不能真实反映防腐层破损情况。如果埋地管道走向不明确，应采用探管器或PCM机的探管功能探测管道走向。

b）检测过程中，电流信号通过与管道相连的设备、容器、仪表等接地线流失。为尽量减少站内接地网产生的信号流失，应在确保生产和安全的前提下，尽量关闭使用现场埋地电源线的设备，检测时避开埋地电源线上方。若有无法避开的管段，则需在与电源线交叉的位置注意分辨真假信号。如果信号波动较大，可多次检测，若信号仍然大幅波动，应怀疑有电源线干扰。

c）检测有绝缘接头的站场进气管段时，信号接入点不能置于绝缘接头外侧。如果管道没有露出地表，需要在绝缘接头站内一侧开挖，破开管道防腐层接入有效信号。

根据PCM机检测原理，若埋地管道防腐层是点状破坏，信号则可传递很远，一次接线可检测很长管道。若防腐层有重大漏损，出现大面积脱落，则电信号极易散失。可先确定重大漏损位置，定点开挖修复后，继续检测。

d）接线完成后检测主机若显示电压超限的警告，首先应排除接线错误，考虑将发射机接地点与管道接地点适量靠近，但不能低于10m，可置于同一块绿化带两端。如果电压仍然超限，则将两个接地点移置另一块绿化带，甚至可用较长导线接到站外的农田、绿地。

e）硬化地面上方的PCM检测A字架无法插入地表，可用水将A字架的尖端和地面接触部分浸湿，连通与地面的回路，接收机即可接收到地面的散发性电场，实现检测。

f）针对放空管道的检测较灵活，因不同站场的放空管道走线不同，与放空管道相连的设备的接地电阻也不同，但共同点是各设备的放空管道相互连接，可能出现在管道某一处接入信号，而信号电流全部流往别处。可打磨掉站外放空立管地面部分的外层绝缘漆，将接入点置于立管露出的金属表面，然后探测站内埋地放空管道上方的电流信号强弱，如果剩余电流在可以接受的范围内（＞30%），可开始反向检测。

3 某输气站现场检测及设备改进意见

结合以上PCM站内检测经验，采用英国雷迪公司的RD-PCM+管道外防腐绝缘层状况检测仪，在非开挖状况下对四川某输气站站场工艺管道外防腐绝缘层破损状况进行整体评估和防腐绝缘层破损漏电点定位。对站内26条管道防腐绝缘层进行PCM检测，并对相关管道的防腐绝缘层破损漏电点进行定位。

由于该站建站时间较早，部分管道运营时间近15年，管道防腐层漏损现象较严重，共发现防腐层破损点112个。根据现场环境实际情况，共开挖探坑12处（对应的破损漏电点共计20个）对PCM检测结果准确性进行验证，除主进气管道检测出的三个点后经电火花检测验证为误报外，其余17个点均被证实存在破损漏电点，检测成功率为85%（主进气管道三个点均有工艺区接地线经过，疑为受其干扰导致误测）。

现场检测验证了PCM检测的可靠性，对PCM+设备的优化设计提出建议。检测仪信号接入管道时，为连通电流信号，必须破开管道绝缘层，才能将导线与管道金属接触连通。探管仪采用的磁场夹信号接入方法无需破开管道绝缘层就可给管道施加电流信号，考虑采用相似的磁场夹产生电流信号，避免破开防腐层带来的二次破坏，可提高检测效率。

4 结论

对比各种检测手段，由于PCM非开挖检测设备的易操作性以及检测结果的准确性，PCM检测仍是埋地管道防腐层缺陷检测的理想方法。检测原理简单、设备操作易上手，但由于检测准确性直接影响后续开挖修复的工程量，对技术人员的熟练程度和操作经验要求较高，要准确排除干扰，判断设备反馈数据的可靠性就要依托技术人员经验的积累。

［1］邱焕勇，杨 鑫.PCM防腐层检测技术在燃气管道防腐层检测中的应用［J］.全面腐蚀控制，2009，23（9）：10-13，

［2］刘 合，王淑英，孙洪义.埋地管道防腐层不开挖检测技术探讨及应用［J］.油气田地面工程，2000，19（1）：49，76.

［3］李长俊，汪玉春，陈祖泽，等.天然气管道输送［M］.北京：石油工业出版社，2008，266-287.

［4］唐林华，蔡英华，路 芳，等.川西气田输气管道防腐层检测调查分析［J］.天然气与石油，2008，26（4）：19-23.

［5］廖柯熹，牛化昶，张学洪，等.川气东送管道典型站场风险量化评价［J］.天然气与石油，2012，30（1）：5-9.