海底管道外防腐直流电位梯度检测技术的应用与研究

上海液化天然气有限责任公司 高 凯

海底管道外防腐直流电位梯度检测技术的应用与研究

上海液化天然气有限责任公司 高 凯

直流电位梯度检测技术在检测埋地管道防腐层的应用已是一个非常成熟的技术，但将此技术应用于海底输气管道防腐层的检测却并不多见。根据海上的实际情况，基于直流电位梯度技术分别采用了水下管道检测装置检测法、电极支架法和底拖电极法三种方法来采集沿线管道的电位梯度数据，以此来评价管道外防腐的状况。

天然气 海底管道 直流电位梯度检测技术

0 前言

上海LNG海底天然气管道于2009年3月铺设完成，该管道承担着上海近 60%的天然气供应量，是上海冬季调峰时的最主要气源。该管道运行5年多来从未进行过检测，鉴于该海底管道的重要性和实际情况，目前尚无法进行内检测，故拟采用直流电位梯度(Direct Current Voltage Gradient，DCVG)检测技术对该海底管道外防腐层进行检测研究，以此来评价海底管到的防腐状况。直流电位梯度检测技术在陆上埋地管道的应用比较成熟，但将此技术应用于检测海底管道的防腐层却并不多见。由于该海底管道地处杭州湾，涌浪非常大，海况及其复杂，在作业时根据实际情况，在船舶的引导下，分别采用水下管道检测装置检测法、电极支架法和底拖电极法三种方法采集沿线管道电位梯度数据，获取海底管道的电位梯度分布状况，实现对管道外防腐层的检测，从而完成对海底管道外防腐的评价。

1 直流梯度法概述

直流电位梯度检测技术是通过在阴极保护管道地面上方的两个探测电极(Cu/CuSO4)和与探极连接的中心零位的高灵敏度毫伏表来检测因管道防腐层破损而产生的电压梯度，是目前应用比较广泛的陆上埋地管道检测技术之一，其技术方法已写入国内相关标准。

此次该技术应用于海底管道防腐的检测，在施加了阴极保护的海底管道上，如果管道防腐层有破损，阴保电流将通过海水介质到达防腐层存在破损的金属管道处，在破损处区域形成电位梯度场。电流越大，距离防腐层破损点越近，电位梯度越集中。通过海底管道沿线电位梯度的测量，来判断管道外防腐层破损点位置及大小，见图1。

图1 直流电位梯度测试原理示意

DCVG的检测取决于在管道防腐层的漏点处有足够大的DCVG信号，在海泥表面产生可以检测到的电位梯度信号。根据测量的横向及纵向电位梯度，获取海底管道的电位梯度分布状况(电位梯度数据如图2所示)。

图2 典型的电位梯度检测数据示意

本次检测主要应用的是横向梯度检测法，根据以往的经验，当管道电位梯度值大于20 mV/m且曲线跨越电位梯度0值(基线)时，管道外防腐层即存在破损。

2 检测对象

上海LNG海底管道从小洋山西门堂岛的北侧入海，向东北方向绕过大指头岛浅滩，然后转向西北，至东海大桥南汇嘴处登陆，全长35.7 km，外径914 mm，设计压力9.0 MPa，外部防护为3PLE，并采用牺牲阳极的阴极保护方式。

在管道入海区域、中间拐点区域和登陆区域各选一部分海底管道进行实验，所选的海底管道范围内至少包括一块牺牲阳极。

3 测量方法

3.1 水下管道检测装置检测法

测量系统由海底管道检测系统(如图3所示)和USBL定位系统构成。USBL由换能器和信标组成：换能器固定于船侧，信标固定在海底管道检测系统的ROV上。测量时，水下管道检测装置系统的船载控制终端控制ROV沿管道行进，利用ROV搭载的测量电极采集管道沿线电位梯度值，并经由脐带缆传输至船载控制终端进行实时显示及数据存储。

图3 水下管道检测装置系统

3.2 电极支架测量法

测量系统由电极支架、测量电极、数据记录Logger(如图 4所示)和测量导线构成。电极支架由外径D60镀锌钢管连接而成，电极支架长11 m，电极支架末端安装有3支测量电极。测量时将电极支架固定在船侧(水上部分长3 m，水下部分长8 m)，船舶沿管道正上方低速行进，通过水下测量电极采集电位，并由数据记录Logger记录并存储电位梯度值。

图4 电位梯度数据记录Logger

3.3 底拖电极测量法

测量系统由拖缆固定支架、底拖缆绳、重锤儿、测量电极、数据记录Logger、USBL和测量导线构成。拖缆固定支架由外径D60镀锌钢管连接而成，支架长9.6 m。重锤儿由无锋利棱角的铁块组成，重13 kg。测量电极分别固定于底拖缆绳末端0.5 m和2.5 m处。USBL由换能器和信标组成，换能器固定于船侧，信标固定于两支测量电极之间。测量时，将拖缆固定支架固定在船侧，水上部分长2.4 m，水下部分长7.2 m(如图5所示)，电极及USBL信标经重锤儿带至海底，船舶沿管道正上方低速行进，确保重锤儿接触海底(接触与否可通过 USBL水深数据进行确认)，通过水下测量电极采集电位，并由数据记录Logger记录并存储电位梯度值。

图5 拖缆固定支架及其安装

4 检测结果及分析

4.1 水下管道检测装置检测法结果分析

测试区间为KP32.16~KP32.26的管道沿线电位梯度，其测试结果如图6所示。

图6 KP32.16~KP32.26管道沿线电位梯度数据

通常，海底管道阴极保护状态(海管表面的保护电位和保护电流密度分布)和管道上保护层的老化状态(破损比率及破损处的分布)难以直接检测，但是海底管道周围的环境电场分布是可以准确测得的，其电场分布符合微分欧姆定律：

式中：dE/dl——管道垂直方向上电位梯度，mV/m；

ρ——介质电阻率，Ω·m；

L——介质电导率，S/m；

i——流经该处的电流密度，mA/m2。

即管道外防腐涂层破损点附近介质中的电位梯度与电流密度和介质电阻率乘积成正比。

从图6中可以看出，从KP32.16至KP32.26，两测量电极之间的电位梯度值从-33 mV/m逐渐上升至0 mV/m，并趋于稳定，表明该测量过程是一个逐渐远离牺牲阳极的过程。

4.2 电极支架测量法结果分析

测试区间为KP2.5~KP3.6，其管道沿线电位梯度测量结果如图7所示。管道沿线电位梯度数据显示并未出现明显的牺牲阳极位置峰，测量范围内的电位梯度曲线波动较小，最大波动在7 mV/m左右。电位梯度虽有变化，但不足以判断为牺牲阳极位置。分析原因，测试区域平均水深12 m，电极支架末端测量电极距离海床为4 m左右，加之海泥覆盖及船舶行进偏离因素，实际测量电极距离管道的实际距离大于7 m，使得牺牲阳极对测量数据的变化影响大为降低。

图7 KP2.5~KP3.6管道沿线电位梯度数据

4.3 底拖电极测量法结果分析

测试区间分别为KP2.58~KP3.80，其管道沿线电位梯度测量结果如图8所示。测试过程中，通过USBL水深数据与船载Echotrac MKⅢ双频测深仪水深测试数据对比，可以判断三个区域的测试时，测量电极均被带至海底海床表面。管道沿线电位梯度数据显示出现四个明显的牺牲阳极峰，且各牺牲阳极峰均跨越数据基线，说明电极位置稳定。除去四处牺牲阳极峰，其余电位梯度数据平稳，最大波动为8 mV/m，未显示出管道外防腐层有异常缺陷点。

图8 KP2.58~KP3.80管道沿线电位梯度数据

5 结语

(1)所采用的三种管道沿线电位梯度采集方法中，水下管道检测装置检测法受该海域涌浪影响较大，不易控制，测出的数据不够精准；电极支架测量法由于支架长度限制，受作业区域水深影响较大，数据可靠度低，又由于海底涌浪极其强烈，如果盲目增加支架长度，则支架会有被涌浪损毁的可能；底拖电极测量法较为方便有效，所测得的数据也基本可信。

(2)通过海底管道沿线电位梯度数据显示，3个测试区域的管道牺牲阳极均在有效工作；除去牺牲阳极所在位置外，管道沿线电位梯度波动小于等于8 mV/m，管道外防腐层未发现异常缺陷点。

Research on the DC Potential Gradient Testing Technology in Outer Corrosion Prevention of the Submarine Pipeline

Shanghai LNG Co., Ltd. Gao Kai

It is a proven technology for the DC potential gradient testing technology used in testing the coating of buried pipelines, but it is occasionally applied in testing the coating of submarine pipelines. In accordance with the practice, three methods have been used to collect the potential gradient datum of submarine pipelines to value the coating.

natural gas, submarine pipeline, the DC potential gradient testing technology