李宏霞 周堯 王京京 侯利濤 張宇 白新剛

西部管道獨(dú)山子輸油氣分公司

摘要：某成品油管道由于建設(shè)期施工質(zhì)量問(wèn)題，環(huán)氧粉末外防腐層出現(xiàn)大面積剝離，管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較高。通過(guò)開(kāi)展管道外腐蝕直接評(píng)價(jià)、漏磁內(nèi)檢測(cè)，排查管道腐蝕情況較嚴(yán)重的重點(diǎn)管段，分析腐蝕原因。通過(guò)防腐層大修、增加陰極保護(hù)恒電位儀等措施，減少陰極保護(hù)電流衰減，提升管道斷電電位，降低管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

關(guān)鍵詞：環(huán)氧粉末防腐層；內(nèi)檢測(cè)；外檢測(cè)；管道腐蝕；完整性評(píng)價(jià)

內(nèi)檢測(cè)作為完整性管理的重要組成部分，是管道安全運(yùn)行管理的必要手段。本文針對(duì)某成品油管道環(huán)氧粉末防腐層發(fā)生大面積剝離現(xiàn)象，基于完整性評(píng)價(jià)漏磁內(nèi)檢測(cè)、外檢測(cè)等數(shù)據(jù)進(jìn)行腐蝕情況分析，排查管道發(fā)生腐蝕的重點(diǎn)管段，以采取有效措施，降低管體腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

1  管道腐蝕概況

某成品油管道于2004年投產(chǎn)，全長(zhǎng)228 km，管材為X60鋼，管徑426 mm，壁厚7.0 mm，外防腐層為熔結(jié)環(huán)氧粉末涂層（FBE），在里程4.8 km處首站油庫(kù)及里程64 km處分別設(shè)置一座陰保站。在管道內(nèi)檢測(cè)開(kāi)挖驗(yàn)證、本體修復(fù)及其他開(kāi)挖項(xiàng)目實(shí)施過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)環(huán)氧粉末涂層出現(xiàn)大面積剝離，管體表面發(fā)生銹蝕，存在不同程度的腐蝕坑，見(jiàn)圖 1。環(huán)氧粉末涂層對(duì)施工工藝、施工環(huán)境等有較高要求，如出現(xiàn)管體噴砂打磨等表面處理不達(dá)標(biāo)，環(huán)氧粉末雙組分混合比例不合格，施工溫度低于水露點(diǎn)等情況，容易造成防腐層質(zhì)量不合格，給管道帶來(lái)較高的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

圖 1 管體腐蝕情況實(shí)景圖

2  防腐層檢測(cè)分析

2.1  防腐層PCM檢漏情況

使用PCM（交流電流衰減法）進(jìn)行防腐層破損點(diǎn)檢測(cè)，全線共檢測(cè)出防腐層缺陷點(diǎn)2655處，平均11.6處/km，按照外防腐層缺陷點(diǎn)密度分級(jí)評(píng)價(jià)，防腐層等級(jí)為3級(jí)。首站油庫(kù)－2#閥池的長(zhǎng)度約22.28 km，防腐層破損點(diǎn)383處，平均17.2處/km，其中22處評(píng)價(jià)為重，321處為中、40處為輕。

2.2  防腐層性能分析

（1）表面處理情況分析。管道建設(shè)期，為提高防腐層的黏接力，在涂敷防腐材料前需對(duì)管體表面進(jìn)行處理，根據(jù)SY/T 0315―2013《鋼制管道熔結(jié)環(huán)氧粉末外涂層技術(shù)規(guī)范》相關(guān)要求，表面錨紋深度應(yīng)在 40 μm～100 μm。去除剝離的防腐層，測(cè)量管體錨紋深度，檢測(cè)結(jié)果如表 1所示。可見(jiàn)，錨紋深度不符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表 1 管體錨紋深度測(cè)試結(jié)果

固化溫度是保持FBE涂層長(zhǎng)效附著力的關(guān)鍵，低于標(biāo)準(zhǔn)溫度下的固化不利于熔融態(tài)分子對(duì)底材的浸潤(rùn)。根據(jù)GB/T 39636―2020《鋼制管道熔結(jié)環(huán)氧粉末外涂層技術(shù)規(guī)范》要求，玻璃化轉(zhuǎn)變溫度△Tg應(yīng)大于最高使用溫度以上40℃。選取7處FBE涂層材料進(jìn)行熱特性試驗(yàn)，結(jié)果如表 2所示。可見(jiàn)，材料玻璃化轉(zhuǎn)變溫度不符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表 2 環(huán)氧粉末玻璃化轉(zhuǎn)變溫度統(tǒng)計(jì)表

選取典型腐蝕產(chǎn)物樣品，進(jìn)行XRD檢測(cè)，分析銹層中各成分含量情況，結(jié)果如圖 2所示。

圖 2 腐蝕產(chǎn)物XRD譜圖

XRD結(jié)果表明主要腐蝕產(chǎn)物為NaHCO3和Fe3O4，因管道表面土壤為堿性土壤，測(cè)試現(xiàn)場(chǎng)土壤電阻率為570 Ω·m，pH值為10，土壤腐蝕性較弱，并非加速管道發(fā)生腐蝕的主要因素。

3  陰極保護(hù)效果分析

2014年該管道開(kāi)展ECDA（外腐蝕直接評(píng)價(jià)）檢測(cè)，CIPS（密間隔電位法）檢測(cè)結(jié)果（圖 3）顯示，里程3 km～6.5 km管段斷電電位負(fù)于﹣1200 mV（CSE），處于過(guò)保護(hù)狀態(tài)；17 km～55 km管段及80 km～112 km的部分管段斷電電位正于或接近﹣850 mV（CSE），無(wú)法達(dá)到陰極保護(hù)狀態(tài)。通過(guò)測(cè)量全線管地電位發(fā)現(xiàn)，5#測(cè)試樁處首站油庫(kù)陰保站出站電位為﹣1.998 V，33#測(cè)試樁處電位衰減為﹣0.730 V，表明管道陰極保護(hù)電流衰減嚴(yán)重。

圖 3 成品油管道0～ 110 km電位曲線圖

兩座陰保站的恒電位儀運(yùn)行參數(shù)如表 3所示。經(jīng)測(cè)試，陰保站恒電位儀輸出正常，陰極電纜、陽(yáng)極電纜、參比電纜、零位接陰電纜完好，參比電極工作正常。首站油庫(kù)陰保站恒電位儀輸出電流已高達(dá)10.1 A，但距離該陰保站僅12 km的管道陰極保護(hù)電位仍然偏正。

表 3 2014年陰極保護(hù)系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

通過(guò)對(duì)防腐層、陰極保護(hù)電位及恒電位儀輸出情況進(jìn)行梳理分析，靠近首站油庫(kù)陰保站管段電位過(guò)保護(hù)，而遠(yuǎn)離陰保站管段電位欠保護(hù)。因此，靠近首站油庫(kù)陰保站管段防腐層較差，破損點(diǎn)較多導(dǎo)致陰極保護(hù)電流流失嚴(yán)重是重要原因。

4  漏磁內(nèi)檢測(cè)結(jié)果分析

為掌握管道真實(shí)的腐蝕狀況，2019年對(duì)該管線開(kāi)展漏磁內(nèi)檢測(cè)，共發(fā)現(xiàn)管體金屬損失9303處，大于20% wt金屬損失共計(jì)163處，其中內(nèi)部金屬損失40處，外部金屬損失123處。通過(guò)開(kāi)挖驗(yàn)證，本次內(nèi)檢測(cè)精度及可信度均滿足要求。

為排查全線管道外腐蝕風(fēng)險(xiǎn)重點(diǎn)管段，按照每20 km長(zhǎng)度劃分出11個(gè)管段，統(tǒng)計(jì)大于20% wt外部金屬損失數(shù)量和比例。其中首站油庫(kù)—20#測(cè)試樁管段大于20% wt金屬損失數(shù)量遠(yuǎn)多于其他管段，占全線的84.6%。該管段腐蝕深度較大，超過(guò)50% wt外部金屬損失有3處（表 4）。

表 4 首站油庫(kù)—20#測(cè)試樁管道外部金屬損失情況

通過(guò)上述分析可以看出，首站油庫(kù)—20#測(cè)試樁管段外部金屬損失數(shù)量多、腐蝕深度大，是外腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的重點(diǎn)管段。

5  處置對(duì)策及效果分析

針對(duì)該外腐蝕風(fēng)險(xiǎn)重點(diǎn)管段，2016—2021年，對(duì)首站油庫(kù)—27 km處管段采用無(wú)溶劑環(huán)氧涂料開(kāi)展了防腐層大修。2017在里程32 km處新增一座陰保站，為管道提供陰極保護(hù)電流。

為評(píng)估防腐層大修和新增陰保站對(duì)陰保系統(tǒng)的影響，統(tǒng)計(jì)首站油庫(kù)和64 km處兩座陰保站陰保測(cè)試數(shù)據(jù)（表 5），與表 3防腐層大修前數(shù)據(jù)對(duì)比。

表 5 2022年陰極保護(hù)系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

可以看出，32 km處陰保站恒電位儀投用后，首站油庫(kù)及64 km陰保站恒電位儀輸出明顯下降，輸出電流分別由10.1 A和3.80 A下降至2.686 A和2.62 A。新陰保站的投用降低了其他陰保站恒電位儀負(fù)荷，共同對(duì)管道實(shí)施陰極保護(hù)。另外，防腐層大修后提升了管道防腐層的完整性，有效減少了陰極保護(hù)電流衰減。

2019年，ECDA項(xiàng)目對(duì)管道斷電電位進(jìn)行了測(cè)量，其通斷電電位趨勢(shì)如圖 4所示。結(jié)果表明，2014年ECDA檢測(cè)時(shí)斷電電位正于或接近﹣850 mV（CSE）的管段，在增設(shè)32 km處陰保站和防腐層大修后，其斷電電位均滿足負(fù)于﹣850 mV（CSE）準(zhǔn)則要求，達(dá)到陰極保護(hù)目的。

圖 4 管道通斷電位趨勢(shì)圖

6  結(jié)論

（1）管道建設(shè)期管體表面處理問(wèn)題造成錨紋深度不夠，F(xiàn)BE涂層材料組分配比不合格造成玻璃化轉(zhuǎn)變溫度低于標(biāo)準(zhǔn)要求，是引起該管道防腐層剝離的主要原因。

（2）分析漏磁內(nèi)檢測(cè)發(fā)現(xiàn)的外部金屬損失和PCM檢測(cè)出的防腐層破損沿里程分布情況、管道陰極保護(hù)電位分布狀況，能夠判斷管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較高的重點(diǎn)管段。

（3）通過(guò)防腐層大修，提升管道防腐層的完整性，能夠有效減少陰極保護(hù)電流衰減。在兩座陰極保護(hù)站中間位置增設(shè)陰極保護(hù)站，能夠降低其他極保護(hù)站恒電位儀負(fù)荷，提升管道斷電電位，降低管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。 

作者簡(jiǎn)介：李宏霞，1987年生，工程師，2009年畢業(yè)于哈爾濱工業(yè)大學(xué)，主要從事管道完整性管理工作。聯(lián)系方式：15109924795，lihx09@pipechina.com.cn。