李宏霞 周堯 王京京 侯利濤 張宇 白新剛

西部管道獨山子輸油氣分公司

 

摘要：某成品油管道由于建設期施工質量問題，環氧粉末外防腐層出現大面積剝離，管道腐蝕風險較高。通過開展管道外腐蝕直接評價、漏磁內檢測，排查管道腐蝕情況較嚴重的重點管段，分析腐蝕原因。通過防腐層大修、增加陰極保護恒電位儀等措施，減少陰極保護電流衰減，提升管道斷電電位，降低管道腐蝕風險。

關鍵詞：環氧粉末防腐層；內檢測；外檢測；管道腐蝕；完整性評價

 

內檢測作為完整性管理的重要組成部分，是管道安全運行管理的必要手段。本文針對某成品油管道環氧粉末防腐層發生大面積剝離現象，基于完整性評價漏磁內檢測、外檢測等數據進行腐蝕情況分析，排查管道發生腐蝕的重點管段，以采取有效措施，降低管體腐蝕風險。

1  管道腐蝕概況

某成品油管道于2004年投產，全長228 km，管材為X60鋼，管徑426 mm，壁厚7.0 mm，外防腐層為熔結環氧粉末涂層（FBE），在里程4.8 km處首站油庫及里程64 km處分別設置一座陰保站。在管道內檢測開挖驗證、本體修復及其他開挖項目實施過程中，發現環氧粉末涂層出現大面積剝離，管體表面發生銹蝕，存在不同程度的腐蝕坑，見圖 1。環氧粉末涂層對施工工藝、施工環境等有較高要求，如出現管體噴砂打磨等表面處理不達標，環氧粉末雙組分混合比例不合格，施工溫度低于水露點等情況，容易造成防腐層質量不合格，給管道帶來較高的腐蝕風險。

圖 1 管體腐蝕情況實景圖

2  防腐層檢測分析

2.1  防腐層PCM檢漏情況

使用PCM（交流電流衰減法）進行防腐層破損點檢測，全線共檢測出防腐層缺陷點2655處，平均11.6處/km，按照外防腐層缺陷點密度分級評價，防腐層等級為3級。首站油庫－2#閥池的長度約22.28 km，防腐層破損點383處，平均17.2處/km，其中22處評價為重，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。管道建設期，為提高防腐層的黏接力，在涂敷防腐材料前需對管體表面進行處理，根據SY/T 0315―2013《鋼制管道熔結環氧粉末外涂層技術規范》相關要求，表面錨紋深度應在 40 μm～100 μm。去除剝離的防腐層，測量管體錨紋深度，檢測結果如表 1所示。可見，錨紋深度不符合標準要求。

表 1 管體錨紋深度測試結果

固化溫度是保持FBE涂層長效附著力的關鍵，低于標準溫度下的固化不利于熔融態分子對底材的浸潤。根據GB/T 39636―2020《鋼制管道熔結環氧粉末外涂層技術規范》要求，玻璃化轉變溫度△Tg應大于最高使用溫度以上40℃。選取7處FBE涂層材料進行熱特性試驗，結果如表 2所示。可見，材料玻璃化轉變溫度不符合標準要求。

表 2 環氧粉末玻璃化轉變溫度統計表

選取典型腐蝕產物樣品，進行XRD檢測，分析銹層中各成分含量情況，結果如圖 2所示。

圖 2 腐蝕產物XRD譜圖

XRD結果表明主要腐蝕產物為NaHCO3和Fe3O4，因管道表面土壤為堿性土壤，測試現場土壤電阻率為570 Ω·m，pH值為10，土壤腐蝕性較弱，并非加速管道發生腐蝕的主要因素。

3  陰極保護效果分析

2014年該管道開展ECDA（外腐蝕直接評價）檢測，CIPS（密間隔電位法）檢測結果（圖 3）顯示，里程3 km～6.5 km管段斷電電位負于﹣1200 mV（CSE），處于過保護狀態；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），無法達到陰極保護狀態。通過測量全線管地電位發現，5#測試樁處首站油庫陰保站出站電位為﹣1.998 V，33#測試樁處電位衰減為﹣0.730 V，表明管道陰極保護電流衰減嚴重。

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行參數如表 3所示。經測試，陰保站恒電位儀輸出正常，陰極電纜、陽極電纜、參比電纜、零位接陰電纜完好，參比電極工作正常。首站油庫陰保站恒電位儀輸出電流已高達10.1 A，但距離該陰保站僅12 km的管道陰極保護電位仍然偏正。

表 3 2014年陰極保護系統運行參數統計表

通過對防腐層、陰極保護電位及恒電位儀輸出情況進行梳理分析，靠近首站油庫陰保站管段電位過保護，而遠離陰保站管段電位欠保護。因此，靠近首站油庫陰保站管段防腐層較差，破損點較多導致陰極保護電流流失嚴重是重要原因。

4  漏磁內檢測結果分析

為掌握管道真實的腐蝕狀況，2019年對該管線開展漏磁內檢測，共發現管體金屬損失9303處，大于20% wt金屬損失共計163處，其中內部金屬損失40處，外部金屬損失123處。通過開挖驗證，本次內檢測精度及可信度均滿足要求。

為排查全線管道外腐蝕風險重點管段，按照每20 km長度劃分出11個管段，統計大于20% wt外部金屬損失數量和比例。其中首站油庫—20#測試樁管段大于20% wt金屬損失數量遠多于其他管段，占全線的84.6%。該管段腐蝕深度較大，超過50% wt外部金屬損失有3處（表 4）。

表 4 首站油庫—20#測試樁管道外部金屬損失情況

通過上述分析可以看出，首站油庫—20#測試樁管段外部金屬損失數量多、腐蝕深度大，是外腐蝕風險的重點管段。

5  處置對策及效果分析

針對該外腐蝕風險重點管段，2016—2021年，對首站油庫—27 km處管段采用無溶劑環氧涂料開展了防腐層大修。2017在里程32 km處新增一座陰保站，為管道提供陰極保護電流。

為評估防腐層大修和新增陰保站對陰保系統的影響，統計首站油庫和64 km處兩座陰保站陰保測試數據（表 5），與表 3防腐層大修前數據對比。

表 5 2022年陰極保護系統運行參數統計表

可以看出，32 km處陰保站恒電位儀投用后，首站油庫及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荷，共同對管道實施陰極保護。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電流衰減。

2019年，ECDA項目對管道斷電電位進行了測量，其通斷電電位趨勢如圖 4所示。結果表明，2014年ECDA檢測時斷電電位正于或接近﹣850 mV（CSE）的管段，在增設32 km處陰保站和防腐層大修后，其斷電電位均滿足負于﹣850 mV（CSE）準則要求，達到陰極保護目的。

圖 4 管道通斷電位趨勢圖

6  結論

（1）管道建設期管體表面處理問題造成錨紋深度不夠，FBE涂層材料組分配比不合格造成玻璃化轉變溫度低于標準要求，是引起該管道防腐層剝離的主要原因。

（2）分析漏磁內檢測發現的外部金屬損失和PCM檢測出的防腐層破損沿里程分布情況、管道陰極保護電位分布狀況，能夠判斷管道腐蝕風險較高的重點管段。

（3）通過防腐層大修，提升管道防腐層的完整性，能夠有效減少陰極保護電流衰減。在兩座陰極保護站中間位置增設陰極保護站，能夠降低其他極保護站恒電位儀負荷，提升管道斷電電位，降低管道腐蝕風險。 

作者簡介：李宏霞，1987年生，工程師，2009年畢業于哈爾濱工業大學，主要從事管道完整性管理工作。聯系方式：15109924795，lihx09@pipechina.com.cn。