葛艾天 劉權

北京管道公司

 

摘要：處于服役中后期階段的天然氣管道逐漸接近事故浴盆曲線后端，開始出現老化問題。通過分析具體案例，指出服役中后期管道存在防腐層失效和管體疲勞開裂等典型老化問題，控制不當會引發管道局部失效。提出了加強防腐層檢測和評價，實施精準陰極保護，運用內檢測技術及時發現管體缺陷，將服役中后期管道應力腐蝕開裂直接評價納入完整性管理方案等四條管理建議。

關鍵詞：服役中后期管道；防腐層老化；補口；腐蝕開裂；陰極保護；管道防腐

 

埋地天然氣管道腐蝕主要由電化學腐蝕導致，防腐層加陰極保護是目前腐蝕控制的通用方法。相對于埋地管道面臨的其他風險，腐蝕風險具有明顯的時間性，腐蝕控制效果需要不斷改進和驗證。管道運行時間接近或超過20年，到達服役中、后期，逐漸接近事故浴盆曲線后端，開始出現老化問題。主要表現為：防腐層老化、管體腐蝕、管體累積疲勞損傷、應力腐蝕裂紋、基礎或支撐結構劣化等。其中防腐層老化是指在使用過程中，因受到環境因素的作用，防腐層質地逐步下降的過程[1]，是不可抗拒的客觀過程。鋼質管道應力腐蝕開裂（SCC）是管材在拉應力和腐蝕聯合作用下引起的開裂現象，是特定環境 、敏感材料、拉應力三者共同作用的結果。這兩種現象都是典型的管道老化病，SCC通過非開挖檢測難度大，有突發性特點，需要引起業界關注。

1  陜京一線熱收縮帶老化和帶下管體腐蝕案例

陜京一線管道建成投產于1997年，2018年對其中約100公里管道開展了第三輪內檢測，發現補口帶下異常7385處，與上一次檢測相比，補口帶下異常位置明顯增加。對管道補口存在的異常位置和特征進行統計，詳見表 1。

表 1 補口處外部金屬損失信息統計

根據層次分析法和統計學抽樣方法，確定對其中180處補口現場開挖驗證，并對開挖后的管道陰極保護、土壤腐蝕性、補口帶服役情況和管體服役情況進行了現場測試并取樣。結合20處典型樣本的土壤、補口材料、腐蝕產物實驗室檢測結果，綜合分析該段管道的陰極保護、土壤環境、補口帶服役性能和管體服役狀況，結果如下。

1.1  開挖點土壤腐蝕性狀況

180處開挖點，約76%的土壤電阻率檢測值大于50 Ω·m， pH值均在6.5～7.5范圍內，可判斷土壤腐蝕性整體為“弱”。

1.2  開挖點陰極保護狀況

180處開挖點中， 177處管地電位滿足陰極保護準則要求，管道整體陰極保護水平較好。約93.7%的檢測點交流干擾程度判定為“弱”。

1.3  開挖點補口帶服役狀況

補口帶外觀形貌普遍完好。實驗室檢測結果表明，補口帶的拉伸強度、脆化溫度和維卡軟化點檢測值均低于標準要求范圍（表 2），且補口帶存在斷層現象，綜合檢測結果表明補口帶老化程度較為嚴重。

表 2 補口帶實驗室檢測結果對比

1.4  開挖點管體服役狀況

180處開挖點中，109處存在不同程度的管體腐蝕現象，占整個開挖數量的61%，問題嚴重處均靠近壓氣站下游出站位置。原因是由于壓縮機運行導致出站管道溫度較高，加快了金屬電化學腐蝕速率，加速防腐層老化。綜合檢測結果判斷，管體極有可能是在服役過程中，土壤中的離子和水進入剝離的補口防腐層，加上陰保屏蔽作用，導致管體腐蝕。

2  儲氣庫注采管線(氫致+疲勞)開裂案例

2016年1月，大港儲氣庫群板828儲氣庫井場采氣管線一個45°熱煨彎管發生泄漏。該管線2005年投產，材質為16 Mn無縫鋼管，設計壓力等級15 MPa，規格為Φ273 mm×16 mm。管段外表面裂紋長度25 cm，內表面裂紋長度18 cm，裂紋起裂于管段外表面，并由外表面向內表面和兩側擴展。以下對該彎管開展失效分析。

2.1  材質分析

開裂管段的沖擊性能符合要求。但是金相組織表明，經過熱煨彎制后的鋼管外表面出現了硬度較高的馬氏體，馬氏體組織一方面提高了管材本身的硬度，另一方面也提高了管材的強度，開裂彎管抗拉強度高達805 MPa（表 3），已經超出了原始16 Mn鋼管強度，達到高強鋼范疇，具有較強的氫脆敏感性。

表 3 彎管拉伸試驗結果及標準值

2.2  腐蝕產物及斷口分析

（1）腐蝕產物及斷口分析。裂紋表面氧元素含量較高，說明該區域發生了氧腐蝕。

裂紋源斷口呈氫脆形貌，裂紋擴展斷口呈疲勞形貌（圖 1），這與管線軸向承受的交變載荷相關。管體外壁首先產生氫致裂紋，儲氣庫冬采夏注的周期性導致管線內部溫度和壓力波動，產生了高應力低疲勞載荷，形成疲勞載荷來源。

圖 1 板828彎管開裂斷口形貌

（2）綜合結論。氫脆是由陰極保護電位下土壤中的水分產生的氫在鋼中的擴散和累積造成的。對于該彎管高于正常水平的拉伸強度，陰極保護的析氫直接導致管道外壁氫致裂紋的萌生。管道外表面產生氫裂紋后，在儲氣庫注采工況變換所形成的交變載荷作用下，裂紋發生縱向擴展直至開裂。

3  服役中后期管道防腐管理建議

資料表明，北美2000年以后發生多起管道開裂事故，均是運行超過30年的管道，原因都起自老化造成的防腐層破損或剝離[2]。一旦陰極保護覆蓋不充分，防腐層破損處會形成管體腐蝕。防腐層剝離則會帶來長時間局部陰極保護不足，進而增加了近中性pH值應力腐蝕開裂風險。綜上分析可知，服役中后期管道腐蝕管理應更加重視防腐層的性能評價和管體缺陷檢測，特別需加大管體裂紋缺陷的檢測應用研究力度。

3.1  加強防腐層檢測和評價

對于服役時間超過15年的管道，應分析陰極保護電流密度等參數的變化情況，對外防腐層的整體絕緣性能進行定性判斷，必要時加密開展外檢測，及時掌握防腐層狀況。

3.2  精準實施陰極保護

應有針對性地開展管道陰極保護系統運行數據分析、狀態檢測和監測，及時評價和調整運行參數，控制腐蝕的發生和發展。

3.3  及時開展內檢測發現管體缺陷

對于運行年限較長的管道，應根據風險分析結果，加密實施內檢測，采用常規漏磁檢測技術，及時發現體積型缺陷。針對管道可能出現裂紋的問題，除了目前國內普遍應用的高清漏磁檢測器外，還應推廣超聲、EMAT和渦流檢測等技術以提高裂紋檢測的針對性。

3.4  將服役中后期管道SCC直接評價納入完整性管理

對于運行年限較長的管道，陰極保護屏蔽、壓氣站工作溫度、壓力累積影響、長期陰極保護造成管道周邊環境的pH值升高和氫的析出，加上管道內部工況和外部環境造成的疲勞、應力集中等因素，都增加了管道應力腐蝕開裂風險。為此有必要將管道應力腐蝕開裂（SCC）直接評價納入服役中后期管道的完整性管理方案。

4  結語

服役中后期管道隨著運行年限增長，面臨著不斷增加的防腐層老化破損、管體腐蝕開裂等風險，需要全面加強管道腐蝕管理工作。提高認識、加強檢測、精準評價、及時防控是解決管道老化問題的重要手段。同時，針對服役中后期管道特點，除開展檢測、預防和修復等工作，后續還應在開發和推廣新技術、新材料和新工藝上加大投入，使進入服役中后期管道仍能夠安全平穩運營。

 

參考文獻：

[1]寇杰，梁法春，陳婧.管道防腐層設計手冊[M].北京：化學工業出版社，2007：55.

[2]馮慶善，戴聯雙.油氣管道事故啟示錄[M].北京：中國建材工業出版社，2016：23.

作者簡介：葛艾天，教授級高級工程師。畢業于北京航空航天大學腐蝕與防護專業，現任北京管道有限公司高級技術專家。聯系方式：13601297046，atge@petrochina.com.cn。