李安军

乌鲁木齐输油气分公司

从国内管道的腐蚀调查情况来看，站场内的埋地管道往往容易产生腐蚀[1]。这是由于站场内管道结构复杂、管网密集，管道周围其它地下构筑物（如各类接地体等）较多。与主体管道不同的是，大部分站场管道只有防腐涂层一道防腐屏障，未施加阴极保护第二道屏障或施加的阴保措施不完善。有些管段受结构条件限制，只能采用薄防腐层，容易在后续施工中或其它因素的作用下造成破损。

1 输油气站场发生腐蚀穿孔的原因

站场管道发生腐蚀穿孔，不仅与埋地管道本身防腐层破损、杂散电流等因素有关，而且与埋地管道周围土壤的理化性质有关。因此需从土壤腐蚀性、防腐层耐腐蚀性、阴极保护措施及防腐层施工质量进行腐蚀原因分析。

1.1 土壤腐蚀性

土壤中含水量较大，且含有大量的可溶性盐以及腐蚀性离子（Cl-、 SO42-、 HCO3-）使得土壤呈现强腐蚀性，埋地管线受到周围介质的电化学作用，容易发生腐蚀穿孔[2]。此外，管线埋地后，检测及维护、更换等都较为困难。对于管沟敷设的管线，当管沟排水不及时，使得管线容易发生腐蚀穿孔。

1.2 防腐层耐腐蚀性

防腐层由于涂刷较薄、防腐材料耐腐蚀介质渗透能力较弱以及在施工中的破坏等因素使得埋地管道防腐层容易出现老化、破损和剥离，管线失去了防腐层的防护作用而发生腐蚀穿孔。

1.3 立管部位

出入地面立管的防腐层施工质量的好坏影响到立管处防腐能力的大小。地面至地下2m处的土壤腐蚀程度均不一致，此管段承压能力都较大，在四季温差变化的影响下，与土壤之间的蠕动作用力较明显，防腐层出现破损，易发生腐蚀穿孔。

1.4 弯头部位

弯头部位由于焊接造成的热影响区与管体结构发生变化，容易产生电化学腐蚀；焊缝施工存在缺陷，容易引发晶间腐蚀[3]。同时，弯头处也往往是外防腐层的薄弱环节。极容易发生腐蚀穿孔。

1.5 阴极保护措施

站场没有施加阴极保护。由于防护程度有限，随着时间的推移，防腐层失效老化、缺陷逐渐增多，受到电化学腐蚀的威胁不断加大[4]。使管道在土壤介质的作用下很快出现腐蚀穿孔。

1.6 防腐层施工质量

站场埋地管线防腐层施工质量存在问题较多，主要表现在防腐涂层厚度未达设计要求，管道金属表面处理不达标等。部分站场埋地管线开挖后，许多腐蚀严重的管段，其防腐层厚度远远低于设计要求的厚度。部分管线大面积锈蚀、防腐层成片脱落的现象，多为表面处理未达到设计规定除锈等级或锚纹深度要求等施工环节造成的。

2 站场埋地管道防腐蚀管理措施

总体要求是：尽量减少工艺管线的埋地敷设，采用地面敷设或管沟敷设；采用防腐层和区域阴极保护联合防护，加强区域阴极保护力度；完善外防腐涂层结构设计；加强防腐层的现场施工质量控制。

2.1埋地管道周围土壤管理措施

⑴ 对于局部土壤腐蚀性强的站场，可以在含水率高以及腐蚀性离子含量高的位置撒石灰，有条件的情况下可以用腐蚀性弱的土壤进行重新埋设。

⑵ 整个站场的土壤腐蚀性都很强，可以考虑采用管线地面敷设。管线地面敷设具有施工、操作、检查、维修方便经济等优点。

⑶ 油污土壤环境，需及时更换管道周围被污染的土壤。由于污油对埋地管道防腐层有较强的溶胀破坏作用，会加速防腐层的剥离和腐蚀介质的渗透。同时污油中含有大量的腐蚀性离子，与地下水混合后具有较强的腐蚀性。

⑷ 地下水位较高，采用管沟敷设。站内管道埋设方式改为管沟铺设采取防水措施，有利于防止污油和地下水的渗出，从而有效地防止腐蚀的发生。管沟敷设内的管道周围要回填沙土，防止油气泄漏沿管沟溢流或在管沟内形成油气浓度，做好管沟的防水和排水，定期检查管沟内是否有渗油。

2.2 防腐层维护维修管理措施

⑴ 站场埋地管道防腐层及本体定期采取非开挖方式检测检测，为修复提供相应的依据。站内埋地管道的防腐层发现严重老化、剥离等现象，部分管段存在腐蚀穿孔的隐患。通过定期防腐层检测，对处于防腐层劣、差段进行重新修复。对管道剩余寿命和剩余强度计算，对承压能力达不到设计要求的管段要及时换管。

⑵ 对于涂刷很薄或者出现老化破损的防腐层进行重新防腐处理，对于容易出现腐蚀穿孔的弯头、焊缝部位的管段，可采用加强级或特加强级防腐层。

2.3 埋地管道重点部位腐蚀防护管理

⑴ 定期开挖检查弯头部位防腐层。由于焊接造成的热影响区与管体结构发生变化，容易产生电化学腐蚀，同时弯头处也往往是外防腐层的薄弱环节。定期检测弯头部位的腐蚀情况及剩余厚度，对发现局部腐蚀的部位及时处理，防止发生穿孔泄露。

⑵ 定期对立管防腐层开挖检查。对于站内立管出入土部位，由于该部位处于大气和土壤两种不同腐蚀环境的交界处，是腐蚀的多发部位，该部位应采取特殊的防腐措施，如无溶剂液态环氧外缠聚乙烯胶粘带的复合结构进行防腐外，还应在管道出入地面上下各200mm管段防腐层表面再缠绕铝箔等材料方式，避免紫外线对防腐层的损伤。

⑶ 管道补口防腐层，需随机开挖检查。管道补口处全部都是人工防腐处理，由于施工人员在有限空间施工，施工质量较难达到标准或施工技术要求，容易引起补口防腐层翘边、粘接力不够。周期性的随机开挖检查补口质量，发现防腐效能减弱，在站场内需扩大补口开挖范围，采用合适的材料重新补口处理。

2.4 小口径管道腐蚀防护

在站场工艺管道中，有较多的小口径管道在日常管理中容易被忽视，若出现腐蚀穿孔，造成 的后果危害也不小。小口径管道异型件较多，应采用长期性能稳定、对底漆无要求、防腐效果优异的防腐材料，达到防腐后免维护的效果。

2.5 合理选用修复防腐层类型

外防腐层选用综合考虑站内埋地管道的特点、环境条件和防腐材料的性能特点等影响因素，合理选用。在高含水地区或强腐蚀区域，采用防水材料、复合结构修复；在高温管段宜采用相适应温度的耐温型号防腐层。

2.6 加强防腐层施工质量控制

防腐层施工质量很大程度上取决于操作人员和现场监督人员的技术水平和责任心。为保证防腐层施工质量，应加强施工操作人员的岗前培训和现场质量监督，尤其注意金属表面处理是否达到规定要求。应注意对防腐材料和防腐承包商的资质进行严格把关，杜绝不合格防腐材料和没有资质的承包商进入安装现场。

2.7 实施有效的阴极保护措施

站场采用防腐层保护与区域性阴极保护联合保护的方式，将站内区域性阴极保护作为站内埋地管道防腐的补充手段，能大大减缓或抑制腐蚀介质对管线的侵蚀，有效防止腐蚀危害的发生。

站场埋地管道实施阴极保护方式主要有三种：柔性阳极、浅埋阳极、深井阳极。这三种保护方式各有技术优越性和局限性，选用保护形式要根据站场实际情况来确定。在站场设置合理的电位测试点，测试点设置具备数据记忆功能的装置，动态监控阴保电位数据，综合分析施加阴保有效性。

2.8 建立站场管道三维可视化信息平台，形成防腐层数据库

对站场埋地管道进行编号管理，按照相应规则对每段管道进行分段，分配唯一识别的编码，加载每段管道的防腐层信息进行，记录修复历史及管体腐蚀状态，为管道防腐层及本体后期管理提供可靠的信息支持。 ◢

参考文献：

[1]张东荣.埋地输油钢质管道腐蚀与防护[M].石油工业出版社,2006.

[2] 张秋霞.《材料腐蚀与防护》2000年版. 冶金工业出版社

[3] 黄永昌.《金属腐蚀与防护》.上海：上海交通大学出版社,1999.

[4] 章葆澄等.《防腐蚀设计与工程》.北京：北京航空航天大学.2003 .

（作者：李安军，乌鲁木齐输油气分公司管道科副科长）

2014年第3期（总第16期）