西部管道甘肃输油气分公司

清管三通加固墩可以固定管道，减少清管三通的位移和减弱收发球筒震动，但运行过程中三通区域管线可能因位移、沉降、管体或环焊缝缺陷等因素导致焊缝开裂或管体泄漏，引起着火或爆炸。因此需要特别关注清管三通加固墩处的管线腐蚀风险。

1 风险控制因素分析

1.1 外腐蚀

清管三通加固墩内管线外腐蚀故障树如图 1所示。当土壤有腐蚀性且管道防护措施失效才会发生外 腐蚀。土壤腐蚀性影响因素包括土壤微生物含量、土壤pH值、土壤含水率等。管道防护措施受加固墩状况、防腐层状况和阴极保护状态影响，当三者共同失效才会发生防护措施失效。要控制加固墩内管线外腐蚀发生，就要控制可控因素。在土壤腐蚀性、加固墩状况、防腐层状况和阴极保护状态四个因素中，土壤腐蚀性无法改变、加固墩状况只能通过开挖检测获取，防腐层状况难以检测，因此只有阴极保护状态属于可控因素。应注意保护电位不足、保护距离小、杂散电流对阴保系统的影响等因素对阴保效果的影响。通过内检测对该处管线缺陷情况进行监测，以便及时采取有效措施。

1.2 内腐蚀

加固墩内管线内腐蚀故障树如图 2所示。内腐蚀受含腐蚀介质和防腐措施失效共同影响。天然气属干气输送，即使含有CO2、 H2S等腐蚀性成分，没有水的存在，腐蚀就难以发生。因此，内腐蚀风险相对较低，控制措施应从监控脱水效果和内检测监控着手。

1.3 近中性应力腐蚀开裂

近中性应力腐蚀开裂故障树如图 3所示。腐蚀开裂主要受管道材质、应力和腐蚀三个因素共同影响。管材、应力、加固墩状况、防腐层失效、近中性土壤环境均属不可控因素，可控制因素只有阴保措施。需定期监测管道阴极保护，发现异常及时分析原因并处置，同时可采用裂纹型内检测方法监控。

2 风险控制措施

2.1 腐蚀风险控制

加固墩处管线腐蚀风险评价结果表明，风险主要受土壤腐蚀性、阴级保护电位和阴保电流密度影响。分析查找阴保电位过保护原因并及时处置，确保阴保电位位于正常保护范围（﹣0.85 Vcse，﹣1.25 Vcse）内。对于内、外腐蚀，应在开展内检测时关注加固墩部位管线缺陷情况。

2.2 近中性应力腐蚀开裂

近中性应力腐蚀开裂风险评估结果表明，西部管道瓜州、张掖和永昌站近中性应力腐蚀开裂敏感性属相对高敏感性等级，主要由于这些地区土壤pH值位于近中性区间、受出站最小压力和最大压力影响较低；玛纳斯、乌鲁木齐和嘉峪关站相比霍尔果斯、精河、乌苏、连木沁、了墩、烟墩和古浪站的近中性敏感性高，主要受其土壤pH值位于近中性区间的影响。

依据风险控制因素分析结果，对霍尔果斯站和连木沁站阴保系统进行检查，分析阴保电位过保护原因，确保阴保电位位于正常保护范围（﹣0.85 Vcse，﹣1.25 Vcse）内。同时，全线内检侧时开展裂纹检测，监控该部位裂纹的情况。

2.3 缺陷临界尺寸

加固墩处管线管体腐蚀缺陷临界尺寸和环向内表面裂纹缺陷临界尺寸，分别按ASME B31G―2012―3770和API 579计算，如图 4、图 5、图 6所示。在下次内检测过程中，发现存在腐蚀型缺陷和环向裂纹缺陷，可按照图 4～6给出的腐蚀缺陷临界尺寸和环向裂纹缺陷临界尺寸判断是否可接受。当评估点坐标落在曲线下方时，缺陷可以接受；评估点位于曲线上方 时缺陷不能接受。由此可判断可能出现的缺陷是否处于可接受范围内。

3 结论与建议

加固墩区域管线可能因位移、沉降、管体或环焊缝缺陷等因素引起焊缝开裂或管体泄漏，引起着火或爆炸。对于腐蚀和近中性应力腐蚀开裂风险，建议对阴保系 统 进 行 检 查 ， 分析 阴 保 电位过保护原因，确保阴保电 位 位 于 正 常 保护范围（﹣0.85 Vcse，﹣1.25 Vcse）内。对于内外腐蚀，建议开展内检测时，关注加固墩部位管线缺陷情况，并定期分析评价缺陷临界尺寸，以确保清管三通加固墩区域管线安全可靠。

作者：邢占元，甘肃输油气分公司工程师。