李宏霞 周尧 王京京 侯利涛 张宇 白新刚

西部管道独山子输油气分公司

 

摘要：某成品油管道由于建设期施工质量问题，环氧粉末外防腐层出现大面积剥离，管道腐蚀风险较高。通过开展管道外腐蚀直接评价、漏磁内检测，排查管道腐蚀情况较严重的重点管段，分析腐蚀原因。通过防腐层大修、增加阴极保护恒电位仪等措施，减少阴极保护电流衰减，提升管道断电电位，降低管道腐蚀风险。

关键词：环氧粉末防腐层；内检测；外检测；管道腐蚀；完整性评价

 

内检测作为完整性管理的重要组成部分，是管道安全运行管理的必要手段。本文针对某成品油管道环氧粉末防腐层发生大面积剥离现象，基于完整性评价漏磁内检测、外检测等数据进行腐蚀情况分析，排查管道发生腐蚀的重点管段，以采取有效措施，降低管体腐蚀风险。

1  管道腐蚀概况

某成品油管道于2004年投产，全长228 km，管材为X60钢，管径426 mm，壁厚7.0 mm，外防腐层为熔结环氧粉末涂层（FBE），在里程4.8 km处首站油库及里程64 km处分别设置一座阴保站。在管道内检测开挖验证、本体修复及其他开挖项目实施过程中，发现环氧粉末涂层出现大面积剥离，管体表面发生锈蚀，存在不同程度的腐蚀坑，见图 1。环氧粉末涂层对施工工艺、施工环境等有较高要求，如出现管体喷砂打磨等表面处理不达标，环氧粉末双组分混合比例不合格，施工温度低于水露点等情况，容易造成防腐层质量不合格，给管道带来较高的腐蚀风险。

图 1 管体腐蚀情况实景图

2  防腐层检测分析

2.1  防腐层PCM检漏情况

使用PCM（交流电流衰减法）进行防腐层破损点检测，全线共检测出防腐层缺陷点2655处，平均11.6处/km，按照外防腐层缺陷点密度分级评价，防腐层等级为3级。首站油库－2#阀池的长度约22.28 km，防腐层破损点383处，平均17.2处/km，其中22处评价为重，321处为中、40处为轻。

2.2  防腐层性能分析

（1）表面处理情况分析。管道建设期，为提高防腐层的黏接力，在涂敷防腐材料前需对管体表面进行处理，根据SY/T 0315―2013《钢制管道熔结环氧粉末外涂层技术规范》相关要求，表面锚纹深度应在 40 μm～100 μm。去除剥离的防腐层，测量管体锚纹深度，检测结果如表 1所示。可见，锚纹深度不符合标准要求。

表 1 管体锚纹深度测试结果

固化温度是保持FBE涂层长效附着力的关键，低于标准温度下的固化不利于熔融态分子对底材的浸润。根据GB/T 39636―2020《钢制管道熔结环氧粉末外涂层技术规范》要求，玻璃化转变温度△Tg应大于最高使用温度以上40℃。选取7处FBE涂层材料进行热特性试验，结果如表 2所示。可见，材料玻璃化转变温度不符合标准要求。

表 2 环氧粉末玻璃化转变温度统计表

选取典型腐蚀产物样品，进行XRD检测，分析锈层中各成分含量情况，结果如图 2所示。

图 2 腐蚀产物XRD谱图

XRD结果表明主要腐蚀产物为NaHCO3和Fe3O4，因管道表面土壤为碱性土壤，测试现场土壤电阻率为570 Ω·m，pH值为10，土壤腐蚀性较弱，并非加速管道发生腐蚀的主要因素。

3  阴极保护效果分析

2014年该管道开展ECDA（外腐蚀直接评价）检测，CIPS（密间隔电位法）检测结果（图 3）显示，里程3 km～6.5 km管段断电电位负于﹣1200 mV（CSE），处于过保护状态；17 km～55 km管段及80 km～112 km的部分管段断电电位正于或接近﹣850 mV（CSE），无法达到阴极保护状态。通过测量全线管地电位发现，5#测试桩处首站油库阴保站出站电位为﹣1.998 V，33#测试桩处电位衰减为﹣0.730 V，表明管道阴极保护电流衰减严重。

图 3 成品油管道0～ 110 km电位曲线图

两座阴保站的恒电位仪运行参数如表 3所示。经测试，阴保站恒电位仪输出正常，阴极电缆、阳极电缆、参比电缆、零位接阴电缆完好，参比电极工作正常。首站油库阴保站恒电位仪输出电流已高达10.1 A，但距离该阴保站仅12 km的管道阴极保护电位仍然偏正。

表 3 2014年阴极保护系统运行参数统计表

通过对防腐层、阴极保护电位及恒电位仪输出情况进行梳理分析，靠近首站油库阴保站管段电位过保护，而远离阴保站管段电位欠保护。因此，靠近首站油库阴保站管段防腐层较差，破损点较多导致阴极保护电流流失严重是重要原因。

4  漏磁内检测结果分析

为掌握管道真实的腐蚀状况，2019年对该管线开展漏磁内检测，共发现管体金属损失9303处，大于20% wt金属损失共计163处，其中内部金属损失40处，外部金属损失123处。通过开挖验证，本次内检测精度及可信度均满足要求。

为排查全线管道外腐蚀风险重点管段，按照每20 km长度划分出11个管段，统计大于20% wt外部金属损失数量和比例。其中首站油库—20#测试桩管段大于20% wt金属损失数量远多于其他管段，占全线的84.6%。该管段腐蚀深度较大，超过50% wt外部金属损失有3处（表 4）。

表 4 首站油库—20#测试桩管道外部金属损失情况

通过上述分析可以看出，首站油库—20#测试桩管段外部金属损失数量多、腐蚀深度大，是外腐蚀风险的重点管段。

5  处置对策及效果分析

针对该外腐蚀风险重点管段，2016—2021年，对首站油库—27 km处管段采用无溶剂环氧涂料开展了防腐层大修。2017在里程32 km处新增一座阴保站，为管道提供阴极保护电流。

为评估防腐层大修和新增阴保站对阴保系统的影响，统计首站油库和64 km处两座阴保站阴保测试数据（表 5），与表 3防腐层大修前数据对比。

表 5 2022年阴极保护系统运行参数统计表

可以看出，32 km处阴保站恒电位仪投用后，首站油库及64 km阴保站恒电位仪输出明显下降，输出电流分别由10.1 A和3.80 A下降至2.686 A和2.62 A。新阴保站的投用降低了其他阴保站恒电位仪负荷，共同对管道实施阴极保护。另外，防腐层大修后提升了管道防腐层的完整性，有效减少了阴极保护电流衰减。

2019年，ECDA项目对管道断电电位进行了测量，其通断电电位趋势如图 4所示。结果表明，2014年ECDA检测时断电电位正于或接近﹣850 mV（CSE）的管段，在增设32 km处阴保站和防腐层大修后，其断电电位均满足负于﹣850 mV（CSE）准则要求，达到阴极保护目的。

图 4 管道通断电位趋势图

6  结论

（1）管道建设期管体表面处理问题造成锚纹深度不够，FBE涂层材料组分配比不合格造成玻璃化转变温度低于标准要求，是引起该管道防腐层剥离的主要原因。

（2）分析漏磁内检测发现的外部金属损失和PCM检测出的防腐层破损沿里程分布情况、管道阴极保护电位分布状况，能够判断管道腐蚀风险较高的重点管段。

（3）通过防腐层大修，提升管道防腐层的完整性，能够有效减少阴极保护电流衰减。在两座阴极保护站中间位置增设阴极保护站，能够降低其他极保护站恒电位仪负荷，提升管道断电电位，降低管道腐蚀风险。 

作者简介：李宏霞，1987年生，工程师，2009年毕业于哈尔滨工业大学，主要从事管道完整性管理工作。联系方式：15109924795，lihx09@pipechina.com.cn。