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(xiàn)后端，開(kāi)始出現老化問(wèn)題。通過(guò)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(kāi)裂等典型老化問(wèn)題，控制不當會(huì )引發(fā)管道局部失效。提出了加強防腐層檢測和評價(jià)，實(shí)施精準陰極保護，運用內檢測技術(shù)及時(shí)發(fā)現管體缺陷，將服役中后期管道應力腐蝕開(kāi)裂直接評價(jià)納入完整性管理方案等四條管理建議。

關(guān)鍵詞：服役中后期管道；防腐層老化；補口；腐蝕開(kāi)裂；陰極保護；管道防腐

埋地天然氣管道腐蝕主要由電化學(xué)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(fēng)險，腐蝕風(fēng)險具有明顯的時(shí)間性，腐蝕控制效果需要不斷改進(jìn)和驗證。管道運行時(shí)間接近或超過(guò)20年，到達服役中、后期，逐漸接近事故浴盆曲線(xiàn)后端，開(kāi)始出現老化問(wèn)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(guò)程中，因受到環(huán)境因素的作用，防腐層質(zhì)地逐步下降的過(guò)程[1]，是不可抗拒的客觀(guān)過(guò)程。鋼質(zhì)管道應力腐蝕開(kāi)裂（SCC）是管材在拉應力和腐蝕聯(lián)合作用下引起的開(kāi)裂現象，是特定環(huán)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(guò)非開(kāi)挖檢測難度大，有突發(fā)性特點(diǎn)，需要引起業(yè)界關(guān)注。

1  陜京一線(xiàn)熱收縮帶老化和帶下管體腐蝕案例

陜京一線(xiàn)管道建成投產(chǎn)于1997年，2018年對其中約100公里管道開(kāi)展了第三輪內檢測，發(fā)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(jìn)行統計，詳見(jiàn)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(xué)抽樣方法，確定對其中180處補口現場(chǎng)開(kāi)挖驗證，并對開(kāi)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(jìn)行了現場(chǎng)測試并取樣。結合20處典型樣本的土壤、補口材料、腐蝕產(chǎn)物實(shí)驗室檢測結果，綜合分析該段管道的陰極保護、土壤環(huán)境、補口帶服役性能和管體服役狀況，結果如下。

1.1  開(kāi)挖點(diǎn)土壤腐蝕性狀況

180處開(kāi)挖點(diǎn)，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(kāi)挖點(diǎn)陰極保護狀況

180處開(kāi)挖點(diǎn)中， 177處管地電位滿(mǎn)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(diǎn)交流干擾程度判定為“弱”。

1.3  開(kāi)挖點(diǎn)補口帶服役狀況

補口帶外觀(guān)形貌普遍完好。實(shí)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(diǎn)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(shí)驗室檢測結果對比

1.4  開(kāi)挖點(diǎn)管體服役狀況

180處開(kāi)挖點(diǎn)中，109處存在不同程度的管體腐蝕現象，占整個(gè)開(kāi)挖數量的61%，問(wèn)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(xué)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(guò)程中，土壤中的離子和水進(jìn)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(xiàn)(氫致+疲勞)開(kāi)裂案例

2016年1月，大港儲氣庫群板828儲氣庫井場(chǎng)采氣管線(xiàn)一個(gè)45°熱煨彎管發(fā)生泄漏。該管線(xiàn)2005年投產(chǎn)，材質(zhì)為16 Mn無(wú)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(cháng)度25 cm，內表面裂紋長(cháng)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(kāi)展失效分析。

2.1  材質(zhì)分析

開(kāi)裂管段的沖擊性能符合要求。但是金相組織表明，經(jīng)過(guò)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(kāi)裂彎管抗拉強度高達805 MPa（表 3），已經(jīng)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(chǎn)物及斷口分析

（1）腐蝕產(chǎn)物及斷口分析。裂紋表面氧元素含量較高，說(shuō)明該區域發(fā)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(xiàn)軸向承受的交變載荷相關(guān)。管體外壁首先產(chǎn)生氫致裂紋，儲氣庫冬采夏注的周期性導致管線(xiàn)內部溫度和壓力波動(dòng)，產(chǎn)生了高應力低疲勞載荷，形成疲勞載荷來(lái)源。

圖 1 板828彎管開(kāi)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(chǎn)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(chǎn)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(fā)生縱向擴展直至開(kāi)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(fā)生多起管道開(kāi)裂事故，均是運行超過(guò)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(huì )形成管體腐蝕。防腐層剝離則會(huì )帶來(lái)長(cháng)時(shí)間局部陰極保護不足，進(jìn)而增加了近中性pH值應力腐蝕開(kāi)裂風(fēng)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(jià)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(jià)

對于服役時(shí)間超過(guò)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(jìn)行定性判斷，必要時(shí)加密開(kāi)展外檢測，及時(shí)掌握防腐層狀況。

3.2  精準實(shí)施陰極保護

應有針對性地開(kāi)展管道陰極保護系統運行數據分析、狀態(tài)檢測和監測，及時(shí)評價(jià)和調整運行參數，控制腐蝕的發(fā)生和發(fā)展。

3.3  及時(shí)開(kāi)展內檢測發(fā)現管體缺陷

對于運行年限較長(cháng)的管道，應根據風(fēng)險分析結果，加密實(shí)施內檢測，采用常規漏磁檢測技術(shù)，及時(shí)發(fā)現體積型缺陷。針對管道可能出現裂紋的問(wèn)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(shù)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(jià)納入完整性管理

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

4  結語(yǔ)

服役中后期管道隨著(zhù)運行年限增長(cháng)，面臨著(zhù)不斷增加的防腐層老化破損、管體腐蝕開(kāi)裂等風(fēng)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(jià)、及時(shí)防控是解決管道老化問(wèn)題的重要手段。同時(shí)，針對服役中后期管道特點(diǎn)，除開(kāi)展檢測、預防和修復等工作，后續還應在開(kāi)發(fā)和推廣新技術(shù)、新材料和新工藝上加大投入，使進(jìn)入服役中后期管道仍能夠安全平穩運營(yíng)。

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(xué)工業(yè)出版社，2007：55.

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

作者簡(jiǎn)介：葛艾天，教授級高級工程師。畢業(yè)于北京航空航天大學(xué)腐蝕與防護專(zhuān)業(yè)，現任北京管道有限公司高級技術(shù)專(zhuān)家。聯(lián)系方式：13601297046，atge@petrochina.com.cn。