某输气站场弯头和三通腐蚀检测分析及措施

费普鸿,陈建兴,侯国强,时春利,唐 艳,杨春梅

(中石油北京天然气管道有限公司天津输气管理处，河北 廊坊 065000)

输气站场管道铺设复杂、口径不一，含弯头、支管和三通的管段较多，为了防雷、防静电专门设计了庞大的接地系统。与干线管道相比较，站场管道(特别是埋地管道)的腐蚀控制要复杂得多，腐蚀问题更突出。抑制管道外部腐蚀的有效手段之一是在管道外表面涂敷外涂层[1]。管道防腐蚀涂层应该具备良好抗渗透性、绝缘性和抗冲击性，能有效阻止管道周边环境中的腐蚀性介质及水分进入，从而达到防腐蚀的目的[2]。目前，在国内站场埋地管线发生的腐蚀穿孔中，大多数是由管道涂层局部破损引起的[3]。一般来说，在输气站场工艺管网下部或立管弯头位置易发生腐蚀[4]。

某输气站场自建站以来经过多次改扩建施工，有较多的立管与埋地管道连接，为及时掌握该输气站场弯头和三通腐蚀状况，保障管道的安全运行，选取埋地管线弯头、三通等21处不同点位开挖调研，掌握了腐蚀现状，以便指导开展后期防腐蚀工作。

1 站场情况及土壤腐蚀性

某输气站场从1997年以来一直进行改造扩建，工艺系统复杂、压力等级多，管线已实现“七进十出”。选择该站出入地弯头3处、地下弯头10处和地下三通8处，共计21处开展腐蚀调研，分布于1997年至2010年间建设的10条管线上。

采用温纳四极法对21处调查点进行了土壤电阻率测量，电阻率为47 Ω·m左右，根据相关标准，土壤腐蚀性分级属于中等。

2 阴极保护情况

该站共有2台恒电位仪用于站内区域阴极保护。采用瞬间断电法，在区域阴极保护恒电位仪上加断路器，测试21处调研点管道的通断电电位。检查结果表明：该21处调研点区域阴极保护效果良好，各管线接地电位均达到GB/T 21447—2018《钢质管道外腐蚀控制规范》和GB/T 21448—2017《埋地钢质管道阴极保护技术规范》规定的最小保护电位水平。

3 防腐层检测

3.1 防腐层外观检测

防腐层外观检测主要包括玻璃丝布防腐层和聚烯烃胶粘带防腐层两种，对防腐层进行100%目测检查，观察防腐层表面是否平整和搭接均匀，表面有无气泡、蚀坑、破损、裂纹和剥离等现象。

检测结果显示，以玻璃丝布和玻璃丝布+底漆为防腐层的管道，防腐层完全剥离，且在防腐层剥离位置有水进入。以玻璃丝布+环氧涂料为防腐层的管道，防腐层外观平整完好，无明显损伤。

防腐层外观检测发现：在开挖21处调研点中，16处弯头或三通防腐层为聚烯烃胶粘带，与这些弯头或三通连接的主管道的防腐层主要是3PE防腐层，大部分聚烯烃胶粘带防腐层整体外观平整，无明显损伤缺陷。

3.2 防腐层厚度检测

按照SY/T 0066—1999《钢管防腐层厚度的无损测量方法(磁性法)》，采用涂层测厚仪进行测量。弯头的防腐层厚度检测见图1。图1中的1，2，3，4和5分别代表检测的位置。三通的防腐层厚度检测见图2。图2中的1，2，4，5，6和7分别代表检测位置，以最薄点来评价防腐层厚度是否满足要求。

图1 弯头防腐层厚度检测位置

图2 三通防腐层检测位置

根据SY/T 0414—2017《钢制管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》，防腐层最小厚度为0.7 mm。

厚度检测结果显示，该站场开挖的21处弯头或三通管道中，大多数检测点的防腐层厚度满足标准要求，仅有3处(1处为玻璃丝布、1处为玻璃丝布+环氧涂料、1处为聚烯烃胶粘带)防腐层最小厚度不满足标准要求。

3.3 防腐层电火花扫描

根据不同防腐层的标准厚度要求，按SY/T 0063—1999《管道防腐层检漏试验方法》计算电压，采用电火花检漏仪进行检测。检查时，探头应接触防腐层表面，探头移动速度不大于0.3 m/s。电火花检测仪根据防腐层厚度不同设置电压，记录漏点数及漏点分布情况。

调研结果显示，2005年以前建设的管道防腐层破损点较多。

3.4 防腐层剥离强度检测

防腐层附着力检测属于破坏性检测，测量点的数量和位置应根据当时施工的记录、防腐形式、现行的防腐记录以及防腐层质量来确定。对于缠绕型防腐层：用刀环向划开10 mm宽、长度大于100 mm的胶粘带层，直至管体。然后用弹簧秤与管壁成90°角拉开，拉开速度应不大于300 mm/min。

根据SY/T 5918—2017《埋地钢制管道外防腐层保温层修复技术规范》，聚乙烯防腐层剥离强度不应小于25 N/cm；根据标准GB/T 23257—2017《埋地钢制管道聚乙烯防腐层》，3PE(聚乙烯)防腐层剥离强度不应小于70 N/cm。

检测结果表明，除1个弯头处聚烯烃胶粘带防腐层满足附着力要求外，其余20处弯头或三通处的防腐层剥离强度均不满足相关标准要求。

4 管体检测

管体检测结果表明：有两处管体腐蚀严重，分别为玻璃丝布和玻璃丝布+底漆作防腐层的管道，其防腐层完全剥离且厚度不足。防腐层电火花扫描发现破损点较多，防腐层剥离强度不符合标准要求。

该站调研的21处埋地管道，主要腐蚀类型为均匀腐蚀，部分管道存在坑蚀。腐蚀坑最大深度约为0.54 mm。根据腐蚀坑深度与管道运行时间计算腐蚀速率，最大腐蚀速率约为0.036 mm/a。

5 应对措施

5.1 优化防腐层材料

管道的外防腐层在减缓管道的腐蚀方面起着至关重要的作用。站场埋地管道防腐层在施工期间，遇到风、雨、雪等自然环境影响及管材的表面处理不当等情况将严重影响防腐效果。选择恰当的防腐蚀材料并严格控制防腐蚀施工质量，会大大延长埋地管道防腐层使用寿命[5]。粘弹体防腐胶带技术操作简单、对现场施工要求低，还具备液体特性，在损坏时具有一定程度的自愈合能力，在站场管道和设施的防腐中应用广泛[6]。国内青海油田仙翼输气管道、西气东输二线站场管道都有用粘弹体进行修复的实例[7-8]。最后采用铝箔胶粘带缠绕在粘弹体防腐胶带外层作为保护。

5.2 加强防腐有效性评价

定期检测防腐绝缘层情况和阴极保护的相关数据，加强长输管道工艺站场埋地管线外腐蚀评价，由防腐工程师对数据进行分析，发现问题及时处理，确保站场埋地管线安全运行。外腐蚀评价方法是将设施资料与管道的物理特性、现场调查和检测结果相结合对防腐效果进行评价，且需通过开挖等直接检查方式验证评价的准确性[9]。

6 总结和建议

(1)玻璃丝布和玻璃丝布+底漆防腐层质量较差，存在严重的剥离、破损等缺陷，导致管道腐蚀严重。建议对站场内已经采取这两种防腐层保护的管道重新开展防腐有效性评价，并根据评价结果，选择恰当的防腐材料重新做防腐层。

(2)站场区域阴极保护是减缓埋地管道腐蚀的有效措施。将常规防腐涂层与区域性阴极保护技术结合使用，能够有效抑制腐蚀介质对金属管道的侵蚀。