基于完整性評(píng)價(jià)的管道環(huán)氧涂層失效分析
來源:《管道保護(hù)》2022年第3期 作者:李宏霞 周堯 王京京 侯利濤 張宇 白新剛 時(shí)間:2022-6-9 閱讀:
李宏霞 周堯 王京京 侯利濤 張宇 白新剛
西部管道獨(dú)山子輸油氣分公司
摘要:某成品油管道由于建設(shè)期施工質(zhì)量問題,環(huán)氧粉末外防腐層出現(xiàn)大面積剝離,管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較高。通過開展管道外腐蝕直接評(píng)價(jià)、漏磁內(nèi)檢測(cè),排查管道腐蝕情況較嚴(yán)重的重點(diǎn)管段,分析腐蝕原因。通過防腐層大修、增加陰極保護(hù)恒電位儀等措施,減少陰極保護(hù)電流衰減,提升管道斷電電位,降低管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
關(guān)鍵詞:環(huán)氧粉末防腐層;內(nèi)檢測(cè);外檢測(cè);管道腐蝕;完整性評(píng)價(jià)
內(nèi)檢測(cè)作為完整性管理的重要組成部分,是管道安全運(yùn)行管理的必要手段。本文針對(duì)某成品油管道環(huán)氧粉末防腐層發(fā)生大面積剝離現(xiàn)象,基于完整性評(píng)價(jià)漏磁內(nèi)檢測(cè)、外檢測(cè)等數(shù)據(jù)進(jìn)行腐蝕情況分析,排查管道發(fā)生腐蝕的重點(diǎn)管段,以采取有效措施,降低管體腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
1 管道腐蝕概況
某成品油管道于2004年投產(chǎn),全長(zhǎng)228 km,管材為X60鋼,管徑426 mm,壁厚7.0 mm,外防腐層為熔結(jié)環(huán)氧粉末涂層(FBE),在里程4.8 km處首站油庫及里程64 km處分別設(shè)置一座陰保站。在管道內(nèi)檢測(cè)開挖驗(yàn)證、本體修復(fù)及其他開挖項(xiàng)目實(shí)施過程中,發(fā)現(xiàn)環(huán)氧粉末涂層出現(xiàn)大面積剝離,管體表面發(fā)生銹蝕,存在不同程度的腐蝕坑,見圖 1。環(huán)氧粉末涂層對(duì)施工工藝、施工環(huán)境等有較高要求,如出現(xiàn)管體噴砂打磨等表面處理不達(dá)標(biāo),環(huán)氧粉末雙組分混合比例不合格,施工溫度低于水露點(diǎn)等情況,容易造成防腐層質(zhì)量不合格,給管道帶來較高的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
圖 1 管體腐蝕情況實(shí)景圖
2 防腐層檢測(cè)分析
2.1 防腐層PCM檢漏情況
使用PCM(交流電流衰減法)進(jìn)行防腐層破損點(diǎn)檢測(cè),全線共檢測(cè)出防腐層缺陷點(diǎn)2655處,平均11.6處/km,按照外防腐層缺陷點(diǎn)密度分級(jí)評(píng)價(jià),防腐層等級(jí)為3級(jí)。首站油庫-2#閥池的長(zhǎng)度約22.28 km,防腐層破損點(diǎn)383處,平均17.2處/km,其中22處評(píng)價(jià)為重,321處為中、40處為輕。
2.2 防腐層性能分析
(1)表面處理情況分析。管道建設(shè)期,為提高防腐層的黏接力,在涂敷防腐材料前需對(duì)管體表面進(jìn)行處理,根據(jù)SY/T 0315―2013《鋼制管道熔結(jié)環(huán)氧粉末外涂層技術(shù)規(guī)范》相關(guān)要求,表面錨紋深度應(yīng)在 40 μm~100 μm。去除剝離的防腐層,測(cè)量管體錨紋深度,檢測(cè)結(jié)果如表 1所示?梢,錨紋深度不符合標(biāo)準(zhǔn)要求。
表 1 管體錨紋深度測(cè)試結(jié)果
固化溫度是保持FBE涂層長(zhǎng)效附著力的關(guān)鍵,低于標(biāo)準(zhǔn)溫度下的固化不利于熔融態(tài)分子對(duì)底材的浸潤(rùn)。根據(jù)GB/T 39636―2020《鋼制管道熔結(jié)環(huán)氧粉末外涂層技術(shù)規(guī)范》要求,玻璃化轉(zhuǎn)變溫度△Tg應(yīng)大于最高使用溫度以上40℃。選取7處FBE涂層材料進(jìn)行熱特性試驗(yàn),結(jié)果如表 2所示。可見,材料玻璃化轉(zhuǎn)變溫度不符合標(biāo)準(zhǔn)要求。
表 2 環(huán)氧粉末玻璃化轉(zhuǎn)變溫度統(tǒng)計(jì)表
選取典型腐蝕產(chǎn)物樣品,進(jìn)行XRD檢測(cè),分析銹層中各成分含量情況,結(jié)果如圖 2所示。
圖 2 腐蝕產(chǎn)物XRD譜圖
XRD結(jié)果表明主要腐蝕產(chǎn)物為NaHCO3和Fe3O4,因管道表面土壤為堿性土壤,測(cè)試現(xiàn)場(chǎng)土壤電阻率為570 Ω·m,pH值為10,土壤腐蝕性較弱,并非加速管道發(fā)生腐蝕的主要因素。
3 陰極保護(hù)效果分析
2014年該管道開展ECDA(外腐蝕直接評(píng)價(jià))檢測(cè),CIPS(密間隔電位法)檢測(cè)結(jié)果(圖 3)顯示,里程3 km~6.5 km管段斷電電位負(fù)于﹣1200 mV(CSE),處于過保護(hù)狀態(tài);17 km~55 km管段及80 km~112 km的部分管段斷電電位正于或接近﹣850 mV(CSE),無法達(dá)到陰極保護(hù)狀態(tài)。通過測(cè)量全線管地電位發(fā)現(xiàn),5#測(cè)試樁處首站油庫陰保站出站電位為﹣1.998 V,33#測(cè)試樁處電位衰減為﹣0.730 V,表明管道陰極保護(hù)電流衰減嚴(yán)重。
圖 3 成品油管道0~ 110 km電位曲線圖
兩座陰保站的恒電位儀運(yùn)行參數(shù)如表 3所示。經(jīng)測(cè)試,陰保站恒電位儀輸出正常,陰極電纜、陽極電纜、參比電纜、零位接陰電纜完好,參比電極工作正常。首站油庫陰保站恒電位儀輸出電流已高達(dá)10.1 A,但距離該陰保站僅12 km的管道陰極保護(hù)電位仍然偏正。
表 3 2014年陰極保護(hù)系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)表
通過對(duì)防腐層、陰極保護(hù)電位及恒電位儀輸出情況進(jìn)行梳理分析,靠近首站油庫陰保站管段電位過保護(hù),而遠(yuǎn)離陰保站管段電位欠保護(hù)。因此,靠近首站油庫陰保站管段防腐層較差,破損點(diǎn)較多導(dǎo)致陰極保護(hù)電流流失嚴(yán)重是重要原因。
4 漏磁內(nèi)檢測(cè)結(jié)果分析
為掌握管道真實(shí)的腐蝕狀況,2019年對(duì)該管線開展漏磁內(nèi)檢測(cè),共發(fā)現(xiàn)管體金屬損失9303處,大于20% wt金屬損失共計(jì)163處,其中內(nèi)部金屬損失40處,外部金屬損失123處。通過開挖驗(yàn)證,本次內(nèi)檢測(cè)精度及可信度均滿足要求。
為排查全線管道外腐蝕風(fēng)險(xiǎn)重點(diǎn)管段,按照每20 km長(zhǎng)度劃分出11個(gè)管段,統(tǒng)計(jì)大于20% wt外部金屬損失數(shù)量和比例。其中首站油庫—20#測(cè)試樁管段大于20% wt金屬損失數(shù)量遠(yuǎn)多于其他管段,占全線的84.6%。該管段腐蝕深度較大,超過50% wt外部金屬損失有3處(表 4)。
表 4 首站油庫—20#測(cè)試樁管道外部金屬損失情況
通過上述分析可以看出,首站油庫—20#測(cè)試樁管段外部金屬損失數(shù)量多、腐蝕深度大,是外腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的重點(diǎn)管段。
5 處置對(duì)策及效果分析
針對(duì)該外腐蝕風(fēng)險(xiǎn)重點(diǎn)管段,2016—2021年,對(duì)首站油庫—27 km處管段采用無溶劑環(huán)氧涂料開展了防腐層大修。2017在里程32 km處新增一座陰保站,為管道提供陰極保護(hù)電流。
為評(píng)估防腐層大修和新增陰保站對(duì)陰保系統(tǒng)的影響,統(tǒng)計(jì)首站油庫和64 km處兩座陰保站陰保測(cè)試數(shù)據(jù)(表 5),與表 3防腐層大修前數(shù)據(jù)對(duì)比。
表 5 2022年陰極保護(hù)系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)表
可以看出,32 km處陰保站恒電位儀投用后,首站油庫及64 km陰保站恒電位儀輸出明顯下降,輸出電流分別由10.1 A和3.80 A下降至2.686 A和2.62 A。新陰保站的投用降低了其他陰保站恒電位儀負(fù)荷,共同對(duì)管道實(shí)施陰極保護(hù)。另外,防腐層大修后提升了管道防腐層的完整性,有效減少了陰極保護(hù)電流衰減。
2019年,ECDA項(xiàng)目對(duì)管道斷電電位進(jìn)行了測(cè)量,其通斷電電位趨勢(shì)如圖 4所示。結(jié)果表明,2014年ECDA檢測(cè)時(shí)斷電電位正于或接近﹣850 mV(CSE)的管段,在增設(shè)32 km處陰保站和防腐層大修后,其斷電電位均滿足負(fù)于﹣850 mV(CSE)準(zhǔn)則要求,達(dá)到陰極保護(hù)目的。
圖 4 管道通斷電位趨勢(shì)圖
6 結(jié)論
(1)管道建設(shè)期管體表面處理問題造成錨紋深度不夠,F(xiàn)BE涂層材料組分配比不合格造成玻璃化轉(zhuǎn)變溫度低于標(biāo)準(zhǔn)要求,是引起該管道防腐層剝離的主要原因。
(2)分析漏磁內(nèi)檢測(cè)發(fā)現(xiàn)的外部金屬損失和PCM檢測(cè)出的防腐層破損沿里程分布情況、管道陰極保護(hù)電位分布狀況,能夠判斷管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較高的重點(diǎn)管段。
(3)通過防腐層大修,提升管道防腐層的完整性,能夠有效減少陰極保護(hù)電流衰減。在兩座陰極保護(hù)站中間位置增設(shè)陰極保護(hù)站,能夠降低其他極保護(hù)站恒電位儀負(fù)荷,提升管道斷電電位,降低管道腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。
作者簡(jiǎn)介:李宏霞,1987年生,工程師,2009年畢業(yè)于哈爾濱工業(yè)大學(xué),主要從事管道完整性管理工作。聯(lián)系方式:15109924795,lihx09@pipechina.com.cn。
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