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管道研究

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西一線陜西段管道防腐層缺陷點調查分析與思考

來源:《管道保護》2024年第2期 作者:王蕩 唐畢松 許東東 孫濤 胡勇勇 時間:2024-4-15 閱讀:

王蕩 唐畢松 許東東 孫濤 胡勇勇

國家管網集團西氣東輸甘陜輸氣分公司

 

摘要:西氣東輸甘陜輸氣分公司對西氣東輸一線干線2023年最近一次定期檢驗報告和ECDA外檢測防腐層評價報告進行分析,篩選出100處防腐層缺陷點進行集中治理并分析驗證各類缺陷點的實際形態特征,為后續持續開展管道防腐層缺陷點治理積累經驗。本文闡述了管道防腐層缺陷點治理的成果、調查分析及問題思考。

關鍵詞:ECDA;外檢測;防腐層;缺陷點

 

西氣東輸一線天然氣干線(以下簡稱西一線干線)于2000年3月開始建設,2004年全線建成投產,管徑為1016 mm,材質為L485(X70)鋼,設計壓力10 MPa,壁厚14.6/17.5/21/26.2 mm,陰極保護類型為強制電流,防腐層類型為三層PE。西一線干線陜西段全長約350 km,途徑陜西省榆林市、延安市等2市7縣,沿線地貌主要為毛烏素沙漠邊緣和黃土塬區。

2023年6月至10月期間,西氣東輸甘陜輸氣分公司(簡稱甘陜分公司)組織實施了西一線干線陜西段100處管道外檢測防腐層漏點修復項目。根據無損檢測結果對2處外檢測缺陷點實施“玻璃纖維補強和壓敏膠型熱縮帶”防腐,對98處缺陷點實施“粘彈體防腐和壓敏膠型熱縮帶”防腐。根據西一線干線最近一次定期檢驗報告和ECDA外檢測報告,本次修復所選的100處缺陷點嚴重等級29處、中度等級59處、輕微等級2處。原則上按照外檢測報告中推薦的修復排序意見實施治理,嚴重程度分布如圖 1所示。


1 西一線防腐層缺陷點嚴重程度分布情況

對西一線干線100處已修復破損點的特征進行分析,其中機械損傷93處,占比85%;補口帶失效9處,占比8%;測試線受損5處,占比4%;測試線補傷片失效2處,占比2%;環氧粉末涂層失效1處,占比1%。缺陷點特征如圖 2所示。


2 機械損傷、補口帶及補傷片失效剝離典型圖

1  防腐層缺陷點分析

(1)機械損傷。將管道軸向按照時鐘方向劃分為2:00—4:00、5:00—7:00、8:00—10:00、11:00—1:00等4個區域,分布時鐘如圖 3所示,從而統計西一線干線93處已修復機械損傷缺陷點所處時鐘位置。經過分析,11:00—1:00方位(頂部)機械損傷42處,占比45.2%;2:00—4:00和5:00—7:00方位(側面)機械損傷22處,占比22.7%;5:00—7:00方位(底部)機械損傷10處,占比10.8%。由此可知,在管道軸向頂部、側面、底部等4個一般認為最容易遭受破壞的部位實際的機械損傷點位達到74處,占比接近80%,其他方位僅為19處,占比約20%,管道各部位損傷如圖 4所示。通過對上述93處機械損傷點的位置、形態進行分析,發現近一半的機械損傷位于管道頂部,很有可能是建設期間回填不規范導致的塊石或機械傷害;管道側面的損傷形態主要是橫向或縱向且傷口呈現銳利的條狀,機械損傷的特征更加明顯;管道底部的損傷形態主要是受擠壓導致,很有可能是建設期下溝前未對管溝石塊等尖銳或硬物進行清理。


3 機械損傷分布時鐘圖


4 管道頂部、側面、底部損傷典型圖

(2)補口帶失效。通過對西一線干線已修復的9處補口帶失效情況進行分析,凡是開挖出的補口帶均存在不同程度的失效,雖然補口帶失效在本次防腐層缺陷點中的占比不到10%,但是相對于補口帶而言失效占比達到100%,暴露出西一線干線等服役達到20年的老管道補口帶失效問題不容忽視。經過分析,補口帶失效的誘發因素主要是機械傷害和施工質量。由機械損傷誘發的補口帶失效發展速率較快,由施工質量誘發的失效較慢,但是隨著時間推移,大多會發展為補口帶整體剝離。補口帶失效后形成陰極屏蔽效應使得陰保電流從補口帶下低阻通道快速流失,導致保護電位局部異常偏正(通過對管道沿線CIPS測試管道斷電電位,局部地段電位明顯偏正),從補口帶下環焊縫兩側發現的明顯銹蝕和金屬損失進一步驗證了陰極保護失效會加劇管道腐蝕。西一線某段管道最近一次CIPS斷電電位趨勢如圖 5所示,補口帶失效造成的金屬損失如圖 6所示。


5 西一線某段管道CIPS斷電電位曲線圖


6 補口帶失效金屬損失典型圖

(3)測試線(補傷片)失效。通過對西一線干線已修復的7處測試線(補傷片)失效情況進行分析,測試線本體損傷極有可能是建設期間管道回填或后期農耕等活動造成的,在ECDA外檢測過程中,測試線損傷點的信號特征較為明顯,很容易被判定為管道防腐層缺陷。而測試線焊點補傷片失效主要誘發因素是施工質量或環境變化。補傷片、測試線失效如圖 7所示。


7 補傷片、測試線失效典型圖

(4)環氧粉末(FBE)失效。2023年10月,甘陜分公司對西一線干線某處防腐層缺陷點進行開挖修復,發現該點位于管道彎頭處,防腐層外觀顏色深淺不一并伴有鼓包和破損,環氧粉末層(FBE)不光滑、不均勻并出現大面積脫落。本處開挖直接檢測到防腐層有多處破損,有機械損傷所致,也有防腐材料脫落所致,F場提取腐蝕產物呈現黃色,土壤呈堿性。

通過對該處防腐層異常破損情況進行分析,環氧粉末(FBE)大面積失效的主要原因是材料質量和施工工藝問題。一是熱煨彎頭在工廠進行環氧粉末噴涂工藝過程中,會導致大量粉末沒有附著在管道上而是沉降在底部。這些已經接觸過高溫的粉末按要求不允許使用,但是廠家基于成本考慮有時會摻雜在新粉末里使用,這就導致環氧粉末的材料極有可能本身不達標。二是環氧粉末加熱的溫度或時間控制不好,有些過高溫烤焦碳化,有些溫度不夠導致粘結力不足。管道剛敷設后環氧粉末涂層并未出現明顯異常,但是管道運行數年后環氧粉末質量問題會逐步暴露。環氧粉末(FBE)失效如圖 8所示。


8 環氧粉末( FBE)失效典型圖

2  對相關問題的思考

(1)如何看待防腐層缺陷經多輪治理依然存在失效的問題。首先,基于管道防腐層材料質量、施工工藝、陰極保護效果等多方面原因,管道外防腐層的破損點無法避免。其次,防腐層破損點隨著時間推移,受到環境變化、陰保電流流失、雜散電流干擾、防腐層材料失效等原因導致失效點面積不斷增大,微小的缺陷點形態會逐步發展。通過定期開展的ECDA外檢測即可發現這一現象。此外,后期第三方損壞、地質災害等外在因素也會造成管道外防腐層破損。值得一提的是,隨著PCM、DM等更加先進的防腐層缺陷點檢測儀器的應用,防腐層檢漏的精度越來越高,這也會提高防腐層檢漏效率。

(2)如何看待防腐層缺陷開挖驗證數據與外檢測報告相關性的問題。首先,管道防腐層外檢測一般采用PCM+DCVG+ACVG+CIPS等方法開展,通過漏點信號強度dB值、土壤腐蝕性、腐蝕活性、陰保狀態等多個指標對防腐層破損點的嚴重程度進行劃分,一般分為嚴重、中度、輕度等3個等級,從而指導管道企業采取立即維修、計劃維修、監控運行等治理措施。其次,通過對西一線干線100處防腐層缺陷點開挖驗證發現,防腐層缺陷點的實際嚴重程度往往與外檢測報告給出的嚴重程度并未呈現正相關。29處嚴重等級的缺陷點經開挖驗證后相當一部分破損情況并不嚴重,69處腐蝕活性為陰極的缺陷點實際腐蝕情況卻并不樂觀,反映出影響管道缺陷點特征的因素和成因較為復雜。如圖 9所示,左圖外檢測結果為中度等級實際上卻比較嚴重,右圖外檢測結果為嚴重等級實際上并不嚴重。


9 破損點嚴重程度驗證

(3)如何看待補口帶下普遍存在銹蝕及金屬損失問題。西一線干線建成投產20年,通過查閱《西氣東輸管道工程線路總說明書》等資料,管道采用常溫型三層PE結構防腐層,補口處采用配套底漆的三層輻射交聯聚乙烯普通型熱收縮套(帶)(環球軟化點≥90℃),與現階段普遍采用的“粘彈體膠帶+壓敏膠型熱收縮帶/熱熔膠型熱收縮套/聚合物冷纏膠帶/環氧玻璃鋼”等補口方式在施工工藝和材質方面有所區別。隨著前文所述的補口帶破損失效和底漆剝離等問題的出現,會造成補口帶下環焊縫兩側銹蝕和金屬損失,尤其是陰保電流流失的陽極區更容易出現腐蝕加劇。此外,三層輻射交聯聚乙烯普通型熱收縮套(帶)配套的底漆與當前通常使用的粘彈體膠帶相比,不具備粘彈體的冷流性及自修復功能,而且在防水性、耐久性、粘結性、施工便捷性方面也劣于粘彈體膠帶。因此,西一線干線采用配套底漆的三層輻射交聯聚乙烯普通型熱收縮套(帶)的補口方式隨著環境、機械損傷、材料性能衰退等多方面因素的變化,后期帶來的補口失效和金屬損失問題較為普遍。

3  結語

(1)應加強防腐工作的日常管理。首先,管道企業應挖掘定期檢驗、ECDA外檢測和完整性評價報告等數據的應用價值,有序指導管道防腐層缺陷點修復工作。管道防腐層缺陷點的修復既要參考相關報告,更要分析總結歷史維修記錄進行綜合比對。其次,按照《國家管網集團長輸油氣管道檢維修管理暫行規定》,要求所屬企業應制定防腐層破損點檢測計劃,3PE防腐層每5年完成一次破損點檢測,其他類型防腐層每3年完成一次破損點檢測,因此,應強化站外管道防腐層缺陷點的自主檢測并將檢測成果作為日常維修的參考依據。此外,應加強站外管道陰極保護管理,消減雜散電流干擾,確保管道電位符合陰極保護準則,減緩腐蝕速率。最后,應重點關注西一線干線(臨近老舊管道)、長寧線(列為老舊管道)管道外防腐層和補口帶失效問題。尤其是補口帶(補傷片)失效問題較為普遍,需要將外檢測與內檢測報告進行對齊,分析研判補口帶下陰影特征,對存在外部金屬損失或補口帶下異常的補口進行選擇性開挖調查或關注,并在日常維護維修及下次內檢測時持續關注管道補口及補口處缺陷發展變化情況。

(2)應持續推進“建管融合”模式。國家管網集團“建管融合”模式是提高油氣管道工程質量和本質安全水平的重要舉措。當前,甘陜分公司以“建管融合”的方式負責3條共700多公里管道的前期監管,從而可以更加有效的對管道防腐層施工質量進行把關。因此,在油氣管道建設期間,應嚴格執行GB 50369―2014《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》和《國家管網集團設計與工程建設準則》,落實管溝施工質量與驗收要求,重點關注管溝是否平整、是否存在塊石等尖銳物,并做好管道吊裝下溝及焊縫檢測等工序,避免管道外防腐層受損及本體承受應力。其次,應關注管道補口帶、環氧粉末材料質量,從源頭上把住質量關。最后,應重點關注管道補口帶現場施工質量。加熱溫度過低或時間過短會導致補口帶收縮不到位、加熱溫度過高或時間過長會導致補口帶碳化,高低溫或加熱時間均會造成與防腐層的粘結力不足,補口帶壓接過程氣泡排擠不到位或存在縫隙也會誘發補口帶失效,一般在投產5~10年后逐步出現補口帶剝離失效等問題。


作者簡介:王蕩,1989年生,畢業于西安石油大學,工程碩士,任職于甘陜輸氣分公司管道科,主要從事腐蝕控制、檢驗檢測、管道完整性管理等工作。聯系方式:18009298445,wangdang@pipechina.com.cn。


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