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輸油站場管道腐蝕調(diào)查與分析

文檔作者：趙君蔣先堯張豐陳洪源劉哲朱子?xùn)\| 楊宏宇文檔來源： 1．中國石油管道科技研究中心 2．中國石油管道公司沈陽技術(shù)分公司，		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2021年09月26日
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2012伍
第1期
管 道 技 木
Pipeline Technique
設(shè) 備
Equipment
2012
No．1
輸油站場管道腐蝕調(diào)查與分析
趙君 ，蔣先堯 ，張豐 ，陳洪源 ，劉 哲 ，朱子?xùn)| ，楊宏宇
(1．中國石油管道科技研究中心，河北廊坊065000；2．中國石油管道公司沈陽技術(shù)分公司，遼寧沈陽110031)
摘要：輸油氣站場管道敷設(shè)復(fù)雜，且多數(shù)沒有實(shí)施區(qū)域性陰極保護(hù)，存在腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。選擇輸油氣站
場典型腐蝕調(diào)查點(diǎn)，通過外觀檢查、厚度測試、漏點(diǎn)檢測、粘結(jié)力測試及缺陷點(diǎn)活性評(píng)價(jià)，對某輸油站場
防腐層、保溫層性能及管道腐蝕情況進(jìn)行調(diào)查。結(jié)果表明：生產(chǎn)區(qū)管道防腐層失效嚴(yán)重，管體腐蝕，最
大腐蝕坑深2．18 mm；立管出入土界面也存在腐蝕。文中分析了腐蝕原因，給出了站場維護(hù)維修建議。
關(guān)鍵詞：輸油站場；管道；腐蝕調(diào)查；防腐層
中圖分類號(hào)：TE832 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1004—9614(2012)01—0058—02
Corrosion Survey and Analysis of Pipes at Pumping Stations
ZHAO Jun ，JIANG Xian—yao ，ZHANG Feng ，CHEN Hong—yuan ，LIU Zhe ，ZHU Zi—dong ，YANG Hong—yu
(1．PetroChina Pipeline R&amp;amp;D Center，Langfang 065000，China；
2．PetroChina PipeHne Technology Sub-Company，Shenyang 110031，China)
Abstract：Because pipes laying at stations is complex and most of these stations do not have regional CP，there is a corrosion
risk of pipes．The typical corosion areas are selected for survey．At a pumping station，the property of coating，the insulating layers
and the status of pipe corosion are surveyed though visual inspections，thickness tests，holiday detections，adhesion tests and ac—
tivity assessments of defects．The result of survey is that coating has deteriorated，the pipes have coroded and the peak pit of cor—
rosion is about 2．1 8 mm．The vertical pipe has also coroded at the surface between soil and atmosphere．The cause of coating
failure is an~yzed and some advice of the pumping station’S maintenance is ven．
Key words：pumping station；pipeline；corosion survey；coating
0 引言
輸油站場(以下簡稱站場)管道敷設(shè)復(fù)雜、管徑不
同、彎頭眾多，相對于干線埋地管道腐蝕控制更加復(fù)
雜¨J。而且，站場工藝管道長期承受高溫高壓，其腐
蝕也較干線管道嚴(yán)重。東北管道已建設(shè)30多年，腐蝕
問題逐漸突出，干線管道的防腐大修逐年開展，而站
場管道基本未進(jìn)行過系統(tǒng)的大修。因此，全面開展站
場管道的腐蝕調(diào)查，有利于降低腐蝕泄漏風(fēng)險(xiǎn)，提高
站場管道完整性管理水平。
1 選點(diǎn)原則
進(jìn)行腐蝕調(diào)查前，調(diào)查點(diǎn)應(yīng)根據(jù)站場腐蝕情況及
維護(hù)維修歷史確定，且能充分反映出站場管道腐蝕情
況，因此確定了如下選點(diǎn)原則：對于不同年代建設(shè)的
管道，每個(gè)年代均抽取一定調(diào)查點(diǎn)進(jìn)行腐蝕調(diào)查；對
于站場內(nèi)不同輸送介質(zhì)的管道，如原油管道、熱水管
道和蒸汽管道，分別選取一定數(shù)量點(diǎn)進(jìn)行調(diào)查；對于
腐蝕嚴(yán)重區(qū)域重點(diǎn)調(diào)查，如換熱器進(jìn)出口、泵出口、立
管出入土段等。
收稿日期：2010—12—09 收修改稿Et期：2011—08-05
2 檢測方法
對地上、地溝及埋地管線，剝離防腐層，檢測管體
腐蝕情況；對防腐保溫層無破損的管線，根據(jù)維修記
錄，選擇易發(fā)生腐蝕的部位進(jìn)行抽樣剝離檢查。
2．1 外防腐保溫層性能評(píng)價(jià)
(1)防腐層外觀檢查：表面有無氣泡、蝕坑、破損、
裂紋、剝離等，并切開防腐層，記錄其材料和結(jié)構(gòu)。
(2)防腐層厚度檢測：采用防腐層測厚儀，根據(jù)不
同防腐層標(biāo)準(zhǔn)中的厚度要求，按《鋼管防腐層厚度的
無損測量方法(磁性法)》的規(guī)定 J，每個(gè)調(diào)查點(diǎn)應(yīng)測
上、下、左、右4個(gè)點(diǎn)，以最薄點(diǎn)為準(zhǔn)。
(3)漏點(diǎn)檢測：根據(jù)不同防腐層標(biāo)準(zhǔn)的厚度要求
計(jì)算電壓 J，采用電火花檢漏儀進(jìn)行檢測。記錄漏點(diǎn)
數(shù)及漏點(diǎn)分布情況。
(4)防腐層粘結(jié)力檢測：按不同防腐層標(biāo)準(zhǔn)粘結(jié)
力檢查方法的要求，在管道圓周上取3個(gè)點(diǎn)進(jìn)行檢查。
按“無變化”、“減少”、“剝離”3種情況記錄。
(5)必要時(shí)現(xiàn)場收集防腐層樣品，送實(shí)驗(yàn)室按相
關(guān)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行防腐層性能分析。
第l期 趙君等：輸油站場管道腐蝕調(diào)查與分析 59
2．2 缺陷點(diǎn)腐蝕活性評(píng)價(jià)
(1)外觀目檢。詳細(xì)描述金屬腐蝕的部位，腐蝕
產(chǎn)物分布(是否均勻)、厚度、顏色、結(jié)構(gòu)(分層狀、粉狀
或多孔)、緊實(shí)度(松散、緊實(shí)、堅(jiān)硬)等。
(2)腐蝕產(chǎn)物成分現(xiàn)場鑒定。
(3)腐蝕類型判別。清除腐蝕產(chǎn)物后，記錄腐蝕
形狀、位置、腐蝕類型。
(4)管壁腐蝕坑深和腐蝕面積的測量。清除待測
區(qū)域防腐層、腐蝕產(chǎn)物，用超聲波法測量管壁最小剩
余壁厚，用探針法測量最大腐蝕坑深。
(5)管體壁厚檢測。用超聲波法測量管體0：00，
3：00，6：00，9：00 4個(gè)位置的管道壁厚。
3 檢測結(jié)果
共調(diào)查站場工藝管道57處。地上管道44處，埋
地或入地立管13處。其中，原油管道48處，蒸汽管道
3處，熱水管道6處。
防腐層狀況良好有14處；防腐層狀況一般，局部
劃傷或脫落有14處；防腐層狀況較差，大面積脫落有
29處。調(diào)查點(diǎn)中，換熱器區(qū)和主泵區(qū)管道防腐層失效
嚴(yán)重，部分管段出現(xiàn)腐蝕，最大腐蝕坑深2．18 mm，腐
蝕速率約0．1 1 mm／a(位于人地彎管處)。
保溫層狀況良好有32處；保溫層變色、結(jié)塊或進(jìn)
水有20處；無保溫層5處。
4 失效原因分析
(1)保溫管道的防腐層采用環(huán)氧煤瀝青或環(huán)氧，
設(shè)計(jì)厚度較薄，加上施工因素影響，易形成防腐層局
部過薄、漏涂等缺陷。
(2)生產(chǎn)區(qū)管網(wǎng)于1991年建設(shè)，由于運(yùn)行時(shí)間較
長，一直未進(jìn)行過維護(hù)維修，管道防腐層失效嚴(yán)重，管
體腐蝕，腐蝕產(chǎn)物呈青色，片狀剝落。生產(chǎn)區(qū)管道運(yùn)
行溫度較高，且承受震動(dòng)，也是發(fā)生腐蝕的主要原因。
(3)管道出入土界面防腐層狀況較差，大面積剝
落，管體表面有浮銹。一方面由于管道處于兩相腐蝕
環(huán)境；另一方面在出入土處，未對管道做特別防護(hù)，如
加強(qiáng)防腐等。在調(diào)查的過程中發(fā)現(xiàn)，在管道出入土界
面處采用石油瀝青(三油三布)防腐層后，腐蝕情況明
顯改善。
(4)彎頭處防水層部分滲水，水分自連接處進(jìn)入，
對應(yīng)彎頭處的防腐層剝落，管體腐蝕。彎管的防水層
連接處發(fā)現(xiàn)明顯腐蝕痕跡(間隔約每20 mm，有一圈
腐蝕，分布在整個(gè)彎管)。
5 腐蝕檢測結(jié)論
(1)換熱區(qū)及主泵區(qū)管道防腐層失效嚴(yán)重，管體
發(fā)生腐蝕，最大腐蝕坑深2．18 1Tim，腐蝕速率為0．11
mm／a．給油泵至罐區(qū)管道部分防腐層脫落，發(fā)生腐蝕。
(2)聚氨酯泡沫保溫層均已變色、老化；巖棉保溫
層未見嚴(yán)重失效。
(3)入地立管地面附近管道防腐層已失效、脫落，
但采用重防腐層(石油瀝青或冷纏膠帶)的立管，地面
附近腐蝕情況明顯改善。
6 結(jié)束語
(1)目前，站內(nèi)管道無維護(hù)維修歷史記錄，建議站
內(nèi)管理人員建立管道臺(tái)賬，記錄歷次維護(hù)維修情況。
臺(tái)賬內(nèi)容宜包括管道維護(hù)位置、維護(hù)原因、維護(hù)時(shí)間、
維護(hù)前后管道防腐保溫層類型結(jié)構(gòu)、施工單位等。
(2)鑒于生產(chǎn)區(qū)內(nèi)管網(wǎng)腐蝕情況，建議立即對生
產(chǎn)區(qū)內(nèi)的管道(地上、地下及地溝)進(jìn)行大規(guī)模修復(fù)，
局部腐蝕較深的部位進(jìn)行補(bǔ)強(qiáng)。
(3)防腐層修復(fù)可采用液體環(huán)氧或粘彈體防腐材
料。采用液體環(huán)氧時(shí)，管道表面處理應(yīng)達(dá)到Sa2．5級(jí)，
且設(shè)計(jì)厚度不應(yīng)小于200 m；采用粘彈體防腐材料
時(shí)，管道表面處理應(yīng)達(dá)到St3級(jí)。
(4)立管人地界面處防腐層宜采用與埋地管道相
同的防腐層(如石油瀝青、冷纏膠帶)或粘彈體防腐材
料修復(fù)，且修復(fù)范圍宜延伸至地面以上200 ITlIn．
(5)給油泵至罐區(qū)管道防腐層部分失效，出現(xiàn)腐
蝕坑，宜對此部分管道監(jiān)測，有條件宜進(jìn)行修復(fù)。
參考文獻(xiàn)：
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術(shù)．石油化工腐蝕與防護(hù)，2009，26(2)：l6一l8．
[2] SY／T 0066-1999鋼管防腐層厚度的無損測量方法(磁
性法)．
[3] SY／T 0063-1999管道防腐層檢漏試驗(yàn)方法．
作者簡介：趙君(1982一)，工程師，從事油氣管道腐蝕與防腐工作。
(上接第51頁)干擾嚴(yán)重且無法通過提高電位輸出來
改善的管段，有必要安裝相應(yīng)的排流裝置來緩解交流
雜散電流的干擾或安裝犧牲陽極進(jìn)行單獨(dú)保護(hù)。
參考文獻(xiàn)：
[1] 胡士信，廖宇平，王冰．管道防腐層設(shè)計(jì)手冊．北京：化學(xué)
工業(yè)出版社，2007．
[2] GB／T 21448-2008 埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)規(guī)范．
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應(yīng)用．北京：中國石化出版社，2007．
[4] 薛致遠(yuǎn)，張豐，畢武喜，等．東北管網(wǎng)陰極保護(hù)通電／斷電
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[5] PEABODY A W．Control of Pipeline Corrosion．second edition．
NACE International，The Corrosion Society，2001．
作者簡介：徐承偉(1982一)，工程師，主要從事管道防腐方面的
研究工作。

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