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杨 农，康 云 (中国石化销售有限公司华中分公司，湖南长沙 410000) 摘要：文中分析了长输管道腐蚀形成的主要原因，采用数据对比的方式计算出腐蚀加深的趋势，采用保护措施处理腐蚀问题，对腐蚀部位进行修复并补强。在实际应用中，效果比较明显，降低了管道运行的风险。 关键词：长输管道；腐蚀；缺陷；修复 0 引言成品油长输管线输送安全高效、成本低，但是其中部分管道穿越河流、水源、高山，穿越人口密集区域，沿途还有各种类型(比如山体滑坡、泥石流等)地质灾害易发生点，给管道输送带来了不安全因素，一旦管壁发生穿孔、断裂，将带来巨大损失。因此，应做好埋地管道的防护，解决它的腐蚀问题。 1 缺陷点的分析1.1 缺陷数据分析 某段成品油管道2008年6月运营投产，2016年1月8日至2016年1月16日，检测公司对该段管道实施了变形及高清晰度漏磁腐蚀检测，通过本次检测，发现共存在金属损失(ML)1 519处，制造缺陷170处，变形87处，焊缝异常171处。最深的金属损失深度为管道正常壁厚的69%，位于该管道检测里程的82 194.28 m处。选取其中5个较严重金属损失缺陷的数据进行分析，数据见表1。 1.2 缺陷形貌分析 检测公司提供的5个较严重的金属损失缺陷均为外部缺陷，从缺陷的几何尺寸来看，缺陷呈圆形坑状。 表1 缺陷数据表  特征名称检测里程/m最近参考点名称距最近参考点的距离/m距上游环焊缝距离/m周向(h：min)深度/%长度/mm宽度/mm内/外部开挖点182194 28株洲收球筒阀门中心-307．714．154：26693664外部开挖点282370．51株洲收球筒阀门中心-37．449．2710：44372728外部开挖点382382．05株洲收球筒阀门中心-25．918．800：58362728外部开挖点482108．44株洲收球筒阀门中心-299．510．471：00322730外部开挖点582082．72257号公里桩314．4210．4810：42272730外部 从观察到的缺陷影像图来看，结合缺陷的形貌，初步判断缺陷是由于外部交流干扰引起的腐蚀的可能性较大。 1.3 缺陷开挖验证 本次提供的开挖验证数据皆为外部金属损失(见图1)，与发生在管道系统内的腐蚀不同，外腐蚀主要是管体外部遭受的土壤腐蚀、地下水腐蚀、杂散电流腐蚀和宏观电池腐蚀等，受土壤的含水量、含氧量、含盐量、酸碱度、电阻率和杂散电流等因素影响最大，所以对外部腐蚀增长速率的估计较复杂。  图1 缺陷现场图 2 缺陷剩余寿命评价2．1 腐蚀增长分析 表2为开挖验证点外腐蚀速率统计表。 表2 开挖验证点外腐蚀速率统计表  特征名称检测里程/m管道投用时间/a腐蚀速率/(mm·a-1)开挖点182194 2880．863开挖点282370．5180．463开挖点382382．0580．450开挖点482108．4480．400开挖点582082．7280．338 综合考虑管线上的外腐蚀模式、管道的使用时间和管道材料，基于安全的考虑，采用半寿命法计算管道的外腐蚀速率。该方法采用的公式为 半寿命增长速率= 式中：PD为深度，%；WT为壁厚，mm。 外腐蚀半寿命最大腐蚀速率和平均增长速率分别为0.863 mm/a 和0.503 mm/a。假定管道外腐蚀环境未发生变化，依据每个外腐蚀特征自有的腐蚀速率按半寿命方法发展，分别计算1 a后和2 a后的腐蚀缺陷深度，见表3。 表3 腐蚀缺陷深度发展表 %  特征名称深度1a后深度2a后深度开挖点16983．8996．44开挖点23741．2847．46开挖点33640．0546．04开挖点43235．2040．47开挖点52729．2833．67 由表3可知，腐蚀最大深度在1 a后将会由69%增长至83.89%，2 a后将增大至96.44%。 2.2 评价结果 分析表3可知，除开挖点5外，剩余4处开挖点都需立即进行开挖修复；开挖点5在1 a内也必须进行开挖修复。 2.3 初步分析结论 从缺陷的数据分析，初步判断外部金属损失形成的原因是防腐层存在缺陷，同时阴极保护欠保护并伴有交流干扰； 通过对缺陷进行评价，5处开挖验证缺陷都属于很严重的外部金属损失，开挖点1～4需立即进行开挖维修；开挖点5需在1 a内进行维修。 3 管道腐蚀缺陷修复方法在对油气管道缺陷进行评价时，国内外的通用方法是将缺陷归类为平面缺陷、体积型缺陷[1]。例如：BS7910《Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures》中将缺陷分为：平面缺陷、非平面缺陷、形状缺陷；GB/T19624《在用含缺陷压力容器安全评定》中将缺陷分为：平面缺陷、体积缺陷。 通常，平面型缺陷的危害更大，需要对其进行进一步的评价后确定相应的修复手段，而体积型的缺陷一般可采用补强修复即可。 3.1 常见的管道金属缺陷修复技术 (1)打磨一般用于消除应力集中，配合其他修复方法共同修复；例如，打磨消除浅表裂纹，打磨消除尖锐及毛刺等； (2)堆焊、焊接补丁见图2。  图2 焊接补丁 (3)机械夹具一般用于泄漏的临时性修复或结合钢质环氧套筒做永久性修复。机械夹具见图3。  图3 机械夹具 (4)换管修复为最有效修复缺陷方法，但因费用高，一般不推荐使用该方法。 (5)钢质套筒包括A型套筒、B型套筒、钢质环氧套筒。其中，A型套筒因其修复效果有限，目前已不再使用；B型套筒因其需要在使用的管道上动焊，会引入新的应力集中造成新的风险点，故有限制使用，尤其不推荐在X70钢及以上的高等级钢管道上使用；而钢质环氧套筒作为从传统A型套筒发展而来新型修复方式，无需动火动焊、修复效果优异，目前被广泛应用在管道修复中[2]。钢质环氧套筒修复见图4。  图4 钢质环氧套筒修复 (6)复合材料补强是一种新型的管道补强修复方式，可用于金属结构强度永久性修复，从补强方法上可分为湿法补强和预成型法补强，从材料使用上可分为玻璃纤维补强、碳纤维补强、芳纶纤维补强等。玻璃纤维复合材料补强见图5。  图5 玻璃纤维复合材料补强 3.2 防腐层修复技术 3.2.1 传统技术 目前国内成品油长输管道外防腐主要使用二层结构聚乙烯、三层结构聚乙烯烃防腐层技术。二层结构聚乙烯防腐层胶黏剂存在失效的风险，对于输送介质温度高于80 ℃的管道，阴极保护处理不好，容易产生应力开裂，三层结构聚乙烯烃防腐层虽然能够很好地发挥各自的优点，但是造价较高，施工工艺复杂，而且这两种技术都需要烘烤操作，如果烘烤不均匀，易造成局部粘结不好，整体密封性下降[3]。 3.2.2 新技术 粘弹体防腐层是一种永不固化的粘弹性聚合物层，具有独特的冷流特性，可以渗入不规则的结构中进行填补并且塑造成平滑的外型，以达到完全保护的效果，具有操作工艺简单，无需火烤，受环境及人员技术水平影响较小等特点，且其防腐效果十分优异，防腐年限可达30 a以上，是一种管道防腐层修复的理想材料。 4 缺陷修复方案选择考虑到快捷和成本的问题，在这一次的修复过程中，采取的是补块补焊的方式，即3.1部分提到的堆焊、补丁方法，这种方式修复效果不是最好，但是快捷高效，能够迅速恢复生产。在完成金属缺陷修复后，防腐层的修复采取了粘弹体防腐层技术，工程结束后采用电火花测漏检查，绝缘效果满足工艺的要求。 5 结束语对于埋地管线来说，定期的管道内检测，对于掌握管道的全面情况有很大的帮助，对检测数据的科学分析，为长输管道维护和检修提供了有效的依据，对合理采用修复方案具有参考意义。 参考文献： [1] 张建鑫.金属的腐蚀与防护[M].北京：国防工业出版社，2008. [2] 闻邦椿.机械设计手册[M].北京：机械工业出版社,2010. [3] 张宝宏，丛文博，张萍.金属电化学腐蚀与防护[M].北京：化学工业出版社,2011. Corrosion Analysis and Defect Repair of Long Distance Oil PipelineYANG Nong, KANG Yun (Sinopec Sales Co., Ltd. Central China Branch, Changsha 410000， China) Abstract:This paper analyzed the main causes of the formation of long distance pipeline corrosion, deep corrosion trend was calculated by comparison of the data. Protective measures were taken to deal with the corrosion problems. Effective measures were taken to repair and reinforce the corrosion part. In practical application, the effect is obvious, which greatly reduces the risk of pipeline operation. Keywords:long pipe; corrosion; defect; repair 收稿日期：2017-05-04 中图分类号：TE8 文献标识码：A 文章编号：1004-9614(2017)06-0041-03 作者简介：杨农(1976—)，工程师，从事化工设备及成品油管输设备维护、检修工作。E-mail:yn-1976@163.com |
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