西部天然气站场埋地管道腐蚀原因与应对措施
0 引言
涂层加阴极保护一直被公认为保护埋地长输管线最佳的方法｡但我国西部站场在设计建设时考虑到站内埋地管线纵横交错､环境复杂､区域阴极保护技术不成熟等,特别是由于认为油气长输管道在新疆干燥沙漠地区的腐蚀不会严重,所以绝大多数场站内未加阴极保护｡而站内部分埋地管线涂层为现场涂装,涂层质量难以保证｡我国西部部分地区虽然干燥,但土壤腐蚀性比较强,油田集输管线､长输管线､站场埋地管道等腐蚀状况日趋严重,甚至已经威胁到油气生产､储运的安全正常运行,对埋地管道和设施进行有效的腐蚀控制日趋成为重要任务｡
1 站场埋地管道基本状况
1. 1 站场建设以及土壤腐蚀性
某天然气管道在新疆段设有六座压气站:A､ C､ E站于 2004 年投产;B､ D､ F站于 2006 年投产｡建设期间,站内管线均采用液态环氧防腐蚀层,均未施加阴极保护｡利用温纳四极法对各站的土壤电阻率进行了测量,并按照石油标准对土壤的腐蚀性进行分级｡测量仪器为 ZC - 8,测量分级结果如表 1｡
表１ 各站土壤电阻率及土壤腐蚀性
1. 2 管道及接地极情况
该天然气管道各站埋地管道直径均在 ϕ34~ 1016mm 之间,原防腐蚀层为液态环氧涂层,2009 年 9 月对防腐蚀层进行改造,至 2010 年 6 月各站防腐蚀层改造相继完成｡改造后管道防腐蚀层为无溶剂环氧(450~550μm)+聚乙烯冷缠带(1.4mm, 55%搭接)｡防腐蚀层改造期间,各站同时追加区域阴极保护系统,并于 2010 年 7 月前后相继投产运行｡各压气站使用低电阻接地模块和铜包钢作为接地极,镀锌扁钢作为水平接地网｡低电阻接地模块型号是 ZGDI - 3,为烧结柱形碳块,长度约为 1m,直径约为 25cm,有不锈钢芯｡TBG 为铜包钢接地极,直径为 20mm,长度为 2.5m 的碳钢棒材,表面镀铜｡各站管道及接地极数据列于表 2｡
表２ 压气站埋地管道面积、接地种类与数量
2 腐蚀情况
先期投产各站投产运行 4 年后,在 A 站和 D 站发现防腐蚀层失效和管道腐蚀;2007 年出现小管径管道泄漏情况[ 1];2009 年压气站埋地管道进行外防腐蚀层大修过程中,发现约 130 处腐蚀相对严重的点,同时发现大口径工艺管线也发生了严重的腐蚀｡表 3 为投产较早的 A､ D 站腐蚀缺陷统计,表明站场埋地管道发生了严重的腐蚀｡如果不加以控制,腐蚀将更加严重,大口径､高压力等工艺管线也将面临腐蚀穿孔的危险｡
表３ 站内管线腐蚀统计
3 腐蚀原因
该天然气管线新疆段埋地管线腐蚀严重,有多方面的原因:土壤腐蚀性强,部分防腐蚀层失效,不 同金属之间的电偶腐蚀,运行温度差异造成的温度差异腐蚀等,这些都是腐蚀产生的原因｡
3. 1 外部腐蚀环境
该段管道沿线天气干燥,降雨稀少,但是土壤含盐碱量高,土壤电阻率低,各站的土壤都有较强的腐蚀性｡
3. 2 防腐蚀层施工因素
管道防腐蚀层为液态环氧｡开挖过程中发现,防腐蚀层服役状况较差,老化现象严重｡已出现大面积的防腐蚀层脱落､分层情况,部分管道涂层已经完全脱落,造成管线直接和土壤接触;也有部分管段防腐蚀层完好,表面光滑,色泽鲜明｡推断涂层服役较差是由施工原因造成的｡
3. 3 接地极/管道之间的电偶腐蚀
为了减小站内设施的接地电阻,六座站场的接地系统均使用铜包钢和烧结石墨低电阻接地模块,接地系统通过机械连接和站内埋地管道电连通｡在土壤中,管道､铜包钢接地极､低电阻模块接地极的自然电位列于表 4｡
表４ 管道和不同接地极在土壤中的自然电位［２］
可以看出接地材料和钢管有明显的电位差,接地系统和钢管之间满足了电偶腐蚀的条件[ 2]:
a.系统中存在阳极(自然电位较负的管道)｡
b.系统中存在阴极(自然电位较正的接地体)｡
c.阴极阳极之间存在电子通道(接地系统和管道通过螺栓机械连接)｡
d.阴极阳极之间存在离子通道(电化学介质为低电阻率土壤)｡
以B站为例,假设防腐蚀层存在 5% 的破损,则裸露在土壤中的钢管面积约为 160m2,而低电阻接地模块的表面积为 165m2｡阴极面积和阳极面积基本相当,在低电阻率的土壤条件下,防腐蚀层破损处的管道将会受到腐蚀｡
3. 4 管线运行温度差异因素
各压气站设有 2~3 台压缩机｡根据不同输气需求,压缩机运行时间也会相应调整切换｡运行压缩机出口管道温度一般在 50~55℃ 之间,备用压缩机出口管道即为站场外界土壤温度,其温度远远低于运行压缩机出口温度｡有研究表明,随着温度的升高,碳钢在土壤介质中自腐蚀电流密度增加;腐蚀体系从 25℃ 升高到 75 ℃ 时,碳钢的自然腐蚀电位正向偏移约 70mV[ 3]｡
以 A 站为例,压气站两台压缩机的后空冷器汇管埋设深度相同,两汇管轴线在同一条直线上,相对位置如图 1 所示(两汇管处于电连通状态)｡通过对站内电位梯度进行测量,未发现该处存在杂散电流迹象｡两封头的腐蚀情况见表 5｡
图１ 空冷器汇管埋设相对位置
表5 A站空冷器埋地汇管封头腐蚀情况
空冷器封头发生严重的腐蚀,除土壤腐蚀性较强的原因外,还有以下因素:
a.压缩机交替运行,造成管道的温度循环变化,防腐蚀层膨胀系数和钢管膨胀系数不同,压缩机汇管处封头的防腐蚀层已和管体剥离,失去了防腐蚀作用｡
b.两汇管封头温度差异较大,会造成管道电位的不同,形成温差腐蚀,热管道电位较正,容易作为阳极发生腐蚀｡两压缩机切换运行后,腐蚀位置也会随之交替｡
4 埋地管道腐蚀应对措施
4. 1 优化防腐蚀层材料
为减缓埋地管道的腐蚀,管道的外防腐蚀层起着至关重要的作用｡站场埋地管道的防腐蚀大多都在施工现场完成,在工程施工期间,风､雨､雪等自然因素会给施工环境以及管材的表面处理造成诸多利影响,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蚀层使用寿命｡
4. 2 更换接地极材料
土壤中碳和铜均比碳钢电位偏正,当烧结碳和铜包钢作为接地材料和碳钢材料的管道埋设在同一区域时,管道和接地极形成电偶,管道作为阳极被腐蚀｡在保证接地系统符合接地电阻的前提下,可以选择镀锌扁钢或锌棒作为接地极材料｡既满足接地要求,又可以作为牺牲阳极保护管道｡
4. 3 减少不锈钢等材料的应用
为了减缓小口径管道的腐蚀､降低泄漏风险,有人提出采用不锈钢管道对站内小口径管道进行更换的方案｡因此有的站场已经更换了部分不锈钢管材｡笔者不建议使用不锈钢管道:一是不锈钢管道造价较高;二是不锈钢电位比碳钢偏正,不锈钢管道和碳钢管道在土壤中容易形成电偶腐蚀,加速碳钢管道腐蚀｡
4. 4 施加区域性阴极保护
区域性阴极保护是将某一区域内的所有预保护对象当作一个整体来进行保护｡由于保护区域内保护对象较多,地下金属结构复杂,分布范围小,干扰和屏蔽现象严重,使得典型的站区阴极保护具有如下特点[ 4]:接地系统庞大,保护电流消耗较高;地下金属结构复杂,干扰和屏蔽问题突出;安全要求高;阳极床设计受到限制;保护系统内金属结构复杂,后期调试整改必不可少｡在国内已有输气站场采用区域性阴极保护,并在区域内达到了有效的保护电位[ 5]｡
区域性阴极保护消除埋设设施之间的电位差别｡2009 年期间,管理单位对站场追加区域性阴极保护,并于 2010 年陆续投产｡其中 A 站的运行情况列于表 6,各个测试桩的电位情况列于表7｡
表 ６ Ａ站阴极保护系统运行情况
表 ７ Ａ站测试桩电位测试结果
从投产情况可以看出,站内测试各点极化偏移均最小为 10# 测试点 169mV,最大为 4# 测试点 328mV｡满足了国家标准的要求,站内埋地管道受到足够的保护｡阴极保护投产前后管道腐蚀穿孔统计表明,2010 年阴极保护投用以来,A 压气站埋地管道没有发生过一起管道穿孔泄漏状况,阴极保护的投用,阻止或减缓了 A 站埋地管道的进一步腐蚀,有效防止了泄漏的发生｡
5 结论和建议
( 1)天然气管道站场埋地管道发生腐蚀甚至泄漏,其原因有多个方面:土壤腐蚀性较强,防腐蚀层服役性能劣化,铜､碳等接地材料的使用,站内不锈钢材料的使用等造成电偶腐蚀等因素都是腐蚀产生的原因｡
( 2)为减缓管道腐蚀,站场设计过程中应避免使用铜包钢､碳素等电位较正的接地体,尽量避免局部使用不锈钢管道埋地｡采用性能优良､耐温度冷热交替的材料,并保证防腐蚀层涂装质量｡
( 3)站场区域阴极保护是一种减缓埋地管道腐蚀的有效措施｡初始阶段就应设计站场的区域性阴极保护,阴极保护系统应和站场工艺管线同时投用,防止管道发生腐蚀｡
参考文献:
[ 1] 陈航.西部天然气压气站埋地管道腐蚀原因与对策 [ J].腐蚀与防护,2008,29( 8):485-487.
[ 2] Peabody.Control of p i peline corrosion[M].Houston
Nace International,2001.
[ 3] 伍远辉,罗宿星,王圣蜜,等.温度对土壤中碳钢腐蚀行为的影响[ J].腐蚀与防护,2011,32( 7):513-516.
[ 4] 杜艳霞,张国忠.输油泵站区域性阴极保护实施中的问题[ J].腐蚀与防护,2006,27( 8):418-420.
[ 5] 葛艾天,涂明跃.区域阴极保护在陕京管道站场的应用[ J]｡腐蚀与保护,2009,30(5):343-345.
